SIFA SIFAT FISI FISIK K BATUAN DAN FLUIDA
SEMESTER III – 2015/2016 Author/Instructor: Pudji Permadi Muhammad Muhammad Nur Ali Akbar Akbar
1
Petrofisika dan Sejarahnya Sejarahnya •
•
•
•
Petrofisika adalah cabang ilmu kebumian yang mempelajari sifat-sifa sifat-sifatt fisik batuan. Usaha memahami sifat-sifat sifat-sifat fisik batuan berpori sudah dimulai sejak awal munculnya munculnya industri migas. Para pelopor penelitian mengenai sifat-sifat fisik batuan berpori: Kozeny (1927), Tickel et al. (1933), Schlumberger et al. (1936), Hassler et al. (1936), Wyckoff and Botset (1936), Leverett (1941), Benner and Bartell (1941), Archie (1942, 1950), Patnode Patnode and Wyllie (1950). Aliran fluida dalam media berpori (Darcy, 1856, saringan pasir; Slichter, 1899, ground water). 2
Silabus •
Mempelajari teori mengenai sifat-sifat sifat-sifat fisik batuan reservoir dan konsep pengukurannya di laboratorium; karakteristik batuan berpori; porositas; permeabilitas absolut, efektif dan relatif; saturasi fluida; kompresibilitas batuan; interaksi fluida-batuan; tekanan kapiler; resistivitas batuan berpori yang mengandung fluida; pengaruh tekanan dan temperatur pada sifat-sifat fisik batuan. 3
EVALUASI HASIL BELAJAR •
•
•
Pekerjaan rumah : 15% Ujian Tengah Semester : 35% (bahan ujian dari awal kuliah sampai dengan bahan kuliah menjelang UTS) Ujian Akhir Semester : 50% (bahan ujian semua bahan kuliah yang dibahas setelah UTS)
4
Pustaka Acuan •
•
•
Petroleum Petroleum Reservoir Engineering: Physical Properties (author: J. W. Amyx, D. M. Bass, Jr., and R. L. Whiting). Properties of Reservoir Rocks: Core Analysis (aouthor: (aouthor: R. P. Monicard) Monicard) Coring and Core Analysis Handbook (author: G. Anderson).
5
Sumber Data Sifat Fisik Batuan •
•
Sifat-sifat fisik batuan diperoleh melalui: (i ) pengukuran langsung atas contoh-contoh batuan (core samples), atau (ii ) cara tidak langsung dg memakai alat Well LOGS yg mengukur sifat fisik tertentu dari batuan untuk kemudian dianalisis dan diinterpretasikan. Mata kuliah TM2209 membahas dasar-dasar sifatsifat fisik batuan dan terutama yg berkaitan dg butir (i ) diatas.
6
Topik-Topik yang Dibahas •
•
•
•
•
•
•
•
•
Batuan reservoir dan perangkap perangkap Pori-pori dan porositas Saturasi Saturasi fluida Permeabilitas absolut Sifat kebasahan batuan Tekanan kapiler Permeabilitas efektif dan relatif Kompresibilitas Sifat hantar hantar arus listrik (electrical (electrical properties) properties) batuan berpori yang berisi fluida 7
Batuan Reservoir dan Perangkap
8
Batuan Reservoir Batuan reservoir adalah batuan atau lapisan batuan yang memiliki pori-pori (dan/atau rekahan-rekahan) melalui mana fluida dapat mengalir. Reservoir hidrokarbon berada jauh dibawah permukaan tanah. Hidrokarbon (minyak dan gasbumi) telah terperangkap jutaan tahun lalu didalam poripori/rekahan batuan. Mengapa hidrokarbon dapat terperangkap? Pori-pori/rekahan ( pore space atau pore void ) itu pada mulanya berisi air sebelum hidrokarbon bermigrasi dan ada air-tersisa yang terperangkap dalam poripori itu. Mengapa ada air yang tersisa? 9
Migrasi dan pemerangkapan minyak dan gas bumi
Bentuk struktur perlapisan batuan yg membentuk
perangkap
Reservoir minyak dg tudung gas (hanya sebagai contoh saja.) Tidak semua reservoir minyak ada tudung gas (gas cap). 10
Lima Jenis Utama Perangkap (Petroleum Traps) •
•
Perangkap Struktural (pelipatan, pengangkatan, intrusi)
Perangkap Stratigrafi (perubahan facies, perubahan permeabilitas, pinch out )
•
Perangkap patahan ( fault trap)
•
Perangkap ketidakselarasan ( unconformity trap)
•
Perangkap kombinasi.
11
Berbagai Perangkap Hidrokarbon Pergerakan basement ke atas. Pergerakan basement arah lateral.
Bidang unconformity
Pendesakan kompresif
Pergerakan lapisan arah lateral diatas basement. Perenggangan dan penurunan lapisan.
Pendesakan oleh kubah garam
12
Bagaimana kita mengimajinasikan batuan reservoir dan karakteristiknya
Oil and water didalam pori-pori
Reservoir Rock Scales
(skala mikron, 10-4cm) Pori antar butiran
Rock grains
Core-plug
(skala cm/inci)
(skala 10 - 100ft/m) (skala reservoir 1000m)
13
Dimana Peran Petrofisika? Rangkaian kegiatan Geology, Geophysics, dan Engineering dalam industri migas
s u l k i s r u l A
s u l k i s r u l A
(Pemodelan)
(Pengelolaan)
14
Core dan Kegunaannya
15
Log analysis & Kalibrasi (Saturasi Air dan Porositas)
16
Pengambilan whole core (subsurface coring)
Core yang diperoleh.
17
Coring bit
18
Alat untuk side wall coring
19
Whole core (bukan side wall core)
20
Whole core yg telah dikeluarkan dari core barrel Carbonate
21
Whole core yg telah dikeluarkan dari core barrel Sandstone
Common low resistivity low contrast lithofacies observed in the MTJDA include Bioturbated Muddy Sandstone (Sbm), Rippled Heterolithic (Hr) and Bioturbated Heterolithic (Hb). Occasionally these intervals are also associated with Bioturbated 22
Foto contoh batuan yang memiliki rekahan (fractures)
23
Berikut adalah slides yg menunjukkan hasil dari analisa core sample
24
Contoh foto hitam-putih sayatan tipis batupasir menunjukkan susunan antar butir yg membentuk pori-pori dan jenis mineral dan fragmen penyusun batuan.
Thin section (Sandstone)
25
Thin section juga untuk mencirikan rentang ukuran dan bentuk butir, jenis pori-pori serta diagenesa yang pernah terjadi pada batuan.
26
Contoh foto thin section (Carbonate)
27
Contoh thin section (Sandstone)
MTJDA reservoirs can be extremely heterogeneous at a mm-cm scale. Reservoirs are often fine grained, clay rich and grade into each other
28
Contoh hasil XRD Analysis CALCULATED WHOLE ROCK MINERAL WEIGHT PERCENT No.
WELL
SAMPLE DEPTH
E N LITHOL O OGY Z
QTZ.
PLAG. FELD.
ALK. FELD.
CALCITE
ANKERIT FE E DOLO.
SID.
PYR.
RELATIVE CLAY ABUNDANCE
ARAGONITE CLAYS
ILLITE
KAOL.
SMEC.
