1 Jenis Analisa Batuan Inti

TEKNIK RESERVOIR

JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti

NO : TR 01.01 Halaman : 1 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

JENIS ANALISA BATUAN INTI

1.

TUJUAN

Mengetahui besaran-besaran core yang diukur oleh uji yang dilakukan di laboratorium.

2.

JENIS METODE

2.1.

ANALISA CORE RUTIN (ROUTINE CORE ANALYSIS) Core yang dianalisa meliputi conventional core dan sidewall core. core. Besaran-besaran yang diukur pada uji ini adalah : 1.

Porositas.

2.

Permeabilitas terhadap udara (air permeability - k air ) dan permeabilitas yang ekivalen terhadap liquid ( liquid (k L).

3.

Permeabilitas horisontal terbesar (maksimum).

4.

Permeabilitas horisontal tegak lurus lurus terhadap permeabilitas horisontal maksimum. maksimum.

5.

Permeabilitas vertikal.

6.

Berat jenis butiran.

Contoh hasil analisa core rutin ditunjukkan oleh Tabel 1 dan Tabel 2.

2.2

ANALISA CORE SPESIAL (SPECIAL CORE ANALYSIS - SCAL) Besaran-besaran yang diukur dan diperoleh dari uji i ni adalah : 1.

Permeabilitas liquid ekivalen liquid ekivalen sebagai fungsi dari volume throughput .

2.

Permeabilitas terhadap udara (air permeability) permeability) dan porositas core plug dan plug dan full full diameter core yang dilakukan pada beberapa harga confining stress. stress.

3.

Kompresibilitas formasi ( pore pore volume compressibility) compressibility) dari core plug dan plug dan full full diameter core sebagai fungsi dari tekanan overburden efektif.

4.

Faktor resistivitas formasi ( F F ), ), faktor sementasi (a (a) dan eksponen sementasi (m (m).

5.

Indeks resistivitas ( RI RI ), ), saturasi air (S (S w) dan eksponen saturasi (n (n).

6.

Permeabilitas relatif (k r )sebagai fungsi saturasi.

7.

Tekanan kapiler.

8.

Waterflood Susceptibility

Contoh hasil analisa core spesial ditunjukkan oleh Tabel 3 sampai Tabel 9. Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR


3.


DAFTAR PUSTAKA

1. Western Atlas International : “Core “Core Analysis Report ,” ,” 1989. 2. Lemigas : “Special “Special Core Analysis Analysis Study On Conventional Core of JRK-228 TW Well (1 st Sand),” Sand),” 2003.

Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR


4.

DAFTAR SIMBOL

a

= faktor sementasi

F

= faktor resistivitas formasi

k air air

= permeabilitas udara (air (air permeability) permeability)

k L

= permeabilitas liquid

k r r

= permeabilitas relatif

m

= eksponen sementasi

n

= eksponen saturasi

RI

= Indeks Resistivitas ( Resistivity Resistivity Index) Index)

S w

= saturasi air



TEKNIK RESERVOIR


5.

TABEL DAN GAMBAR YANG DIGUNAKAN

e r o C a s i l a n A l i s a H h o t n o C . 1 l e b a T



TEKNIK RESERVOIR


e r o C l l a w e d i S a s i l a n A l i s a H h o t n o C . 2 l e b a T



TEKNIK RESERVOIR



Tabel 3. Permeabilitas Liquid Sebagai Fungsi dari Volume Throughput


TEKNIK RESERVOIR



Tabel 4. Faktor Resistivitas Formasi ( Formation Factor , F ) dan Indeks Resistivitas ( Resistivity Index, RI )


TEKNIK RESERVOIR


r e l i p a K n a n a k e T a t a D . 5 l e b a T



TEKNIK RESERVOIR


Tabel 6. Data Waterflood Susceptibility



TEKNIK RESERVOIR


Tabel 7. Data Permeabilitas Relatif



TEKNIK RESERVOIR


Tabel 8. Data Wettability



TEKNIK RESERVOIR


i s a m r o F s a t i l i b i s e r p m o K a t a D . 9 l e b a T



TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-

NO : TR 01.02 Halaman Revisi/Thn

: 1 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

PENENTUAN PARAMETER RESERVOIR RATA-RATA

1.

TUJUAN

Mengolah hasil Analisa Batuan Inti (core), yaitu porositas, permeabilitas dan saturasi untuk digunakan dalam menentukan perhitungan cadangan dan perhitungan teknik reservoir lainnya.

2.

METODE DAN PERSYARATAN

2.1. METODE Dengan menggunakan analisa statistik.

2.2. PERSYARATAN • Diperlukan hasil analisa batuan inti serta interpretasi log untuk harga porositas dan saturasi. • Harga batas φ , k dan S w.

3.

LANGKAH KERJA

3.1. PERHITUNGAN POROSITAS RATA-RATA 1.

Siapkan data porositas terhadap kedalaman dari hasil analisa batuan inti dan interpretasi log sumur yang bersangkutan.

2.

Plot porositas hasil analisa batuan inti terhadap porositas hasil interpretasi log untuk kedalaman yang sama. Tarik garis yang mewakili titik-titik tersebut. Persamaan garis ini diperkirakan dengan menggunakan analisa regresi yang persamaannya dicantumkan di Lampiran.

3.

Siapkan data porositas hasil interpretasi log terhadap kedalaman sumur-sumur yang tidak dilakukan pengintian.

4.

Dengan menggunakan hasil plot dari langkah 2, tentukan harga porositas batuan inti ekivalen dari harga-harga porositas di langkah 3.

5.

Kumpulkan semua data porositas dari analisa batuan inti dan porositas ekivalen dengan urutan membesar.




: 2 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

6.

Tentukan harga cut-off porositas dan sisihkan data porositas yang lebih kecil dari cut-off tersebut. Harga cut-off dapat dilihat pada bagian penilaian formasi (PF).

7.

Tentukan jumlah selang data dengan menggunakan p ersamaan berikut : S = 1 + 3.3 log n

(1)

dimana : S

= jumlah selang minimum

n

= jumlah data

8.

Tentukan jumlah data porositas yang termasuk di dalam masing-masing selang.

9.

Hitung frekuensi masing-masing selang, yaitu jumlah data pada suatu selang dibagi dengan jumlah data seluruhnya.

10. Plot selang porositas terhadap frekuensi. Porositas sebagai sumbu ordinat dan frekuensi sumbu absis. 11. Tentukan harga-tengah porositas untuk masing-masing selang. 12. Porositas rata-rata dihitung sebagai berikut : n

φ = ∑ f iφ i

(2)

i −1

dimana : f i

= frekuensi pada suatu selang

φ i

= harga-tengah porositas pada selang

3.2. PERHITUNGAN PERMEABILITAS RATA-RATA 1.

Siapkan data porositas dan permeabilitas hasil analisa batuan inti terhadap kedalaman.

2.

Plot porositas terhadap permeabilitas untuk kedalaman yang sama pada kertas grafik semi log. Permeabilitas pada sumbu log dan porositas pada sumbu linear. Tarik garis lurus yang mewakili titik-titik tersebut. Garis ini dapat ditentukan secara lebih baik dengan menggunakan analisa regresi, yang persamaannya dicantumkan di Lampiran.

3.

Siapkan data porositas hasil interpretasi log untuk sumur-sumur yang tidak dilakukan pengintian.

4.

Tentukan harga cut-off porositas dan sisihkan data porositas di langkah 3, yang lebih kecil dari harga cut-off tersebut.

5.

Tentukan harga permeabilitas ekivalen dari porositas hasil log, berdasarkan persamaan




: 3 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

garis di langkah (2). 6.