ILL. CHLORIT SMEC. E
1
5N-63B
366.00
R2
Shale
24.1
0.9
3.4
0.0
0.0
0.2
2.6
0.3
0.0
68.5
69.60
20.70
0.0
3.0
6.7
2
5R-63B
504.00
P
Shale
32.0
2.1
3.4
0.0
0.0
0.0
3.3
0.1
0.0
59.1
54.80
30.50
0.0
14.7
0.0
3
5R-63B
623.00
K
Shale
18.0
0.0
2.4
0.0
0.0
0.0
3.2
1.0
0.0
75.4
56.20
37.40
0.0
6.4
0.0
4
5R-63B
730.00
D
Shale
26.6
1.9
0.7
1.70
0.0
0.0
0.6
1.6
0.0
66.9
44.70
44.70
0.0
10.6
0.0
5
5R-63B
754.00
D
Shale
30.1
0.0
1.1
0.0
0.0
0.0
0.6
0.6
0.0
67.6
45.00
37.90
0.0
17.1
0.0
6
3P-55B
600.00
P4
Shale
47.7
1.4
6.9
0.0
0.0
0.0
0.9
3.3
0.0
39.8
59.80
23.80
0.0
5.1
11.3
7
5G-21Z
471.70
R3
Shale
62.0
2.0
3.0
1.0
0.0
1.0
3.0
3.0
0
25
40.00
32
12
0
16
8
5G-21Z
480.75
R4
Shale
62.0
2.0
3.0
1.0
0.0
1.0
3.0
2.0
0
25
48.00
32
12
0
8
9
5G-21Z
595.40
R5
Shale
63.0
0.0
2.0
3.0
0.0
1.0
3.0
3.0
0
23
43.48
43.48
0
0
13.04
10
5G-21Z
612.50
PR
Shale
73.0
0.0
3.0
3.0
0.0
1.0
5.0
2.0
0
12
50.00
50
0
0
0
11
5G-21Z
834.56 KD1 Shale
75.0
0.0
6.0
1.0
0.0
1.0
2.0
3.0
0
11
36.36
63.64
0
0
0
12
5G-21Z
844.36 KD1 Shale
72.0
0.0
3.0
0.0
0.0
1.0
3.0
2.0
0
18
33.33
66.67
0
0
0
13
5G-21Z
922.24 KD3 Shale
53.0
1.0
2.0
2.0
0.0
0.0
3.0
3.0
0
36
44.44
55.56
0
0
0
14
5G-21Z
968.03 KD3 Shale
46.0
0.0
1.0
6.0
0.0
0.0
5.0
3.0
0
36
38.89
61.11
0
0
0
15
5G-21Z 1050.77 BJ
Shale
51.0
0.0
3.0
2.0
0.0
30.0
2.0
2.0
0
10
40.00
60
0
0
0
16
5G-21Z 1063.96 BJ
Shale
55.0
0.0
2.0
0.0
0.0
32.0
2.0
1.0
0
8
37.50
62.50
0
0
0
17
5G-21Z 1079.10 JG
Shale
53.0
0.0
3.0
34.0
0.0
1.0
5.0
0.0
0
4
50.00
50
0
0
0
18
5G-21Z 1129.90 JG
Shale
48.0
1.0
1.0
1.0
0.0
0.0
7.0
4.0
0
38
42.11
57.89
0
0
0
19
5G-21Z 1145.30 JG
Shale
43.0
0.0
1.0
7.0
0.0
0.0
12.0
5.0
0
32
37.50
62.50
0
0
0
20
5G-21Z 1226.12 DL
Shale
53.0
0.0
1.0
1.0
0.0
0.0
5.0
3.0
0
33
45.45
54.54
0
0
0
21
5G-21Z 1243.98 DL
Shale
43
1
1
0
0
0
1.0
5
0
46
34.78
65.22
0
0
0
29
Contoh gabungan sebagian data core analysis No Well .
Depth, Sub - Zone (ft)
Lithology
Gr, size
Clay content
RCA
Clay Distribution
(Illite, Kaol, Smect, Ill-Smec, Chlor)
Gr. Dens (g/cc)
f (%)
Corrected Depth (ft)
1 5N-63B
483
PR2
sandstone
m-cgr
15.8% (71, 14, 0, 5, 10); 0.6% Fe-Dolo
Structural
2.66
35.2
484
2 5N-63B
496
PR2
sandstone
m-cgr
10.6% (62, 22, 0, 6, 10); no Fe-Dolo
Structural
2.65
35
497
3 7P-43B
536
PR1
sandstone
vf-fgr
6% (32, 29, 0, 19, 0);51.9% Fe-Dolo
Structural
2.79
6.4
536
4 7P-43B 541.5
PR1
sandstone
vf-fgr
7.7% (40, 47, 0, 11, 0);47.7% Fe-Dolo
Structural
2.77
23.7
541
5 7P-43B 565.5
PR1
sandstone
vfgr
11.4% (30, 43, 0, 6, 0);20% Fe-Dolo
Structural
2.64
37.4
565
6 7P-43B
566
PR1
sandstone
vfgr
10% (30, 40, 0, 9, 0); 27% Fe-Dolo
Structural
2.76
17
566
7 7P-43B
569
PR1
sandstone
vfgr
11% (55, 36, 0, 9, 0); 18.4% Fe-Dolo
Structural
2.6
39.8
570
8 7P-43B
585
PR2
sandstone
vfgr
5.2% ( 45, 47, 0, 8, 0); 42.4% Fe-Dolo
Structural
2.78
7.6
585
9 7P-43B 612.5
PR3
sandstone
vfgr
5.5% (38, 46, 0, 16, 0); 27.7% Fe-Dolo
Structural
2.63
37.9
613
10 7P-43B
PR4
sandstone
vf-fgr
7.7% (55, 28, 0, 18, 0); 25% Fe-Dolo
Structural
2.79
6.9
623
11 7P-43B 671.5
PR5
sandstone
f-mgr
4.7% (22, 77, 0, Tr, 0); no Fe-Dolo
Structural
2.64
35.1
671
12 6J-47A
D140
sandstone
vf-cgr
25.9% (32, 13, 49, 0, 6)
Patchy
N/A
33.6
160
13 3P-55B 547.5
PR1
Sandstone
f-mgr
15.2% (66, 11, 0, 17, 6); 10% Fe-Dolo
Structural
2.76
20.6
548
14 3P-55B
PR5
Sandstone
f-mgr
12.8% (44, 31, 0, 10, 14); no Fe-Dolo
Structural
2.66
36.7
631
KD1
Sandstone
m-cgr
17.3% (47, 27, 0, 11, 15); no Fe-Dolo
Structural
2 65
33
658
623
160.1
630
15 3P-55B 657 2
30
Permeability versus Porosity 10000
1000
100
d m , y t i l i b 10 a e m r e P 1
0.1
0.01 0
5
10
15
20
25
30
35
Porosity, % 31
Perbandingan properties dari conventional dan sidewall cores Chart Title 30
25
20
) % ( y t i s 15 o r o P 10
5 Conventional
Sidewall
0 1
10
100
1000
Permeability (mD) 32
Tekanan Kapiler versus Saturasi Air 140
120
112
) i 100 s p ( e r u s 80 s e r P y r 60 a l l i p a C 40
204 206 308 333 451 504 619 727
20
1114
0 0
20
40
60
80
100
Water saturaion (%) 33
Permeabilitas Relative versus Saturasi Air 1
kro 0.8
) n o i t c a r f ( 0.6 y t i l i b a e m r 0.4 e P e v i t a l e R 0.2
krw
7 13 20
21 41 0 0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Water Saturation, fraction 34
Sifat kelistrikan batuan berpori yg berisi air Formation Resistivity Factor vs Porosity 1000
r o t c a F y t i v i t s i s e R n o i t a m r o F
100
10
1 0.01
0.1
1
Porosity, fraction
35
Jenis-Jenis Batuan Reservoir •
•
• •
• •
Batupasir (sandstones): consolidated , unconsolidated, dan loose Batuan karbonat (carbonates): limestone dan dolomite Batuan tuffa (tuff) (umumnya fractured) Batuan beku/basement (fractured): igneous rock, granitic, washed granite Batuan metamorf (fractured) Batu serpih (shale) (fractured)
Catatan: Jenis batuan yang umum dijumpai sebagai batuan reservoir komersial adalah batupasir (sandstones) dan batuan karbonat (carbonates). Batuan jenis ini pada umumnya telah mengalami proses diagenesa. 36
Diagenesa •
•
•
Diagenesa adalah proses geologi yg dialami oleh batuan setelah sedimentasi. Perubahan secara fisik dan atau kimiawi terjadi pada batuan itu. Diagenetic prosesses: - cementation - phase transformation - dissolution/leaching - infiltration - natural fracturing - pressure solution Akibat dari proses diagenesa : memperbaiki atau bahkan memperburuk sifat-sifat fisik batuan. 37
Reservoir pada umumnya bersifat heterogen •
•
•
•
•
•
Baik lateral maupun vertikal Perubahan sedimentasi/deposisi Perbedaan lingkungan pengendapan Perbedaan diagenesa dan intensitasnya Perbedaan kekuatan fisik butiran terhadap perubahan. Perubahan facies/litologi. (Istilah facies digunakan bila satu bagian batuan dengan bagian yg lain dapat dibedakan berdasarkan hasil proses geologinya. 38
Batupasir (sandstones) •
•
•
Batupasir adalah batuan endapan klastik yang terbentuk dari butir-butir pasir dengan ukuran butir yang dapat bervariasi (< 2 mikron hingga 2 mm) Material penyusun batupasir dapat bervariasi, kombinasi dari kwarsa (sebagai komponen utama), mineral lempung atau clays ( smectite, illite, chlorite, kaolinite), karbonat, fragmen batuan, beberapa mineral batuan lain spt siderit, pirit, glaukonit, mica, dlsb. . Batupasir consolidated memiliki bahan sementasi pengikat kuat antar butiran; batupasir unconsolidated memiliki sementasi yang lemah; loose sand untuk butiran pasir tidak tersemen. 39
Contoh komposisi batupasir
40
Beberapa jenis batuan endapan klastik lainnya •
•
•
•
Lanau (Silt): batuan dengan ukuran butiran 5 < d < 62 mikron dan komposisi utama kwarsa dan feldspar, plus clays. Serpih (shale): batuan berbutir sangat halus ( d < 5 mikron) dengan komposisi utama clays dan kwarsa, plus lain-lain berbutir sangat halus. Clays (lempung): komponen utama mineral clays, ukuran butiran d < 3 mikron. Lain-lain: Clastic carbonate.