Tentukan semua data permeabilitas dari analisa batuan inti maupun permeabilitas ekivalen dengan urutan membesar. Berdasarkan harga cut-off permeabilitas, sisihkan harga permeabilitas yang lebih kecil dari harga cut-off tersebut.

7.

Kumpulkan semua data permeabilitas ekivalen dari analisa batuan inti maupun permeabilitas ekivalen dengan urutan membesar. Berdasarkan harga cut-off permeabilitas, sisihkan harga permeabilitas yang lebih besar dari harga cut-off tersebut untuk keperluan analisa.

8.

Tentukan harga permeabilitas awal (dalam hal ini harga permeabilitas cut-off dapat digunakan sebagai harga permeabilitas awal), kemudian batas selang dengan menggunakan persamaan berikut : k j = 2 J k i

(3)

dimana : J = 1, 2, 3, 4, ....

9.

k j

= batas selang permeabilitas

k i

= permeabilitas awal

Tentukan jumlah data permeabilitas yang termasuk di dalam masing-masing selang.

10. Hitung frekuensi masing-masing selang ( f j) dengan menggunakan hubungan berikut :

frekuensi, f j =

jumlah data dalam selang j Jumlah data keseluruhan

(4)

11. Hitung frekuensi kumulatif setiap selang : j

F j = ∑ f i

(5)

n =1

12. Dalam setiap selang, hitung permeabilitas rata-rata secara aritmatik (k A) j, yaitu : n

∑ k i (k A ) j =

i =1

dimana :

(6)

n n

= jumlah data permeabilitas dalam selang

k i = harga-harga permeabilitas dalam selang 13. Permeabilitas rata-rata secara geometrik dan seluruh contoh dapat dihitung dengan menggunakan persamaan : A

k G = 10 dimana :


(7)



: 4 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

n

A = ∑ f j log(k A ) j

(8)

j =1

3.3. PERHITUNGAN SATURASI AIR RATA-RATA 1.

Siapkan hasil analisa batuan inti yang meliputi pengukuran tekanan kapiler (P c) sebagai fungsi saturasi air untuk berbagai harga permeabilitas.

2.

Berdasarkan data (σ cos θ )lab dan (σ cos θ )res, ubah harga ( P c)lab menjadi tekanan kapiler pada kondisi reservoir ( P c)res dengan menggunakan persamaan berikut :

( P c ) res = ( P c ) lab

(σ cos θ ) res (σ cos θ ) lab

(9)

Untuk selanjutnya P c pada kondisi reservoir ini disebut P c saja. 3.

Dari data di langkah (l) dan (2) buat grafik permeabilitas terhadap saturasi air untuk suatu harga tekanan kapiler yang tetap pada kertas grafik semi log. Permeabilitas pada skala log dan saturasi pada skala linier.

4.

Hitung permeabilitas rata-rata secara geometrik dengan menggunakan langkah kerja 3.2.

5.

Dengan menganggap bahwa permeabilitas geometrik rata-rata berlaku untuk seluruh reservoir dan dengan menggunakan grafik yang diperoleh dari langkah (2), baca harga saturasi air untuk berbagai harga tekanan kapiler pada harga permeabilitas geometrik ratarata.

6.

Plot tekanan kapiler terhadap saturasi air pada kertas grafik kartesian. Tekanan kapiler pada sumbu ordinat dan saturasi air pada sumbu absis.

7.

Ubah tekanan kapiler dari langkah (5) menjadi ketinggian, h, di atas permukaan batas air ( free water surface - posisi dimana S w = 100% dan P c = 0) dengan menggunakan persamaan :

h=

144 P c ρ w − ρ o

(10)

dimana : ρ w dan ρ o (lb/cuft) dihitung pada kondisi reservoir. 8.

Harga saturasi air rata-rata pada setiap ketinggian diatas permukaan bebas air dapat ditentukan dari langkah (6).




: 5 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

4.

DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, James W., Bass, Daniel M. dan Whiting, Robert L. : " Petroleum Reservoir Engi neering Physical Properties", McGraw Hill Book Company, 1960. 2. Craft, B. C. dan Hawkins, H. F. : " Applied Petroleum Reservoir Engineering ", Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, N.J., 1959. 3. Frick, Thomas C. : " Petroleum Production Handbook ", Vol. II - Reservoir Engineering, SPE of AIME Dallas-Texas, 1962. 4. Timmerman, E. H. : " Practical Reservoir Engineering ", Part I, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, 1982.


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir RataRata

5.

DAFTAR SIMBOL

f j

= frekuensi pada j

F j

= frekuensi kumulatif pada selang j

h

= ketinggian di atas permukaan batas air

k

= permeabilitas

k A

= permeabilitas rata-rata secara aritmatik

k G

= permeabilitas rata-rata secara geometrik

k i

= permeabilitas awal

k j

= batas selang permeabilitas

n

= jumlah data dalam selang

P c

= tekanan kapiler

S w

= saturasi air

φ

= porositas



: 6 / 15 : 2/ Juli 2003



: 7 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

6.

LAMPIRAN

6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Porositas suatu batuan berpori adalah fraksi dari volume batuan t otal yang berongga, yaitu :

φ =

Volume pori − pori Volume total

=

V p V B

(11)

Porositas dibedakan menjadi dua macam, yaitu : 1. Porositas absolut/total. Dalam hal ini, volume pori-pori yang digunakan untuk menghitung porositas adalah volume pori-pori total. 2. Porositas efektif. Volume pori-pori yang digunakan adalah volume pori-pori yang saling berhubungan.

Permeabilitas suatu batuan berpori adalah kemudahan fluida untuk mengalir melalui batuan berpori tersebut pada suatu gradien tekanan tertentu. Satuan yang digunakan adalah Darcy atau milli-Darcy (mD). Batuan berpori mempunyai permeabilitas l Darcy apabila fluida dengan 3

viskositas 1 cp, mengalir melalui batuan ini yang bersisi 1 cm dengan laju aliran 1 cm /detik pada perbedaan tekanan sebesar 1 atm.

Rongga di dalam batuan berpori sebagian dapat berisi cairan dan sebagian lagi berisi gas. Fraksi volume rongga atau pori-pori yang diisi cairan dinyatakan sebagai saturasi cairan, yang didefinisikan sebagai perbandingan antara volume cairan dengan volume pori-pori keseluruhan. Sebagai contoh saturasi air adalah :

S w =

Volume air di dalam batuan berpori Volume pori − pori keseluruhan

(12)

Apabila batuan berpori hanya berisi minyak dan air, maka : S o + S w = 1

(13)

Dengan demikian apabila S w dapat ditentukan, maka harga S o dapat dihitung, yaitu : S o = 1 – S w

(14)

Harga-harga porositas, permeabilitas dan saturasi air dapat ditentukan berdasarkan analisa batuan inti di laboratorium dan selain itu porositas dan saturasi air dapat pula ditentukan dari interpretasi log secara kuantitatif. Manajemen Produksi Hulu



: 8 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

Apabila di suatu reservoir dilakukan beberapa pengintian, hasil analisa batuan inti di laboratorium digunakan dengan hasil interpretasi log setelah dikoreksi dengan hasil laboratorium dapat digunakan sebagai data untuk menentukan besarnya porositas, permeabilitas dan saturasi air rata-rata di seluruh reservoir dengan menggunakan metode stati k.

6.2. PERSAMAAN-PERSAMAAN ANALITIK REGRESI Hubungan linier antara dua kelompok data, dapat ditentukan dengan analisa regresi, yang memberikan persamaan regresi sebagai berikut : 1. Regresi linier

:

Y =

a + bx

(15)

2. Regresi eksponensial

:

Y =

ae , dimana a > 0

bx

(16)

3. Regresi logaritmik

:

Y =

a + b log x

(17)

4. Regresi power

:

Y =

a xb, dimana a > 0

(18)

Dengan teknik regresi ini, maka konstanta a dan b dari persamaan-persamaan di atas dapat ditentukan. Secara umum persamaan untuk menentukan konstanta-konstanta tersebut adalah sebagai berikut :

A =

B =

xi ∑ xiY i − xi

2

∑ Y i (∑ xi ) 2 − n∑ x 2

(19)

∑ Y i − An ∑ xi

(20)

dimana harga A, B, xi dan Y i tergantung dari jenis regresi yang digunakan, ditunjukkan pada tabel berikut :

Regresi

x i

Y i

a

b

Linier Eksponensial

xi xi

Y i ln Y i

A e

B B

Logaritmik Power

log xi log xi

Y i log Y i

A 10 A

B B

Untuk menilai apakah analisa regresi yang dipilih cukup mewakili data yang dianalisa, perlu dihitung koefisien regresi ( R2 ). Koefisien tersebut dihitung dengan persamaan berikut :




: 9 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

2

R =

A∑ Y i + b∑ xi ∑ Y i − 1 / n(∑ Y i ) 2

(21)

(∑ Y i ) 2 − 1 / n(∑ Y i ) 2

Apabila analisa regresi yang dipilih memberikan harga R2 ≈ 1 ini berarti bahwa hampir semua titik data terletak pada persamaan regresi. Jika diperoleh R2 < 1, berarti banyak titik data yang di 2

luar persamaan regresi. Dengan perkataan lain, makin kecil harga R , titik data makin terpencar.

6.3. CONTOH SOAL Hasil analisa core konvensional untuk porositas dan permeabilitas diberikan pada Tabel 1. Sedangkan Tabel 2 menunjukkan hasil perata-rataan tekanan kapiler. Tent ukan porositas dan permeabilitas rata-rata serta saturasi air rata-rata pada setiap kedalam di zona transisi. Berat jenis air dan minyak 68 lb/cuft dan 55.9 lb/cuft.

Tabel 1. Data Hasil Analisa Core Konvensional ID Core

Porosity

Permeability, mD

ID_101 ID_102 ID_103 ID_104 ID_105 ID_106 ID_107 ID_108 ID_109 ID_110 ID_111 ID_112 ID_113 ID_114 ID_115 ID_116 ID_117 ID_118 ID_119

0.519 0.524 0.513 0.511 0.512 0.493 0.504 0.511 0.514 0.512 0.502 0.493 0.497 0.496 0.509 0.482 0.516 0.492 0.478

363.286 425.571 326.857 350 367.571 264.571 474.286 497 584.857 517.429 547.714 566.429 483 524 370.714 223 308.857 273.857 647.571


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir RataRata

Tabel 1 (Lanjutan) ID Core

Porosity

Permeability, mD

ID_120 ID_121 ID_122 ID_123 ID_124 ID_125 ID_126 ID_201 ID_301 ID_303 ID_304 ID_401 ID_402 ID_403 ID_404 ID_405 ID_406 ID_407 ID_408 ID_409 ID_410 ID_411 ID_412 ID_413 ID_415 ID_416 ID_417 ID_418 ID_419 ID_420 ID_421 ID_422 ID_423 ID_424 ID_501 ID_502 ID_503 ID_504 ID_505 ID_506

0.485 0.451 0.460 0.474 0.474 0.485 0.481 0.484 0.485 0.472 0.489 0.516 0.466 0.487 0.484 0.508 0.484 0.495 0.490 0.397 0.431 0.425 0.415 0.414 0.412 0.379 0.43 0.412 0.422 0.43 0.433 0.418 0.439 0.434 0.39 0.395 0.381 0.314 0.374 0.392

281.429 339.714 328.857 348.286 314 396.857 421.714 35.8429 490.286 448 366.429 471.714 52.0714 103.029 222.714 237.429 116 180.571 143 3.364 7.936 8.489 3.794 2.791 7.261 1.531 3.87 6.949 149.286 20.814 162.714 34.929 327.571 213.286 4.139 4.883 51.471 10.414 1.483 17.586



: 10 / 15 : 2/ Juli 2003



: 11 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

Tabel 1 (Lanjutan) ID Core

Porosity

Permeability, mD

ID_507 ID_508 ID_509 ID_510 ID_511 ID_512 ID_513 ID_514 ID_515 ID_516 ID_517 ID_519 ID_520 ID_521 ID_523 ID_524

0.351 0.3739 0.406 0.389 0.312 0.412 0.411 0.341 0.296 0.316 0.389 0.269 0.304 0.341 0.358 0.303

1.355 2.949 4.986 6.817 9.083 5.086 5.416 4.01 5.179 5.074 2.83 1.514 2.589 3.376 2.156 1.589

Tabel 2. Tekanan Kapiler Hasil Perata-rataan ( P c)res 0 0.361 0.722 1.444 2.889 5.417 12.639 25.278 54.167

S w 1 0.941 0.898 0.763 0.484 0.333 0.244 0.194 0.167

A. Menentukan porositas rata-rata 1. Tentukan jumlah selang data :

S = 1 + 3.3 log n = 1 + 3.3 log(75) = 7.187 ≈ 7 Selang-selang adalah sebagai berikut : 0.265 - 0.302, 0.302 - 0.339, 0.339 - 0.376, 0.376 - 0.413, 0.413 - 0.45, 0.45 - 0.487, 0.487 - 0.525. 2. Tentukan jumlah data porositas yang termasuk didalam masing-masing selang : Manajemen Produksi Hulu



: 12 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

0.265 - 0.302

=

2

0.302 - 0.339

=

5

0.339 - 0.376

=

6

0.376 - 0.413

=

13

0.413 - 0.450

=

11

0.450 - 0.487

=

15

0.487 - 0.525

=

23

3. Hitung frekuensi masing-masing selang, yaitu jumlah data pada suatu selang dibagi dengan jumlah data seluruhnya : 0.265 - 0.302

=

2/75

=

0.027

0.302 - 0.339

=

5/75

=

0.067

0.339 - 0.376

=

6/75

=

0.08

0.376 - 0.413

=

13/75

=

0.173

0.413 - 0.450

=

11/75

=

0.147

0.450 - 0.487

=

15/75

=

0.2

0.487 - 0.525

=

23/75

=

0.307

4. Tentukan harga-tengah porositas untuk masing-masing selang, yaitu : 0.2835, 0.3205, 0.3575, 0.3945, 0.4315, 0.4685, 0.506 5. Hitung porositas rata-rata : n

φ = ∑ f φ i i = (0.0267)(0.2835) + (0.0667)(0.3205) + (0.08)( 0.3575) + i −1

(0.1733)(0.3945) + (0.1467)(0.4315) + (0.2)(0.4685) + (0.3067)(0.506) = 0.438 B. Menentukan permeabilitas rata-rata 1. Tentukan batas selang. Data minimum setelah dibulatkan kebawah (dua angka desimal) dan data maksimum setelah dibulatkan ke atas (dua angka desimal) adalah 1.35 mD dan 647.58 mD. Batas selang ditentukan sebagai berikut :

k 0 = 2 0 (1.35) = 1.35 k 1 = 21 (1.35) = 2.7 Manajemen Produksi Hulu



: 13 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

k 2 = 2 2 (1.35) = 5.4 k 3 = 2 3 (1.35) = 10.8 k 4 = 2 4 (1.35) = 21.6 k 5 = 2 5 (1.35) = 43.2 k 6 = 2 6 (1.35) = 86.4 k 7 = 2 7 (1.35) = 172.8 k 8 = 28 (1.35) = 345.6 k 9 = 2 9 (1.35) = 691.2 2.