41
Persentase butiran berdasarkan ukuran butir
Ukuran butir mengecil
Ukuran butir mengecil
42
Mineral lempung (clays) dan karakteristiknya •
Clays sangat penting bagi petroleum engineers: 1. pengaruhnya terhadap permeabilitas 2. formation damage dan produktivitas
3. disain lumpur dan fluida komplesi 4. analisa dan interpretasi logs
43
Simbol :
K40 = radioactive
44
Foto SEM dari mineral smectite
45
Foto SEM dari mineral illite (bridging di dalam pori-pori)
46
Foto SEM dari mineral chlorite (pore lining)
47
Foto SEM dari mineral kaolinite (disperse atau structural)
48
Contoh sebaran clay didalam pori-pori
49
Pengaruh jenis dan distribusi Clay pada Permeabilitas sandstone Pengaruh
50
Luas Permukaan Spesifik
Hanya pembanding
Mineral lempung (Clays)
51
Cation Exchange Capacity (CEC) – meq/100gram - Definisi: kapasitas partikel mineral lempung ( clay) untuk melakukan pertukaran kation ( counter balance ion). - CEC tinggi, clay mudah swelling. - Swelling adalah mengembangnya partikel clay akibat pengikatan air oleh partikel clay . - Jumlah molekul air yang diikat oleh clay tergantung pada jenis kation (Na+, Ca++, K+, NH4+, Mg++) yang dimiliki/terikat dalam struktur partikel clay. - Na+ lebih mudah dan banyak mengikat molekul air dibandingkan kation yg lain. - K+, NH4+, Ca++ mudah menggantikan Na+ yang diikat
52
Contoh harga-harga CEC Jenis clay
CEC (meq/100 gram)
Montmorilonite
80 – 150
Illite
10 - 40
Chlorite
10 - 40
Kaolinite
1 - 10
Mixed layer illite-smectite 80 - 140
53
Hubungan antara Specific Surface Area dan CEC
54
Swelling dan Deflokulasi/Dispersi dan Pencegahannya •
•
•
Swelling telah dijelaskan diatas Deflokulasi atau dispersi yaitu proses lepasnya ikatan antar partikel-partikel clay (lihat slide berikutnya) sebagai akibat perubahan kondisi (salinitas dan pH) air didalam pori-pori. Kaolinite adalah salah satu yang mudah mengalami deflokulasi/dispersi pada pH > 8. Pencegahannya dengan penggunaan air berkadar garam tertentu (lihat slide berikutnya). 55
Gambar proses swelling dan deflokulasi/dispersi
(Swelling)
56
Swelling dan Dispersi
57
Bilamana penyumbatan pori-pori akibat deflokulasi/dispersi?
58
Pencegahan Swelling dan Deflokulasi
59
Pengaruh mineral clays pada Spontaneous Potential (SP) Log •
•
•
•
SP log merupakan log listrik arus searah, merekam potential listrik alami yg terjadi secara spontan antara elektroda pada alat didalam lubang sumur dan elektroda di permukaan. Potential listrik akan timbul bila ada perbedaan konsentrasi ion dalam fluida didalam sumur dengan ion dalam fluida yg terkandung di pori-pori batuan. Potential listrik yang dapat terekam oleh alat log hanya dalam skala millivolt . Kegunaan SP Log yaitu - mencirikan sifat permeable dari lapisan batuan - mencirikan batas-batas lapisan yang permeable - memperkirakan resistivitas air formasi - memperkirakan kandungan shale didalam lapisan permeable
60
Track - 1
Track - 2
Track - 3
15 mV
Clean sand baseline Shale baseline
Ada berapa lapisan yg permeable dan yg impermeable? Istilah impermeable disini dipakai terhadap fluida, bukan terhadap ionion.
61
Pengaruh kadar dan jenis clay pada SP response -
SP
+
-
SP
+
-
SP
+
CEC
? CEC
? CEC
62
Penentuan Vshale atau Vclay berdasarkan SPlog
•
Vshale = 1 – (PSP/SSP)
•
Vshale = (SSP – PSP)/(SSP)
PSP = pseudostatic SP, harga SP pada lapisan yang Vshalenya ingin ditentukan; PSP < SSP. SSP = static SP, harga SP pada clean sand yang tebal. SSP
SP log respons
CleanSand Shale 63
Alat Gamma Ray Log mendeteksi radioaktivitas batuan
Dampak mineral radioaktif yaitu pada respons Gamma Ray Log. GR readings umumnya digunakan juga untuk menentukan kadar clays atau shale. Karena itu ada alat Spectral GR Log yg dapat membedakan respons GR dari clays/shale dengan respons GR dari mineral radioaktif lain.
64
GR readings tinggi.
SHALE
SP readings
SAND
GR readings rendah.
SHALE
65
Contoh respons Gamma Ray Log
Total gamma ray
Corrected gamma ray
GR readings pada lapisan SHALE
GRmax GRmi GR readings pada n lapisan CleanSAND
66
Korelasi empirik untuk memperkirakan V clay/shale berdasarkan GR log •
Larionov (1969), batuan umur tersier:
V sh = 0,083(23.7 •
IGR
– 1)
Larionov (1969), batuan lebih tua:
V sh = IGR/(3 – 2IGR) •
Steiber (1970):
V sh = 1,7 - 3,38 – (IGR – 0,7)20,5 •
Clavier (1971):
V sh = 0,33(22 dimana
IGR
- 1)
IGR = (GRlog – GRmin)/(GRmax – GRmin) 67
Batuan Karbonat (Carbonates) •
•
Batuan karbonat (carbonates) pada umumnya merupakan batuan non-klastik dan butirannya tersusun dari sisa-sisa (cangkang) binatang/tumbuhan atau fosil. Batuan karbonat : Limestone (CaCO3) dan Dolomite (Ca-Mg(CO3)2).