3.

Tentukan jumlah data permeabilitas yang termasuk di dalam masing-masing selang : 1.35 - 2.7

= 7

2.7 - 5.4

=

14

5.4 - 10.8

=

8

10.8 - 21.6

= 2

21.6 - 43.2

= 2

43.2 - 86.4

= 2

86.4 - 172.8

= 5

172.8 - 345.6

=

14

345.6 - 691.2

=

21

Hitung frekuensi tiap selang : 1.35 - 2.7

= 7/75

=

0.093

2.7 - 5.4

=

14/75

=

0.187

5.4 - 10.8

=

8/75

=

0.107

10.8 - 21.6

= 2/75

=

0.027

21.6 - 43.2

= 2/75

=

0.027

43.2 - 86.4

= 2/75

=

0.027

86.4 - 172.8

= 5/75

=

0.067

172.8 - 345.6

=

14/75

=

0.187

345.6 - 691.2

=

21/75

=

0.28




: 14 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

4.

5.

6.

Hitung frekuensi kumulatif tiap selang : 1.35 - 2.7

= 0.093

2.7 - 5.4

=

0.280

5.4 - 10.8

=

0.387

10.8 - 21.6

= 0.413

21.6 - 43.2

= 0.440

43.2 - 86.4

= 0.467

86.4 - 172.8

= 0.533

172.8 - 345.6

=

0.720

345.6 - 691.2

=

1.000

Dalam setiap selang, hitung permeabilitas rata-rata secara aritmatik (k A) j , yaitu : 1.35 - 2.7

= 1.75

2.7 - 5.4

=

4.02

5.4 - 10.8

=

7.80

10.8 - 21.6

= 19.2

21.6 - 43.2

= 35.39

43.2 - 86.4

= 51.77

86.4 - 172.8

=

134.81

172.8 - 345.6

=

274.48

345.6 - 691.2

=

460.13

Hitung permeabilitas rata-rata keseluruhan secara geometrik : n

A = ∑ f j log(k A ) j = 1.695 j =1

k G = 101.695 = 49.5 mD C. Menentukan saturasi air rata-rata di zona transisi Tentukan ketinggian dari free water surface pada setiap saturasi menggunakan persamaan berikut ini :

h=

144 P c ρ w − ρ o




: 15 / 15 : 2/ Juli 2003

Rata

Tabel 3. Saturasi Air Rata-Rata di Zona Transisi ( P c)res (psia) 0 0.361 0.722 1.444 2.889 5.417 12.639 25.278 54.167

S w

h (ft)

1 0.941 0.898 0.763 0.484 0.333 0.244 0.194 0.167

0 4.297 8.595 17.190 34.380 64.463 150.413 300.827 644.629

700

600 t f , h , e c a 500 f r u S r e t a 400 W e e r F 300 i r a D n a 200 i g g n i t e K100

0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

Saturasi Air Rata-Rata, Sw

Gambar 1. Profil Saturasi Air Rata-rata di Zona Transisi


0.9

1

NO : TR 01.03 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA BATUAN INTI Halaman : 1 / 14 SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata- Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Rata

PENENTUAN DATA TEKANAN KAPILER RATA-RATA

1. TUJUAN

Membuat data tekanan kapiler rata-rata yang representatif untuk suatu reservoir dari sejumlah hasil analisis batuan inti (core analysis).

2. METODE DAN PERSYARATAN

2.1. METODE Metode yang digunakan adalah korelasi Leverett J-function dan korelasi Guthrie.

2.2. PERSYARATAN Tidak ada persyaratan khusus.

3. LANGKAH KERJA

3.1. METODE KORELASI LEVERETT J - FUNCTION 1. Siapkan data pendukung. Perlu analisis laboratorium atas beberapa batuan inti yang menghasilkan parameter berikut :

- Tekanan kapiler ( P c) terhadap saturasi air (S w) dari masing-masing batuan inti. - Tegangan permukaan ( σ ). - Permeabilitas masing-masing batuan inti (k ) dan harga rata-ratanya ( k ). - Porositas masing-masing batuan inti ( φ ) dan harga rata-rata ( φ ). - Sudut kontak ( θ ). Biasanya tersedia pengukuran σ cos θ . 2. Hitung harga J (S w) dari masing-masing batuan inti :

J ( S w ) =

P c

k ( ) 0.5 σ cos θ φ

(1)

3. Plot J (S w) terhadap S w pada sistem sumbu kartesian. 4. Buat kurva yang mewakili plot J (S w) terhadap S w dengan metode least square. 5. Berdasarkan hasil kurva rata-rata J (S w) pada langkah 4, maka tentukan harga P c rata-rata sebagai fungsi dari S w dengan menggunakan persamaan (1), dimana untuk permeabilitas dan porositas digunakan harga rata-ratanya ( k dan φ ). Manajemen Produksi Hulu


3.2. METODE KORELASI STATISTIK GUTHRIE 1. Siapkan data pendukung. Perlu analisis laboratorium atas beberapa batuan inti yang menghasilkan parameter berikut :

- Tekanan kapiler ( P c) terhadap saturasi air (S w). - Permeabilitas masing-masing batuan inti dan harga rata-rata ( k ). 2. Plot P c terhadap S w untuk setiap harga k yang berbeda pada satu kertas grafik kartesian. Tarik kurva P c (S w) untuk masing-masing harga k . 3. Untuk suatu harga P c, baca harga k dan S w. 4. Plot S w terhadap log k untuk berbagai harga P c. 5. Tarik garis lurus rata-rata k (S w) untuk masing-masing harga P c. 6. Pada hasil plot di langkah 5 tariklah garis sejajar dengan sumbu S w untuk k = k . Garis ini akan memotong kumpulan garis linear k (S w) pada S w dan P c tertentu. 7. Plot P c terhadap S w dari hasil langkah 5 yang merupakan P c(S w) rata-rata.



4. DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J. W., Bass Jr., D. M. dan Whiting, R. L.: " Petroleum Reservoir Engineering Physical Properties", McGraw-Hill, 1960.



5. DAFTAR SIMBOL

J (S w)

= Leverett J-Function, tak bersatuan

k

= permeabilitas, cm atau mD

P c

= tekanan kapiler, dyne/cm atau psi

S w

= saturasi air, fraksi

2

2

Huruf Yunani :

φ

= porositas, fraksi

σ

= tegangan permukaan, dyne/cm

θ

= sudut kontak, derajat



6. LAMPIRAN

6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Data tekanan kapiler didapatkan dari analisis batuan inti di laboratorium. Analisis contoh tersebut merupakan bagian yang sangat kecil untuk dapat mewakili reservoir atau formasi secara keseluruhan. Oleh karena itu, seluruh data tekanan kapiler yang diukur dari contoh batuan inti yang berasal dari reservoir tersebut digabungkan dan kemudian ditentukan kurva tekanan kapiler yang mewakili atau representatif untuk reservoir tersebut. Ada dua metode untuk memperoleh kurva tekanan kapiler yang representatif :

- Metode Leverett (Leverett J - function) - Metode Statistik - Guthrie A. Metode Leverett Leverett membuat fungsi korelasi yang didefinisikan sebagai berikut :

J ( S w ) =

P c  k 

0.5

  σ  φ 

(2)

dimana : P c

= tekanan kapiler

σ

= tegangan permukaan

k

= permeabilitas

φ

= porositas

Dapat ditambahkan bahwa apabila digunakan satuan lain yang cocok kecuali di atas, hanya akan menggeser kurva pada sumbu - Y. Beberapa penulis melibatkan "cos θ ", dimana θ adalah sudut kontak, sehingga fungsi korelasi Leverett menjadi :

 k    J ( S w ) = σ cos θ  φ  P c

0 .5

(1)

Gambar 1 memperlihatkan contoh hubungan antara J (S w) terhadap S w dari berbagai formasi.



B. Metode Statistik - Guthrie Tekanan kapiler merupakan fungsi permeabilitas dan saturasi. Dari berbagai pengamatan, Guthrie mendapatkan bahwa pada suatu harga tekanan kapiler, hubungan antara k dan S w adalah sebagai berikut : S w = a log k + C

(3)

Walaupun S w pada suatu harga P c juga merupakan fungsi porositas, namun untuk tujuantujuan praktis, hubungan (3) di atas cukup baik untuk digunakan. Dari hubungan tersebut di atas, dapat dibuat plot k terhadap S w untuk berbagai harga P c dari contoh batuan yang dianalisis. Hubungan tersebut akan merupakan garis lurus pada kertas semi-log untuk setiap harga P c tertentu.

6.2. CONTOH SOAL Untuk mengevaluasi sejumlah hasil analisis dari Edward - Formation ( Jourdantown Field ), digunakan hubungan :

 k    J ( S w ) = σ cos θ  φ  P c

0 .5

(1)

kemudian plot harga J (S w) terhadap saturasi air. Dari plot tersebut, walaupun "trend " garis korelasi yang didapat cukup baik, ternyata korelasi tersebut akan semakin baik apabila hasil analisis batuan tadi dipisahkan menurut tekstur, yaitu :

- limestone cores - dolomite cores - micro granular limestone cores - coarse - grained limestone cores Gambar 2a, 2b, 2c, 2d dan 2e adalah hasil plot J (S w) terhadap saturasi air. Gambar 3 memperlihatkan hasil pengukuran P c(S w) dari sejumlah hasil analisis yang mempunyai harga permeabilitas yang berbeda. Berdasarkan Gambar 3, dapat dibuat korelasi : S w = a log k + C

(3)

untuk setiap harga tekanan kapiler yang berbeda. Korelasi tersebut dibuat sebagai berikut :

- Pada suatu harga P c, baca harga k dan S w. - Plot k vs S w untuk setiap harga P c yang diambil, korelasi k (S w) untuk berbagai harga P c dapat dilihat pada Gambar 4. Manajemen Produksi Hulu


6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN

Gambar 1. Contoh J ( S w) terhadap S w



Gambar 2a. Korelasi Seluruh Hasil Analisa



Gambar 2b. Korelasi untuk Batuan Inti Limestone



Gambar 2c. Korelasi untuk Batuan Inti Dolomite



Gambar 2d. Korelasi untuk Batuan Inti Microgranular Limestone



Gambar 2e. Korelasi untuk Batuan Inti Grained Limestone



Gambar 3. P c vs S w untuk Berbagai Harga k



Gambar 4. Korelasi k - S w untuk Berbagai P c


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas


Relatif Rata-Rata

PENENTUAN KURVA PERMEABILITAS RELATIF RATA-RATA

1. TUJUAN

Menentukan kurva k r versus S rata-rata yang representatif untuk suatu reservoir atau formasi dari sejumlah analisa contoh batu inti (core analysis).


2. 1. METODE Metode yang digunakan adalah normalisasi - denormalisasi sejumlah kurva k r terhadap S dari suatu formasi.

2.2. PERSYARATAN Tidak ada persyaratan khusus.

3. LANGKAH KERJA

1. Siapkan data pendukung yang tersedia untuk : a. Sistem Air - Minyak - Tabel atau kurva k ro dan k rw terhadap S w - Dari Tabel atau Kurva tersebut baca harga titik akhir (end points) : • k ro @ S wc • k ro @ S or • k rw @ S wc • k rw @ S or

b. Sistem Gas - Minyak - Tabel k rg dan k ro ternadap saturasi cairan (S L) - Data harga titik akhir : • k ro @ S wc • k ro @ S gr • k rg @ S wc • k rg @ s gr




Relatif Rata-Rata

c. Sistem Gas - Air - Tabel k rg - k rw versus S w. - Data harga titik akhir : • k rw @ S wc • k rw @ S gr • k rg @ S wc • k rg @ S gr

2. Lakukan prosedur normalisasi untuk setiap kurva k r ternadap S dengan menyiapkan tabel berikut : a. Sistem Air - Minyak *

*

*

Buat tabel S w , k ro , k rw, S w , k ro , k rw seperti pada contoh, dimana :

S w* = * = k ro

* = k rw

S w − S wc 1 − S wc − S or k ro @ S w k ro @ S wc k rw @ S w k rw @ S or

b. Sistem Gas - Minyak *

*

*

*

*

Buat tabel S L, , k ro , k rg , S L , k ro , k rg seperti pada contoh, dimana :

S L* = k ro* = * k rg =

S L − S wc 1 − S wc − S or k ro @ S L k ro @ S wc k rg @ S L k rg @ S or

c. Sistem Gas - Air *

Buat tabel S w , k rg , k rw , S w , k rg , k rw seperti pada contoh, dimana :

S w* =

S w − S wc 1 − S wc − S gr




Relatif Rata-Rata

* = k rg

* = k rw

k rg @ S w k rg @ S wc k rw @ S w k rw @ S gr

*

3. Buat Kurva S* terhadap k r untuk seluruh contoh batuan. *

*

4. Tentukan kurva k r (S w ) rata-rata seperti diperlihatkan pada Gambar l. *

*

5. Lakukan denormalisasi dari kurva k r (S w ) rata-rata dari langkah 4 sebagai berikut : a. Sistem Air - Minyak *

*

*

Buat tabel S w , k ro , k rw , S w , k ro dan k rw seperti pada contoh, dimana : *

*

*

k ro dan k rw dibaca dari kurva di langkah 4 untuk setiap harga S w .

)

S w = S w* 1 − S wc − S or + S wc * k ro = k ro k ro @ S wc

) )

* k rw = k rw k rw @ S or N

∑ (S wc )i S wc =

i =1

N N

∑ (S or )i S or =

i =1

N N

∑ (k ro @ S wc )i k ro @ S wc =

i =1

N N

∑ (k rw @ S or )i k rw @ S or =


i =1

N



Relatif Rata-Rata

b. Sistem Gas - Minyak *

*

*

*

*

*

*

Buat tabel S L , k ro , k rg , S L, , k ro dan k rg dimana : k ro dan k rg dibaca dari kurva di langkah 4 *

untuk setiap harga S L .

S L = S L* 1 − S wc − S gr + S wc * k ro = k ro k ro @ S wc

)

* k rg = k rg k rg @ S or N

∑ (S wc )i S wc =

i =1

N N

∑ (S gr )i S gr =

i =1

N N

∑ (k ro @ S wc )i k ro @ S wc =

i =1

N N

∑ (k rg @ S gr )i k rg @ S gr =

i =1

N

c. Sistem Gas - Air *

*

*

Buat tabel S w , k rg , k rw , S w , k rg dan k rw dimana : k rg dan k rw dibaca dari kurva di langkah 4 untuk setiap harga S w.

)

S w = S w* 1 − S wc − S or + S wc * k rg = k rg k rg @ S wc * k rw = k rw k rw @ S gr N

∑ (S wc )i S wc =

i =1


N

)

TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif Rata-Rata

N

∑ (S gr )i S gr =

i =1

N N

∑ (k rg @ S wc )i k rg @ S wc =

i =1

N N

∑ (k rw @ S gr )i k rw @ S gr =

i =1

N

6. Plot k r terhadap S hasil de-normalisasi.





Relatif Rata-Rata

4. DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J. W. , Bass Jr., D. M. dan Whiting, R. L. : " Petroleum Reservoir Engineering Physical Properties", McGraw-Hill, 1960. 2. Van Poollen, H. K. : " Petroleum Engineering - Short Course", 1983.


TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif Rata-Rata

5. DAFTAR SIMBOL

k r

= permeabilitas relatif

k rg

= permeabilitas relatif gas

k ro

= permeabilitas relatif minyak

k rw

= permeabilitas relatif air

S

= saturasi

S g

= saturasi gas

S gr

= saturasi gas residu

S L

= saturasi cairan = S o + S wc

S or

= saturasi minyak residu

S w

= saturasi air

S wc

= saturasi air konat, dianggap sama dengan S wi

k rg @ S gr

= permeabilitas relatif gas pada S gr

k rg @ S L

= permeabilitas relatif gas pada S L

k rg @ S w

= permeabilitas relatif gas pada S w

k ro @ S L

= permeabilitas relatif minyak pada S L

k ro @ S w

= permeabilitas relatif minyak pada S w

k ro @ S wc

= permeabilitas relatif minyak pada S wc

k rw @ S gr

= permeabilitas relatif air pada S gr

k rw @ S or

= permeabilitas relatif air pada S or

k rw @ S w

= permeabilitas relatif air pada S w

* Keterangan : Semua simbol tidak bersatuan





Relatif Rata-Rata

6. LAMPIRAN

6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Apabila dilakukan pengukuran permeabilitas relatif (k (k r r terhadap S ) dari sejumlah analisis contoh batuan inti yang berasal dari reservoir yang sama, hampir selalu didapatkan harga ti tik akhir (end points : S wc wc , S wi w , i S or o , r S gr ) yang berbeda untuk setiap analisis core sehingga akan menghasilkan bentuk kurva k r r terhadap S yang S yang berbeda pula. Sebuah kurva k r r( S ) yang representatif untuk suatu reservoir diperoleh dengan cara normalisasi dan de-normalisasi harga-harga titik akhir analisis core. core. Adapun harga yang dinormalisasi adalah sebagai berikut :

Titik Akhir

Sistem Gas/Minyak

Gas/Air

Ai Air/Minyak

k ro ro @ S wi wi atau S wc wc

1.0

-

1.0

k ro ro @ S or or atau S gr

0

-

0

k rw rw @ S wi wi atau S wc wc

-

0

0

k rw rw @ S or or atau S gr

-

1.0

1.0

k rg rg @ S wi wi atau S wc wc

0

1.0

-

k rg rg @ S or or

0

0

-

Berdasarkan harga titik akhir tersebut di atas, kurva k r r terhadap S yang diperoleh dari hasil pengukuran dinormalisasikan berdasarkan rumus berikut :




Relatif Rata-Rata

Tabel 1 Normalisasi Titik-Titik Akhir

Harga yang

Jenis Sistem

dinormalisasi

Gas/Minyak

*

k ro @ S L

k ro

k ro @ S wc

*

Gas/Air

Air/Minyak

k ro @ S w

-

k ro @ S wc

k rw @ S w

k rw @ S w

k rw @ S gr

k rw @ S or

k rw

-

*

k rg @ S L

k rg @ S w

k rg @ S or

k rg @ S wc

S L − S wi

S w − S wi

S w − S wi

1 − S wi − S gr

1 − S wi − S gr

1 − S wi − S or

k rg

*

S w

-

Perhitungan di atas dilakukan terhadap data yang didapatkan dari setiap analisis core. core. Kemudian *

plot seluruh harga k r dan S* yang didapat seperti pada Gambar 1. *

Karena titik k r (S*) S*) tersebar, maka kurva normalisasi rata-rata harus diperkirakan seperti pada Gambar 1. Untuk melakukan de-normalisasi, yaitu menentukan kurva k r r( S ) yang mewakili atau representatif, lakukan perata-rataan harga "end "end points" points" seluruh hasil analisis core yang ada dengan formula sebagai berikut : N

∑ (endpoint) i (endpoint) rata − rata =

i =1

N

dimana End Point adalah harga-harga S wc wc , S wi w , i S or o , r S gr , dan lain-lain dari setiap sampel dan N adalah jumlah sampel yang diukur. Langkah terakhir untuk mendapatkan kurva k r r( S ) adalah menghitung harga k r r dan S dengan *

*

menggunakan rumus pada Tabel 1 dimana harga S* dan k r dibaca dari kurva k r (S*) S*) rata-rata pada Gambar 1. Manajemen Produksi Hulu



Relatif Rata-Rata

6.2. CONTOH SOAL Dari pengukuran tiga buah sampel batuan didapatkan data permeabilitas relatif terhadap saturasi sebagai berikut :

Sampel # 1 : S w (fraksi)

k ro ro (fraksi)

k rw rw (fraksi)

0.528

0.973

0

0.639

0.170

0.060

0.653

0.136

0.070

0.668

0.105

0.083

0.711

0.046

0.126

0.754

0.016

0.194

0.771

0.003

0.222

0.779

0.0003

0.237

0.782

0

0.265

S wc wc

= 0.528

S or or

= 0.218

k rw rw@S or or

= 0.265

k ro ro@S wc wc

= 0.973


k ro ro (fraksi)

k rw rw (fraksi)

0.535

0.81

0

0.7442

0.081

0.0638

0.8139

0.0243

0.0858

0.8404

0.0016

-

0.8604

0.0002

-

0.8670

0

0.11




Relatif Rata-Rata

S wc

= 0.535

S or

= 0.133

k rw@S or = 0.11 k ro@S wc = 0.81


k ro (fraksi)

k rw (fraksi)

0.3920

0.9

0

0.4114

0.7560

0.0119

0.4633

0.4590

0.0408

0.6220

0.0270

0.1224

0.6577

0.0090

0.1377

0.7095

0.0003

-

0.7160

0

0.17

S wc

= 0.392

S or

= 0.284

k rw@S or = 0.17 k ro@S wc = 0.9

Dari ketiga sampel tersebut, akan dibuat k r (S w) rata-rata dengan proses normalisasi denormalisasi.

Penyelesaian : Dari masing-masing titik akhir (end point ) yang diketahui, lakukan normalisasi sebagai berikut :

S w* = * = k ro

S w − S wc 1 − S wc − S or k ro @ S w k ro @ S wc




Relatif Rata-Rata

* = k rw

k rw @ S w k rw @ S or

Sampel # 1 :

S w* = * = k ro

* = k rw

S w − 0.528

1 − 0.528 − 0.218

=

S w − 0.528

0.2540

k ro @ S w 0.973 k rw @ S w 0.265

Tabel 2 Normalisasi Titik-Titik Akhir Sampel 1

S w

k ro

k rw

S w

*

k ro

*

k rw

0.528

0.973

0

0

1

0

0.639

0.170

0.060

0.437

0.175

0.226

0.653

0.136

0.070

0.492

0.140

0.264

0.668

0.105

0.083

0.551

0.108

0.313

0.711

0.046

0.126

0.720

0.047

0.476

0.754

0.016

0.194

0.890

0.0164

0.732

0.711

0.003

0.222

0.957

0.0031

0.838

0.779

0.0003

0.237

0.988

0.000308

0.894

0.782

0

0.265

1

0

1


*



Relatif Rata-Rata

Sampel # 2 :