68
Istilah untuk Clean and Dirty Rocks •
•
•
Kandungan atau kadar clays (lempung), silt (lanau), shale (serpih) sangat mempengaruhi kualitas (sifat fisik) reservoir Istilah clean rock digunakan untuk suatu batuan apabila batuan dimaksud mengandung sangat sedikit komponen tersebut diatas Istilah dirty rock digunakan untuk suatu batuan apabila batuan dimaksud mengandung cukup banyak komponen tersebut diatas. 69
Istilah Jenis batuan sesuai kandungannya
70
Pori-Pori dan Porositas Batuan
71
Catatan:
Pori-pori batuan reservoir
- Pori-pori adalah ruang atau rongga kecil diantara butir-butir (solid materials atau matrix ) pembentuk batuan.
-
Rekahan ( fractures) adalah celah retakan pada batuan. Tidak semua batuan berpori memiliki rekahan.
Bagian dari whole core
Thin section
Macro fractures
Contoh batuan yang memiliki pori-pori (tidak kasat mata) dan 72 fractures.
Rentang ukuran butiran dan pori-pori
n o r k i m a l a k S
73
Katagori ukuran pori-pori •
•
•
Macropores: pori-pori berukuran (diameter) > 5 mikron Mesopores: pori-pori berukuran antara 2 – <5 mikron Micropores: pori-pori berukuran < 2 mikron.
74
Contoh sistem pori-pori batupasir
75
Skema pori-pori antar batuan Aliran fluida berkelok-kelok: tortuous
Connected pores
Pore throat
Tortuosity, T = ℓ a/ℓ 1
Pore body
Tortuosity Factor, 2 τ = (ℓ a/ℓ)2 76
Skema aliran fluida pada skala mikrosopik Aliran fluida berkelok-kelok: tortuous
Connected pores
Pore throat
Tortuosity, T = ℓ a/ℓ 1
Pore body
Tortuosity Factor, 2 τ = (ℓ a/ℓ)2 77
Beberapa jenis clay didalam pori-pori
78
SEM dari pori-pori (close up)
79
Luas permukaan beberapa jenis butiran/partikel pembentuk batuan
80
Distribusi ukuran pori dari data mercury injection capillary pressure
81
Contoh ukuran pore bod y dan pore throat
82
Pengaruh perbandingan ukuran pore body dan pore throat terhadap recovery effic iency
83
Contoh sistem pori-pori batuan karbonat
84
Sistem pori-pori batupasir sebagai pembanding
85
Skema Channel dan vugs dalam batuan karbonat
r a s e b h i b e l s a t i s o r o P
86
3 Perbedaan utama rongga/ruang (pore spaces) didalam batuan reservoir •
•
•
•
Rongga/ruang pori-pori diantara butir-butir batuan (intergranular pores), terutama batupasir dan karbonat (matrix system) Vugs, yaitu rongga pori-pori yang telah membesar akibat proses pelarutan sebagian butiran, terjadi pada batuan karbonat Rekahan (fractures): microfractures/fissures (opening size beberapa micron) dan macrofractures (opening size 10 – 200 mikron). Catatan: Tidak semua batuan reservoir memiliki ketiga jenis rongga (dalam pengertian skala mikro) tersebut.
87
Reservoir Rekah Alami •
•
Ada banyak (tetapi tidak semua) reservoir hidrokarbon yang memiliki rekahan (fractures network) secara alami Reservoir rekah alami dapat terbagi atas: - reservoir yang memiliki matrix pores, vugs, dan jaringan rekahan - reservoir yang memiliki matrix pores dan jaringan rekahan - reservoir yang memiliki hanya jaringan rekahan. 88
POROSITAS
89
Porositas •
•
Porositas menyatakan prosentase (atau fraksi) volume batuan yang dapat diisi oleh fluida. Yang dapat diisi fluida yaitu tentunya pori-pori (dan atau rekahan). Jadi, porositas yaitu perbandingan volume pori-pori (dan atau rekahan) terhadap volume batuan itu. Bila volume pori-pori tersebut dinyatakan dengan simbol Vp dan volume batuan dinyatakan dengan simbol Vb, serta porositas batuan dinyatakan dengan simbol ф maka: Porositas, ф = Vp/Vb 90
Porositas absolut/total dan Porositas efektif •
•
•
•
Memperhatikan slide yang lalu, posisi satu pori dengan pori-pori yang lain didalam suatu batuan ada yang saling connected , ada yang isolated , dan ada yang buntu (dead ends atau blind pores). Karena itu porositas dapat terbagi atas 2 katagori: porositas total dan porositas efektif. Porositas absolut/total = porositas yang memperhitungkan seluruh pori-pori batuan itu. Porositas efektif = porositas yang memperhitungkan pori-pori tanpa yang isolated . Pori-pori yang diperhitungkan untuk porositas effektif tentunya adalah pori-pori yang memungkinkan hidrokarbon dapat terakumulasi. Artinya juga bahwa pori-pori isolated tidak mungkin mengandung hidrokarbon, tetapi hanya berisi air saja. 91
Storage capacity •
•
Seringkali ruang pori-pori, rongga, maupun rekahan dinyatakan “memiliki” storage capacity . Storage capacity dapat diartikan sebagai
kapasitas batuan untuk dapat ditempati dan melepaskan fluida. Jadi tidak termasuk yang terisolasi.
92
Volume batuan, volume pori, dan volume butiran •
•
•
•
Batuan berpori terdiri dari padatan atau butiran dan pori-pori. Volume butiran (grains volume, V g) plus volume poripori (pore volume, V p) = volume batuan (bulk volume, V b). Jadi, V b = V g + V p Bila pori-pori tersebut adalah semua pori-pori baik yang berhubungan maupun yang tidak berhubungan maka V p-nya adalah volume pori total V pt . Dapat juga dituliskan: V pt = V pef + V pisolated
фt = V pt /V b
dan фef = V pef /V b 93
Gambaran ideal susunan butir-butir bundar sempurna dan porositasnya
94
Contoh kegunaan porositas •
•
•
•
Porositas mengindikasikan besarnya volume pori-pori yang dapat terisi oleh hidrokarbon bila diketahui prosentase volume pori-pori yang diisi oleh connate water . Harga porositas batuan reservoir berkisar antara 5 – 37%. Reservoir hidrokarbon pada umumnya bersifat heterogen; artinya porositas didalam suatu tubuh reservoir bisa bervariasi dari satu posisi ke posisi lain. Connate water atau kadang disebut interstitial water adalah air yang mengisi pori-pori batuan reservoir bersama-sama hidrokarbon (lihat slide). Kisaran harga dalam zona produktif: 10 – 70%. Contoh: suatu reservoir minyak dengan ukuran 1000x2000x6 m3 memiliki porositas effektip 29% dan connate water 40%, maka volume minyak = 2,088x106 m3. 95
Skema pori-pori diantara butiran (grains) diisi oleh air dan minyak
96
Skema rekahan diisi oleh air dan minyak
s n k i a r t u a t a M b
s n k i a r t u a t a M b
Skema fracture (skala mikron) diisi oleh minyak (hitam) dan air (water film, biru) Jika dibandingkan dengan sistem matriks seperti ditunjukkan pada slide sebelumnya, volume air mula-mula didalam rekahan per satuan volume pori-pori jauh lebih kecil . 97
Jenis Porositas berdasarkan hasil diagenesa •
•
Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk sejak pengendapan lapisan batuan itu. Porositas sekunder, yaitu porositas yang telah mengalami perubahan akibat terjadinya proses diagenesa pada batuan itu.
98
Porositas Batuan Rekah Alami •
•
•
•
Ruang pori-pori/rongga batuan rekah alami seperti disebutkan diatas secara garis besar dapat terbagi atas matrix pores dan fractures. Karena itu porositas batuan rekah alami seperti itu memiliki фmatrix dan ф fracture sehingga: фmatrix + ф fracture = фtotal Pada umumnya, batuan rekah alami yang memiliki matrix system dan fractures: Storage Capacity dari fracture << ф fracture << фtotal Storage Capacity matrix sytem Batuan reservoir rekah alami yang bagaimanakah bila ф fracture = фtotal ? 99
Low intensity of fractures network
Matrix system of zero porosity
100
(Vbt – Vf )
Vbt
101
102
Faktor-Faktor yang mempengaruhi Porositas
•
Bentuk butiran (angularity & roundness) Berkaitan dg jumlah bidang/titik sentuhan antar butiran.