S w* = * = k ro

* k rw =

S w − 0.535 1 − 0.535 − 0.133

S w − 0.535

=

0.3320

k ro @ S w 0.81 k rw @ S w

0.11 Tabel 3 Normalisasi Titik-Titik Akhir Sampel 2

S w

k ro

k rw

S w

*

k ro

*

k rw

0.535

0.81

0

0

1

0

0.7442

0.081

0.0638

0.63

0.1

0.58

0.8139

0.0243

0.0858

0.84

0.03

0.78

0.8404

0.0016

-

0.92

0.002

-

0.8604

0.0002

-

0.98

0.0003

-

0.8670

0

0.11

1

0

1

Sampel # 3 :

S w* = * k ro =

* k rw =

S w − 0.392 1 − 0.392 − 0.284 k ro @ S w

0.9 k rw @ S w

0.17


=

S w − 0.392 0.3240

*



Relatif Rata-Rata

Tabel 4 Normalisasi Titik-Titik Akhir Sampel 3

*

S w

k ro

k rw

S w

*

k ro

*

k rw

*

0.392

0.9

0

0

1

0

0.4114

0.7560

0.0119

0.06

0.84

0.07

0.4633

0.4590

0.0408

0.22

0.51

0.24

0.6220

0.0270

0.1224

0.71

0.03

0.72

0.6577

0.0090

0.1377

0.82

0.01

0.81

0.7095

0.0003

-

0.98

0.0003

-

0.7160

0

0.17

1

0

1

*

Plot S w vs k r untuk ketiga sampel tersebut pada satu kertas grafik Kartesian (Gambar 2). Tentukan harga rata-rata titik-titik akhir (end points) :

S wc =

S or =

0.528 + 0.535 + 0.392 3

0.218 + 0.133 + 0.284 3

k rw @ S or = k ro @ S wc =

*

*

= 0.485

= 0.212

0.265 + 0.11 + 0.17 3 0.973 + 0.81 + 0.90 3

*

= 0.182 = 0.894

Baca harga S w , k ro , k rw dan hitung harga S w, k ro dan k rw berdasarkan harga titik-titik akhir ratarata di atas (De-Normalisasi).




Relatif Rata-Rata

Tabel 5 Normalisasi Titik-Titik Akhir Rata-Rata dari Tiga Sampel

S w

k ro

k rw

S w

*

k ro

*

k rw

*

0

1

0

0.485

0.894

0

0.1

0.79

0.06

0.5153

0.7063

0.0109

0.2

0.57

0.12

0.5456

0.5096

0.0218

0.3

0.37

0.19

0.5759

0.3308

0.0346

0.4

0.23

0.28

0.6062

0.2056

0.0510

0.5

0.15

0.355

0.6365

0.1341

0.0646

0.6

0.1

0.45

0.6668

0.0894

0.0819

0.7

0.6

0.58

0.6971

0.0536

0.1056

0.8

0.03

0.73

0.7274

0.0268

0.1329

0.9

0.01

0.92

0.7577

0.0089

0.1674

1.0

0

1.0

0.7880

0

0.1820

dimana :

S w = S w* (1 − S wc − S or ) + S wc S w = S w* (1 − 0.485 − 0.212) + 0.485 S w = S w* (0.3030) + 0.485 * * k ro = k ro (k ro @ S wc ) = k ro (0.894) * * k rw = k rw (k rw @ S or ) = k rw (0.182)

Plot harga k r terhadap S hasil de-normalisasi di atas pada kertas kartesian (Gambar3).




Relatif Rata-Rata

6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN

*

Gambar 1. Kurva Normalisasi ( S* vs k r ) Seluruh Sampel (Core)




Relatif Rata-Rata

*

Gambar 2. Normalisasi Kurva S* vs k r Seluruh Sampel




Relatif Rata-Rata

Gambar 3. Kurva S w vs k r , De-Normalisasi (rata-rata dari seluruh sampel)


TEKNIK RESERVOIR

JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Perhitungan Kurva Permeabilitas Relatif Rata-Rata Menggunakan Tekanan Kapiler


: 1/4 : 2/ Juli 2003

PRAKIRAAN KURVA PERMEABILITAS RELATIF RATA-RATA MENGGUNAKAN TEKANAN KAPILER

1. TUJUAN

Menentukan kurva permeabilitas relatif dari data tekanan kapiler.


2.1. METODE Dengan menggunakan metode Purcell dan metode Fatt-Dykstra.

2.2. PERSYARATAN Diperlukan hubungan antara tekanan kapiler dan saturasi.

3. LANGKAH KERJA

3.1. PERHITUNGAN PERMEABILITAS RELATIF DENGAN METODE PURCELL 1. Siapkan data tekanan kapiler terhadap saturasi. 2. Hitung permeabilitas relatif fluida pembasah (wetting phase fluid ) dengan persamaan berikut : S = S wt

∫ dS /( P )

2

c

k rwt =

S =0 S =1

(1)

∫ dS /( P )

2

c

S =0

3. Hitung permeabilitas relatif fluida bukan pembasah (non-wetting phase fluid ) dengan persamaan berikut : S =1

∫ dS /( P )

2

c

k rnwt =

S = S wt

(2)

S =1

∫ dS /( P ) c

S =0


2

TEKNIK RESERVOIR



: 2/4 : 2/ Juli 2003

3.2. PERHITUNGAN PERMEABILITAS RELATIF DENGAN METODE FATT - DYKSTRA 1. Siapkan data tekanan kapiler terhadap saturasi. 2. Hitung permeabilitas relatif fluida pembasah (wetting phase fluid ) dengan persamaan berikut : S = S wt

∫ dS /( P )

3

c

k rwt =

S =0 S =1

(3)

∫ dS /( P )

3

c

S =0

3. Hitung permeabilitas relatif fluida bukan pembasah (non-wetting phase fluid ) dengan persamaan berikut : S =1

∫ dS /( P )

3

c

k rnwt =

S = S wt

(4)

S =1

∫ dS /( P ) c

S =0


3

TEKNIK RESERVOIR



: 3/4 : 2/ Juli 2003

4. DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J. W., Bass, D. M. dan Whiting, R. L. : :" Petroleum Reservoir Engineering - Physical Properties", McGraw-Hill, Inc., USA, 1960. 2. Honarpour, M., Koederitz, L. dan Harvey, A. H. : " Relative Permeability of Petroleum Reservoirs", CRC Pres, Inc., Boca Raton, Florida, 1 986.


TEKNIK RESERVOIR


5. DAFTAR SIMBOL

k rnwt

= permeabilitas relatif non-wetting-phase fluid

k rwt

= permeabilitas relatif wetting-phase fluid

P c

= tekanan kapiler

S wt

= saturasi wetting-phase fluid



: 4/4 : 2/ Juli 2003

TEKNIK RESERVOIR

NO : TR 01.06 JUDUL : ANALISA BATUAN INTI Halaman : 1/4 SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Tiga Fasa

PENENTUAN KURVA PERMEABILITAS RELATIF TIGA FASA

1.

TUJUAN

Tujuan dari bab ini adalah untuk memberikan metode perhitungan permeabilitas relatif tiga fasa berdasarkan data permeabilitas relatif dua fasa air-minyak dan minyak-gas. Kondisi fluida dalam tiga fasa (minyak, gas dan air) dalam reservoir bukanlah hal yang jarang terjadi selama proses produksi sehingga pengetahuan akan permeabilitas relatif tiga fasa menjadi penting. Pengukuran secara langsung permeabilitas relatif tiga fasa di laboratorium tidaklah mudah dan memerlukan jumlah percobaan yang berlipat dibandingkan dengan mengukur permeabilitas relatif dua fasa.

2.