•
Susunan butiran (packing)
•
Variasi ukuran butiran
•
Derajat sementasi
•
Vugs (umumnya dalam batuan karbonat)
•
Kompaksi/beban overburden/kedalaman (depth)
103
(Plus fracture if any)
104
Jenis-Jenis batuan reservoir dan Porositasnya •
•
•
•
Batupasir: intergranular porosity, microporosity, dissolution porosity. Batuan karbonat: intergranular porosity, intragranular porosity, intercrystaline porosity, moldic porosity, vuggy porosity. Batuan rekah alami: kombinasi jenis porosity diatas dan fracture porosity atau hanya fracture porosity. Catatan: Batuan rekah alami dapat berupa batuan karbonat, atau batuan lain.
batupasir, 105
Keterangan jenis-jenis porositas •
•
•
•
•
•
•
•
•
Intergranular porosity = porositas untuk batuan didalam mana pori-porinya terbentuk antar butir-butir penyusun batuan. Microporosity = porositas untuk batuan atau bagian batuan didalam mana poriporinya berukuran kurang dari 2 mikron. Dissolution porosity = porositas untuk batuan didalam mana sebagian atau seluruh pori-porinya membesar akibat adanya bagian butir-butir yang telah terlarutkan. Bila istilahnya adalah pressure dissolution maka yang terjadi yaitu pori-pori mengecil akibat menyatunya antar butiran pada bidang kontak antar butiran tsb. Intragranular porosity = porositas untuk batuan atau bagian batuan dengan butiran yang memiliki lubang pori. Umumnya ada pada batuan karbonat. Intercrystalline porosity = porositas untuk batuan atau bagian batuan dengan poripori yang terbentuk antar kristal-kristal penyusun batuan. Vuggy porosity = porositas untuk batuan atau bagian batuan dengan pori-pori yang telah membesar akibat sebagian butiran telah mengalami proses pelarutan. Moldic porosity = porositas batuan atau bagian batuan dengan pori-porinya terbentuk akibat proses pelarutan sebagian butiran secara selektif. Fracture porosity = porositas batuan atau bagian batuan yang hanya memperhitungkan rekahan. Boring = lubang pori yang terbentuk oleh organisme. Burrow = lubang pori yang telah digali oleh binatang dan berisi kotoran berbutir sangat halus. 106
Pengukuran Porositas Data porositas dapat diperoleh dari 2 sumber: 1. Pengukuran di laboratorium (pengukuran langsung pada contoh batuan), 2. Hasil interpretasi logs (pengukuran tidak langsung di lapangan dengan menggunakan alat logging yang diturunkan melalui lubang sumur); disebut tidak langsung karena alat logging ini hanya mampu mengukur sifat2 fisik lainnya yang kemudian diinterpretasikan untuk harga porositas. 107
1. Pengukuran porositas di laboratorium Core sample atau contoh batuan harus sudah bersih, yaitu core cleaning atau ekstraksi dengan menggunakan cairan pelarut (solvent ) pada temperatur diatas titik didih air, kemudian core sample dikeringkan. •
Porositas total. Ini dilakukan dengan mengukur volume core sample (bulk volume, V b) terlebih dahulu, kemudian sample digerus tanpa memecah butiran dan selanjutnya volume seluruh butiran diukur (grain volume, V g). Kita tahu bahwa (V b – V g) adalah volume pori-pori total, maka: Porositas total, фt = (V b – V g)/V b
108
Pengukuran porositas di laboratorium (lanjutan-1) •
Porositas efektif . Porositas efektif adalah porositas yang diperlukan untuk keperluan penentuan volume hidroarbon, karena poripori yg terisolasi tidak mengandung hidrokarbon, hanya berisi air. Ada 4 cara pengukuran porositas efektif di laboratorium:
- prinsip hukum Boyle
- metoda penjenuhan dengan air garam - Mercury injection - solvent extraction. 109
Pengukuran porositas di laboratorium (lanjutan-2) - Prinsip hukum Boyle: (lihat slide berikutnya) - Metoda penjenuhan dg air garam . Air garam digunakan untuk menghindari mineral lempung dari swelling.
Tentukan densitas air garam dahulu, ρw .
Core sample kering diukur volumenya V b dan ditimbang, berat W d , lalu core dijenuhkan dg air garam pada kondisi
vakum; bila sudah jenuh lalu core ditimbang (misal beratnya W s ) maka V p = (W s – W d )/ ρw dan porositas efektif dapat dihitung: фe = V p/V b
- Mercury injection. Mercury porosimeter digunakan dengan menginjeksikan air raksa kedalam core yg ditempatkan dalam core holder. Yg terukur adalah volume pori-pori V p. 110
Pengukuran porositas di laboratorium (lanjutan-3)
- Solvent extraction. Apabila proses penimbangan W s dianggap tidak akurat maka core sample yang sudah jenuh air garam dipanaskan (destilasi) dalam labu gelas berisi pelarut (solvent, toluene) pada temperatur titik didih air garam. Air garam yg diuapkan terkondensasi setelah melalui kondenser dan tertampung di graduate tube didalam mana volume air itu dapat dibaca. Volume ini sama dengan V p. Jadi porositas efektif dapat ditentukan: фe =
V p/V b. 111
Penggunaan Prinsip Hukum Boyle dalam pengukuran porositas
Volume masing2 Tabung = V (sudah termasuk pipa penghubung) V2 tidak termasuk solid core. (V – V2 = Vsolid core)
P1 Ke pompa vakum
V2
V1 =V
CORE
P2 Valve-4
Pressure regulator
Valve-3
Valve-2 Ke sumber He Valve-1 atau N2
Vb sudah ditentukan.
Bila tekanan P = tekanan ekuilibrium setelah kedua silinder dihubungkan dengan menutup valve-3 dan membuka valve-4, maka: P1V1 + P2V2 = P(V1 +V2). Bila P1 = 100 psi dan P2 = 0 maka: V2 = V1(100 – P)/P , dan (V – V2) = Vsolid core 112
•
•
•
•
V grain + V pori = V bulk atau V p = V b - V grain
Vsolid core
Bila silinder ke-2 diganti dengan core holder sehingga core sample dapat diberikan overburden (confining pressure) maka V 2 bukan lagi V tetapi volume pori V p Porositas, dalam fraksi :
= V p/V b
dalam persen:
= V p/V b
100
Yg terukur porositas total atau porositas efektif? 113
Exercise: •
Diketahui core sample yang berbentuk silinder dengan diameter 7 cm dan panjang 4 cm. setelah sudah bersih dan kering kemudian ditimbang dengan massa sebesar 30 gram. Kemudian sampel core tersebut dijenuhi dengan air garam (brine) dengan asumsi semua pori-pori telah terisi oleh air garam tersebut dan ditimbang kembali beratnya menjadi 36 gram. Bila densitas air garam adalah 1.04 gr/cc, hitunglah porositas core sample tersebut! (keterangan cc= cm3) 114
2. Porositas hasil interpretasi Logs •
•
•
Sumber utama data porositas batuan reservoir diperoleh dari hasil interpretasi rekaman logs sumuran (well logs) atau wireline logs. Jenis logs untuk penentuan porositas disebut porosity logs: Density log, Sonic log, dan Neutron log. Porositas dari logs umumnya dikalibrasi dahulu dengan menggunakan routine core data (conventional ).
115
Wireline logging unit
116
Density Log Sonde atau alat logging menggunakan sumber sinar gamma dengan energi menengah. Ketika sinar gamma yang dipancarkan bertabrakan dengan elektronelektron dalam lapisan batuan, hasil benturan ini kemudian menyebabkan kehilangan energi partikel-partikel sinar gamma. Alat detector merekam sinar gamma yang kembali dan ini sebanding dengan bulk density batuan . Bulk density batuan sangat tergantung dari density matriks, porositas, dan fluida dlm pori maka :
f D dimana f D = ma
=
b = fl =
ma ma
b
fl
porositas, fraksi densitas matriks batuan (didapatkan dari routine core atau ada harga standar untuk masing-masing jenis batuan), gr cc bulk density terbaca dari rekaman log, gr cc densitas fluida yang mengisi pori-pori batuan (dengan anggapan ada invasi mud filtrate), gr cc ( fresh water = 1,0 dan salt water = 1,15; bila ada mineral ) berat dalam zona gas, fl 0,75 gr cc
117
Matrix/Grain Densities (gram/cc ) Anhydrite Dolomite Calcite Limestone Quartz Sandstone Kaolinite Illite Montmorillonite Halite Chlorite Coal
2,95 2,85 2,71 2,70 2,66 2,65 2,63 2,76 2,00 2,17 2,77 1,0 – 1,80 119
Sonic Log Alat log ini terdiri dari ultrasonic transmitter dan receiver . Transmitter melepas gelombang suara kompresif ke formasi batuan dan kemudian gelombang suara kembali ditangkap oleh receiver . Interval transit time (yaitu kebalikan dari kecepatan gelombang suara kompresif) dicatat oleh alat dalam satuan sec ft Interval transit time Δt dipengaruhi oleh jenis batuan (matrix ), porositas, dan jenis fluida dalam pori-pori. a. Consolidated formations. t log t ma 1. Persamaan Wyllie (1958) : f s t fl t ma
2. Persaman Raymer et al. (1980) :
f
s
5 8
t log t ma t log
120
b. Unconsolidated dan shaly formations :
dimana f
s
=
t log t ma t shale f s t t 100 ma fl
porositas, fraksi
t log
= interval transit time dari log, sec ft
t ma
= interval transit time untuk matriks (table standar), sec ft
t fl
t shale
= interval transit time fluida formasi ( fresh water mud filtrate = 189 sec ft & salt water mud filtrate = 185 sec ft ), time untuk shale (didekatnya), sec ft = interval transit .
Koreksi untuk zona gas dan minyak : - zona gas : f f 0,7
:
s
- zona minyak :
f f
s
0,9
:
121
Interval transit time, Δt ( μsec/ft )
Litologi
Δt ma
Δt fl
Sandstone
52 – 56
-
Limestone
47,6 – 49,0
-
Dolomite
43,5 – 44,0
-
Anhydrite
50,0
-
Freshwater mud filtrate
-
189
Salt water mud filtrate
-
185
Casing (iron)
57
122
Zona porous
Gas Air
123
Neutron Log Alat log ini menggunakan material unsur americium & beryllium yang dapat memancarkan neutron secara terus menerus. Kehilangan energi terbesar akibat benturan terjadi antara neutron dan atom hydrogen. Konsentrasi atom hydrogen terbesar terutama dimiliki oleh fluida dalam pori-pori. Benturan itu menimbulkan sinar gamma yang dicatat oleh alat detector. Sinar gamma ini sebanding dengan jumlah atom H dalam pori-pori batuan. Data log disajikan dalam skala porosity unit hasil transform dari sinar gamma yang terekam ke satuan porositas.
124
Pengaruh Gas dan Shale pada Density log dan Neutron log
Adanya gas dalam pori-pori menyebabkan respons log neutron menghasilkan porositas rendah. Karakter respons log ini disebut sebagai gas effect . Bila ini dikombinasikan dengan respons density log, karakter adanya “separasi” biasanya secara kualitatif mengindikasikan zona gas. Pada zona gas, porositas dari neutron log terbaca kecil. Namun demikian, adanya kandungan shale dalam sandstone maupun limestone dapat memperkecil separasi itu dengan membesarnya porositas hasil neutron log (shale effect ). Khususnya untuk zona gas, porositas ditentukan sebagai berikut :
f ND ga s
f f 2 2 N
2 D
0, 5
125
Bulk density mengecil dengan adanya gas dalam pori-pori. Separasi lebar menunjukkan zona gas.
? 126
Perata-rataan harga porositas •
•
•
Seringkali engineers perlu 1 atau lebih nilai porositas untuk suatu keperluan (mis. Vp reservoir, dalam model analitik, model numerik, dll.). Secara alamiah porositas memiliki distribusi normal.
Harga rata-rata: aritmatik ter-bobot.
127
Basic Philosophy • • • • •
•
• •
Honor core data Micropores in order of microns Helium molecule is in order of amstrong Water molecule is in the order of nanometer Clay bound water (within clay structure and on clay surface) and its existence depends on type of clay (reactive clay vs non-reactive clay) Water boiling temperature < cleaning temperature toluene Capillary bond water evaporate during cleaning Clay bound water remains held during cleaning 128
129
The Fact and Finding •
•
•
•
SCAL data give m = 1.83 to 2.12 and n=2.0-2.1. indicating insignificant amount of reactive clays. Therefore, there is very little, if any clay bound water. Porosity derived from density log match better with conventional routine core porosity. In the application of various methods of Sw determination, archie equation results in better matches with the SCAL data, meaning that clay correction is not necessary. When effective porosity and clay corrected Sw are used in building static model, implementation of capillary pressure data in model initialization result in much lower than the volumetric static estimates.
130
Saturasi Fluida
131
Saturasi Fluida ( simbol: S) S f fraksi V f V p
atau
S f % V f V p
100
1. Saturasi fluida adalah fraksi atau prosentase volume poripori yang diisi oleh fluida. 2. Saturasi air mula-mula ( Swi ) didalam reservoir hidrokabon yang produktif berkisar antara 10% - 60% 3. Saturasi hidrokarbon awal (SHC i) dalam reservoir produktif: 40% - 90%. 4. Dalam reservoir hidrokarbon berlaku: SHCi + Swi = 1,0 atau Soi + Swi =1,0 atau Sgi + Swi = 1,0 atau So + Sw = 1,0 atau Sg + Sw = 1,0 atau So + Sg + Sw = 1,0. 132
Ukuran pori versus saturasi fluida
Ukuran pori besar
Ukuran pori kecil
133
Swi versus Porositas
134
Contoh Sw versus k 1
y = 0,519x-0,09 R² = 0,933
0.9 0.8
) 0.7 i s 0.6 k a r 0.5 f ( 0.4
w S0.3 0.2 0.1 0 0.1
1
10 k (md)
100
1000
100 90 80
RT-1
45.77x -0.20
y= R² = 0.477
RT-2&3 RT-4
70
Swirr 60
% , r
r 50 i w S 40 30
0.1914
65.592 k
y = 54.01x -0.11 R² = 0.96
y = 38.78x -0.06 R² = 0.843
20 10 0
135
Contoh Swirr versus Specific Surface Area
S wirr as
function of surface area and core porosity - pleistocene sandstone 136
Distribusi Saturasi Air didalam reservoir pada arah vertikal Garis tekanan oil.
Beda tekanan fasa oil dg fasa air
Garis tekanan air formasi.
137
Bilamana suatu fluida dapat mengalir dalam pori-pori? •
Suatu fluida dapat mengalir dalam pori-pori bila: - ada perbedaan tekanan - fluida ini menerus berhubungan dari satu pori ke pori yang lain - fluida yg berawal dari saturasi terendah harus melampau critical saturation-nya.
138
Istilah beberapa Saturasi Fluida : 1. Saturasi air mula-mula (Swi ) atau connate water saturation (Swc) 2. Irreducible water saturation (Swirr ); (Swi atau Sw c belum tentu sama dengan Swirr ) 3. Critical gas saturation (Sgc) : kondisi 3 fasa, P < Pb 4. Residual gas saturation (Sgr) : kondisi 2 fasa 5. Residual oil saturation (Sor)
6. Critical condensate saturation : kondisi 3 fasa 7. Residual hydrocarbon saturation berkisar antara 15 – 40 %. 8. Remaining oil saturation (Srem) 139
Skala reservoir:
Gas well
Oil well
Pres Oil reservoir
Pres
Gas reservoir
GWC OWC
Aquifer Pres Pb : NO GAS, saturasi gas = 0
Aquifer Pres Pd : NO CONDENSATE, saturasi condensate = 0
140
Skala reservoir:
Gas well
Oil well
Pres Oil reservoir
Pres
Gas reservoir
GWC OWC
Aquifer Pres < Pb : GAS EXISTS, saturasi gas > 0. Gas dpt mengalir bila S g > Sgc.