PERSYARATAN

− Metode yang digunakan adalah Normalized Stone’s Method I dan Normalized Stone’s Method II, − Tersedia dua set data permeabilitas relatif air-minyak dan minyak-gas, − Sistem adalah water-wet (akan tetapi dapat juga dipakai untuk oil-wet ), minyak dianggap sebagai intermediate wetting phase dan gas dianggap sebagai least wetting phase,

− Jika saturasi minyak berkurang, gunakan kurva imbibisi untuk air-minyak dan kurva drainage untuk minyak-gas,

− Jika saturasi air berkurang, gunakan kurva drainage untuk air-minyak dan minyak-gas. Langkah KerjaPerhitungan Porositas Rata-Rata Perhitungan Permeabilitas Rata-Rata Perhitungan SatuRasi air Rata –Rata Daftar Pustaka Daftar Simbol LampiranLatar Belakang Dan Rumus Persamaan Persamaan Analitik RegresiContoh Soal


TEKNIK RESERVOIR

NO : TR 01.06 JUDUL : ANALISA BATUAN INTI Halaman : 2/4 SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 Tiga Fasa # +

$

TEKNIK RESERVOIR JUDUL

: ANALISA BATUAN INTI

SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-Rata

3. LANGKAH KERJA K

Prosedur perhitungan dilakukan menurut urutan seperti berikut ini : 1. Siapkan dua set kurva permeabilitas relatif dua fasa sistem air-minyak dan minyak-gas, yaitu :

−

k rw, k row terhadap S w

−

k rg , k rog terhadap S g

2. Karena sistemnya water wet dan gas dianggap sebagai least wetting phase, maka permeabilitas relatif tiga fasa untuk air dan g as adalah sebagai berikut :

k rw ( S w , S g ) = k rw ( S w )

(1)

k rg ( S w , S g ) = k rg ( S g )

(2)

3. Tentukan permeabilitas relatif minyak pada sistem tiga fasa : Normalized Stone’s Method I :

k ro ( S w , S g ) =

S o* k row k rog (1 − S w* )(1 − S g * )

(3)

dimana :

S o* = S w* =

S o − S om 1 − S wc − S om S w − S wc 1 − S wc − S om

#

LANGKAHKERJA31

+

20

$

Langkah Kerja

K

Langkah-langkah


(4)

(5)

TEKNIK RESERVOIR


S g * =

S g

(6)

1 − S wc − S om

S om = α S orw + (1 − α ) S org α

= 1−

S g

(7) (8)

1 − S wc − S org

Normalized Stone’s Method II :

 k row

k ro ( S w , S g ) = k rocw 

 k rocw


  k rog  + k rw  + k rg  − (k rw + k rg )  k rocw  

(9)

TEKNIK RESERVOIR


4.

DAFTAR PUSTAKA

1. Stone, H. L. : " Probability Model for Estimating Three-Phase Relative Permeability," JPT (Feb. 1970) 214-218. 2. Fayers, F. J. dan Mathews, J. D. : " Evaluation of Normalized Stone’s Methods for Estimating Three-Phase Relative Permeabilities," SPEJ (April 1984) 224-232. 3. Fayers, F. J. : " Extension of Stone’s Method I and Conditions for Real Characteristics in Three Phase Flow," SPE 16965; Proceeding of The 62nd Annual Technical Conference and Exhibition of SPE, Dallas, TX, September 27-30, 1987.


TEKNIK RESERVOIR

JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Bidang-Bidang Batas

NO : TR 01.07 Halaman : 1/4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

Minyak/Air dan Gas/Air

PENENTUAN BIDANG-BIDANG BATAS MINYAK/AIR DAN GAS/AIR

1. BIDANG BATAS DAN FREE WATER LEVEL

Batas antara zona minyak dan zona air atau zona gas dan zona air, masing-masing disebut sebagai Water - Oil Contact (WOC) dan Gas - Water Contact (GWC), perlu diketahui dalam upaya menghitung atau memperkirakan volume minyak atau gas mula-mula di tempat (Original Oil In Place atau Original Gas In Place). Batas antara zona gas ( gas cap) dan zona minyak disebut Gas-Oil Contact (GOC). Penentuan atau perkiraan batas (contact ) dimaksud dapat dilakukan dengan menggunakan data atau kombinasi data yang ada berikut ini : 1. Data/hasil interpretasi logs (electric log , Neutron-Density log ), 2. Data Repeat Formation Tester (RFT), yaitu data gradien tekanan statik pada masing-masing zona tersebut di atas, 3. Data analisa fluida reservoir, terutama sifat-sifat fisik dan kimiawinya, dan 4. Data analisa batuan inti (Conventional dan Special Core Analysis).

Bilamana semua data tersebut ada, maka penentuan WOC atau GWC harus terintegrasi. Pada situasi tertentu mungkin saja hanya sebagian data yang tersedia dan ini harus dimanfaatkan semaksimal mungkin. Perlu dicatat bahwa bila ada data RFT, maka perpotongan garis gradien tekanan minyak atau gas dengan garis gradien tekanan air merupakan posisi atau kedalaman Free Water Level (FWL), bukan WOC atau GWC, kecuali threshold Pressure-nya P CT = 0. Bila harga P CT ≠ 0 (dari data capillary pressure), maka WOC atau GWC berada di atas FWL sejauh :

h=

144 P CT ρ water − ρ oil

atau h =

144 P CT ρ water − ρ gas

Semua parameter dalam kondisi reservoir dan h, P CT dan ρ masing-masing dalam satuan feet, psi dan lb/cuft.


TEKNIK RESERVOIR




2. METODE ADCAP

Ada situasi tertentu saat mana WOC atau GWC tidak atau belum tertembus oleh satu atau lebih sumur yang sudah dibor. Bila pada situasi ini WOC atau GWC harus diperkirakan, maka ada cara estimasi (metode Adcap) memperkirakan posisi FWL di bawah “base sand ” (terutama untuk reservoir yang relatif homogen) sebagai berikut : 1. Data yang diperlukan : permeabilitas absolut (k gas), porositas (φ ), saturasi air (S w) vs Depth dan P c vs S w. 2. Tentukan displacement pressure ( P d) :

P d =

937.8

(k

0.3406

)

φ

dimana P d dalam satuan psi, k dalam millidarcy dan φ dalam fraksi. 3. Hitung faktor geometri pori-pori ( F g ) :

F g =

  k 0.1254     ln 5.21 φ   

2

2.303

4. Hitung P c untuk harga S w di (dekat) “base sand ” :

log P c =

− F g ln(1 − S w )

+ log P d

5. Prakiraan FWL dari “base sand ” ke bawah sejauh h FWL (dalam satuan feet) :

h FWL =

144 P c ρ water − ρ oil

atau untuk reservoir gas :

h FWL = 0.37 P c 6. Bila ada data tekanan kapiler, maka p osisi WOC atau GWC di bawah “base sand ” adalah :

hWOC = h FWL −

144 P CT ρ water − ρ oil

atau hGWC

= h FWL −

144 P CT ρ water − ρ gas

Hasil estimasi di atas perlu dicek terhadap kedalaman “ spill point ”-nya, konsultasikan dengan geologist Anda apakah posisi kedalaman WOC melebihi “ spill point ”-nya atau tidak. Juga, cek tebal Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK RESERVOIR




kolom hidrokarbon (minyak dan/atau gas) h HC dan ini perlu data tekanan kapiler dari “cap rock ” atau “ seal ” :

h HC ≤

P dS − P dR 0.433( ρ water − ρ HC )

dimana : P dS

= displacement pressure dari “ seal ”, psi

P dR

= displacement pressure dari reservoir, psi

ρwater

= densitas air formasi, gr/cc

ρ HC

= densitas minyak atau gas, gr/cc

h HC

= tebal kolom minyak atau gas dalam reservoir, feet


1 Jenis Analisa Batuan Inti

Recommend Documents