Aquifer Pres < Pd : CONDENSATE terbentuk, saturasi condensate > 0. Condensate dpt mengalir bila S con > Scon,c 141
Skala makroskopic:
Water
Oil and Water in pores
Oil & Water
Water
Oil is movable
Water
Gas and Water in pores
Gas is movable
Oil and Water in pores
Water
Oil is immobile (residual oil)
Gas & Water
Water
Gas and Water in pores
Water
Gas is immobile (residual gas
142
Skala mikroskopik:
Pembentukan residual oil dalam water-wet system
143
Pembentukan residual oil dalam oil-wet system
144
Residual Oil or Gas Saturation
145
Sumber Data Saturasi Data saturasi mula-mula dalam reservoir dapat diperoleh dengan cara langsung dan tidak langsung. Cara Langsung : 1. Routine core analysis, yaitu ekstraksi contoh batuan reservoir ( fresh core sample) di laboratorium. 2. Special core analysis atau SCAL, yaitu berdasarkan pengukuran tekanan kapiler (drainage cycle) sebagai fungsi dari saturasi air (atau disebut juga drainage capillary pressure test) pada core sample yang telah mengalami proses core cleaning. Proses core cleaning ini disebut core restoration. Core restoration dilakukan dengan menempatkan fresh core sample (core plug) ke dalam labu gelas berisi cairan pelarut (solvent seperti toluene) lalu labu ini dipanaskan pada suhu kira-kira 120 oC sampai semua air teruapkan dan core sample benar2 bersih untuk kemudian didinginkan dan core sample dikeringkan dalam oven pada temperatur sekitar 80 oC. Setelah kering, core sample dijenuhi dengan air formasi atau air garam. Bila core sample berasal dari reservoir minyak, lalu minyak terkait diinjeksikan kedalam core sample tersebut sampai air tidak dapat didesak lagi oleh minyak. Air yang tersisa didalam pori-pori ini disebut dengan irreducible water. 146
Retort extraction
147
Solvent extraction (routine analysis)
148
Sw hasil ekstraksi routine core (Contoh core reservoir minyak) Jenis lumpur untuk coring
Jenis lumpur untuk coring
149
Metoda untuk mendapatkan irreducible saturation atau residual saturation (Special Core Analysis atau SCAL)
150
Alat centrifuge
151
Porous plate membrane
152
Sumber Data Saturasi (lanjutan) Tidak langsung : Dari hasil interpretasi log listrik (wire line electric logs). Dikatakan tidak langsung karena alat log ini hanya mengukur formation resistivity (Rt ) yang kemudian digunakan untuk menentukan saturasi air Swc atau Swi .
Saturasi hidrokarbon mula-mula adalah (1 – Swi atau 1 – Swc). Data dari contoh batuan (core sample) biasanya terbatas dalam jumlah dan ini diambil dari beberapa sumur saja; sedangkan data log lebih rinci sepanjang interval produktif dan semua sumur memiliki data log. Namundemikian, data dari core analysis sangat penting untuk digunakan sebagai kalibrasi interpretasi log. 153
Fungsi electric log 1. Material batuan (solid ) dan HC memiliki tahanan terhadap arus listrik (resistivity,Rt ) besar dibanding resistivity air formasi. 2. Air garam (air formasi) memiliki tahanan listrik (Rw ) kecil sekali. Tahanan batuan berpori yang berisi 100% air formasi (Ro) jauh lebih besar dibanding tahanan listrik air itu sendiri. Jadi kita bisa tulis Ro = FRw dimana F adalah formation resistivity factor . Harga F ditentukan di lab atau menggunakan persamaan empirik. 3. Resistivity batuan yang mengandung hidrokarbon (Rt )lebih besar dibanding yang hanya berisi air 100%; makin kecil volume air (yaitu makin besar volume hidrokarbon) dalam pori-pori semakin besar resistivity-nya. 4. Saturasi air ditentukan dengan menggunakan persamaan Archie: Sw = (Ro/Rt)1/n dimana n adalahj eksponen saturasi berharga antara 1,2 – 3. Harga n ditentukan di lab. 154
17.500ppm
Ro = F Rw atau F = Ro/Rw r o t c a F y t i v i t s i s e R n o i t a m r o F
Porosity , fraction
155
x e d n I y t i v i t s i s e R
Water Saturation, fraction
156
Kalibrasi: Log Interpretation vs Core Data
Porosity Routine Core DATA
Sw SCAL DATA
157
Perata-rataan nilai saturasi •
•
•
Harga saturasi suatu reservoir pd umumnya bervariasi, misalnya 20% hingga 70%. Pada umumnya distribusi saturasi dianggap sama dengan distribusi porositas. Harga rata-rata: aritmatik dg bobot maupun tanpa bobot.
Swrata-rata = (Sw1 + Sw2 + ... + Sn)/n Swrata-rata = (Swihi)/hi dimana h = tebal lapisan batuan yang dievaluasi. 158
Permeability (Permeabilitas)
159
Permeabilitas Permeabilitas adalah salah satu sifat fisik batuan berpori. Sifat fisik ini menyatakan ukuran kemudahan batuan berpori untuk dapat dilalui oleh fluida . Ukuran kemudahan ini tidak dipengaruhi oleh sifat fisik fluida, ataupun besarnya tekanan yang diberikan kepada fluida untuk mengalir melalui pori-pori batuan ini. Sifat seperti ini disebut sebagai sifat intrinsi c batuan berpori; artinya bahwa permeabilitas merupakan sifat spesifik.
Selama syarat hukum Darcy terpenuhi, fluida apapun (cairan ataupun gas) yang digunakan untuk mengukur permeabilitas, nilai permeabilitas yang dihasilkan adalah sama.
160
Aliran Fluida melalui Media Berpori Konsep aliran fluida melalui pori-pori dikemukakan oleh Henry Darcy (1856).
Hukum Darcy berlaku untuk aliran laminer, isotermal, fluida satu fasa dalam pori-pori, fluida newtonian (yaitu fluida yg viskositasnya tidak dipengaruhi oleh stress-strain), tidak termampatkan (incompressibe), dan fluida tidak bereaksi dengan batuan. P2 P1 ΔP = P1 – P2
Fluida masuk (q, μ)
Sampel batuan berpori dan permeable
Fluida keluar (q, μ)
ΔL
A Luas penampang media berpori =161
Hukum Darcy dinyatakan dalam persamaan matematis:
q = -(k / µ) A(dP/dL) atau q = (k / µ)A(ΔP/ΔL) Ini adalah persamaan aliran fluida dalam media berpori. Fluida dimaksud mengalir melalui pori-pori yang saling berhubungan. Ukuran pori-pori dan struktur pori-pori mempengaruhi kinerja aliran fluida. Ini berarti ukuran pori-pori dan struktur pori menentukan permeabilitas k . Persamaan diatas dapat ditulis sebagai:
k = (qµ)/{ A(ΔP/ΔL)}. Permeabilitas k = 1 darcy bilamana laju alir q = 1 cc/detik viskositas µ = 1 centipoise, luas penampang A = 1 cm2, dan gradien tekanan dP/dL = 1 atm/cm. 1 darcy = 1000 millidarcy = 0,9869 x 10-8 cm2 = 0,9869 mikron2
1 mikron2 162
Coba analogikan dengan pipa kapiler. Q Q
Persamaan Hagen-Poiseuille :
Q = (/8)(ΔP/μL)r4
Dalam aliran fluida melalui pipa kapiler, kita tahu bahwa pada harga qµ/r4ΔL yang tetap, makin kecil ukuran pipa semakin besar kehilangan tekanan (pressure loss) ΔP. Analogi: ukuran pipa makin kecil harga k media berpori semakin kecil. Jadi adalah benar bhw makin kecil ukuran pori-pori rata-rata (terutama pore throat ) yang dimiliki batuan berpori, semakin rendah permeabilitas batuan itu. Demikian juga bila pipa kapiler itu berliku-liku, ΔP akan makin besar dan menghasilkan k yang kecil. Lika-liku dalam batuan berpori merupakan bagian dari bentuk dari struktur pori-pori. 163
Kenyataan di lapangan bahwa reservoir minyak dan gas bumi mengandung lebih dari satu fasa (minyak dan air, atau minyak, gas dan air, atau gas dan air). Untuk situasi seperti ini kita akan bahas dalam topik permeabilitas efektif dan relatif.
Sementara ini kita fokus pada permeabilitas absolut dahulu. Permeabilitas absolut adalah permeabilitas media berpori (batuan berpori) yang diukur berdasarkan aliran fluida satu fasa; fluida ini 100% menjenuhi dan mengalir melalui seluruh pori-pori efektif. 164
Pemeabiltas thd Gas
165
Permeabilitas absolut terhadap gas (Permeability to gas) Permeabilitas absolut batuan terhadap gas adalah permeabilitas yang menyatakan kemudahan batuan untuk dapat dilalui oleh gas dimana pori-pori batuan hanya terisi 100% oleh gas. Adalah perlu selalu diingat bahwa permeabilitas merupakan sifat fisik batuan. Istilah permeabilitas gas atau gas permeability seperti yang umum digunakan bukan berarti gas yang memiliki permeabilitas. Istilah yang lebih benar dalam bahasa inggris adalah permeability to gas atau dalam bahasa Indonesia adalah permeabilitas terhadap gas. Ingat intrinsic property! Apakah permeabilitas yg diukur dengan menggunakan fluida gas merupakan intrinsic property? 166
Pengukuran permeabilitas terhadap gas Pengukuran permeabilitas terhadap gas di laboratorium dilakukan dengan menggunakan gas permeameter , yaitu alat yang dirancang khusus untuk pengukuran permeabilitas batuan berpori terhadap gas. Gas helium biasanya digunakan karena gas helium adalah inert gas. Dalam routine core analysis, pengukuran permeabilitas batuan umumnya dilakukan pada tekanan rendah. Karena gas sifatnya kompresibel, laju alir pada sisi masuk core sample tidak sama dengan laju alir pada sisi keluarnya. Jadi penentuan permeabilitas terhadap gas memerlukan laju alir pada tekanan rata-rata. Pengukuran laju alir gas biasanya dilakukan di sisi keluar dengan menggunakan wet test meter . q @ Prata = (Pout x qout)/Prata
Harga q pada Prata kemudian digunakan untuk perhitungan k g berdasarkan persamaan Darcy.
167
Ruska gas permeameter
168
Confining Pressure Agar kondisi core sample mirip dengan kondisi didalam reservoir maka core sample harus pada kondisi terkompresi, yaitu core sample diletakkan dalam core holder yang dapat diberikan tekanan dari segala arah (confining pressure) sebesar net overburden pressure (NOB). Core holder memiliki 2 sisi, inlet untuk masuknya aliran gas dan outlet untuk keluarnya aliran gas. Pressure gauge atau alat pengukur tekanan dapat dipasang di kedua sisi. Wet test meter untuk mengukur laju alir gas dipasang di sisi outlet . Hasil pengukuran permeabilitas batuan terhadap gas di laboratorium khususnya perlu dimaknai. Sifat gas sangat kompresibel (highly compressible) dan seluruh molekul gas selalu bergerak walaupun dalam kondisi tidak mengalir. Jarak antar molekul-molekul gas sangat dipengaruhi oleh ukuran molekul gas dan tekanan yang bekerja dalam pori-pori. Oleh karena itu, harga permeabilitas terukur tergantung pada jenis gas dan tekanan pengukuran. 169
Klinkenberg effect Perubahan permeabilitas terukur thd gas dg perubahan tekanan alir didalam media berpori kL = kG - m(1/Prata-rata)
Bila didefinisikan b = m/k L maka: kL = kG/1 + (b/Prata-rata)
s a t i l i b a e m r e P
10 Gas H2
s e s a e r N2 c n i t c e f f CO2 e e g a p p i l S
b
r o t 1 c a F g r e b n0.1 e k n i l K
0.01 10 0.01 0.1 1 100 1000 Permeability to Liquid, k L (md )
kL Bila fluida in-compressible 0 0
1/Prata-rata Catatan: Prata-rata = (Pin +Pout)/2
Pin Gas in
Pout Gas out
170
Klinkenberg correction Seperti dikemukakan pada slide sebelumnya mengenai sifat gas pada tekanan rendah, orang bernama Klinkenberg mendapatkan bhw permeabilitas batuan terhadap gas pada tekanan rendah berbanding terbalik dengan tekanan rata-rata ( Pin + Pout)/2 aliran gas tersebut. Makin besar tekanan rata-rata, semakin kecil permeabilitas terukur; tekanan rata-rata menuju
, harga permeabilitas terukur mendekati permeabilitas terhadap cairan. Klinkenberg menyatakan bhw hal tersebut merupakan sifat diffusi gas. Alur gerak bebas rata-rata (mean free path) molekul gas berbanding terbalik dengan tekanan. Pada tekanan alir rendah, sifat gas seperti ini menyebabkan fenomena gas slippage dan laju alir gas banyak dipengaruhi oleh proses diffusi, sedikit oleh viscous forces, sehingga (Pin – Pout) atau pressure drop-nya kecil. Makin kecil ukuran ukuran molekul (atau berat molekul) gas semakin besar mean free path-nya dan memudahkan terjadinya fenomena gas slippage. Sekali lagi, ini terjadi pada tekanan rendah, << 10 atm. Demikian juga semakin rendah permeabilitas. 171
Klinkenberg correction (lanjutan) Apabila permeabilitas yang diinginkan adalah permeabilitas yang sifatnya intrinsic , maka permeabilitas yang diukur dengan menggunakan gas harus dikoreksi. Pengukuran harus dilakukan pada beberapa tekanan rata-rata sehingga diperoleh beberapa harga k g. Lalu plot gas permeability k g (sumbu-y ) versus 1/Prata (sumbu- x ) dimana Prata = (P1 + P2)/2 dan titik-titik data menghasilkan garis lurus, kemudian garis ini diekstrapolasi sehingga memotong sumbu- y pada harga 1/Prata = 0. Perpotongan ini menghasilkan suatu harga k g yang merupakan equivalent liquid permeability k ℓ atau disebut juga sebagai klinkenberg-corrected permeability . Plot tersebut diatas menghasilkan persamaan:
k ℓ = k g – m(1/Prata) dimana m adalah kemiringan garis lurus yang dihasilkan tadi. 172
Contoh: k < 5 md 5.
4.5
4.
3.5
3.
k L (md)
Series1
2.5
Linear (Series1)
y = 0.8275x - 0.0413 R² = 0.9932
2.
1.5
1.
0.5
0. 0.
0.5
1.
1.5
2.
2.5
3.
k G (md)
3.5
4.
4.5
5.
173
Contoh: k >5 md 200.
180.
160.
140.
120.
Series1
100.
k L (md)
Linear (Series1)
y = 0.9587x - 0.4338 R² = 0.9979
80.
60.
40.
20.
0. 0
20
40
60
80
100
120
k G (md)
140
160
180
200
174
Kesimpulan permeabilitas absolut Pengukuran permeabilitas absolut harus dilakukan dengan core sample pada kondisi NOB sebagai confining pressure di lab. Core sample terjenuhi dan dialiri 100% fluida satu fasa. Pengukuran permeabilitas harus memenuhi syarat hukum Darcy. Bahwa permeabilitas terhadap gas (k g) tergantung pada tekanan aliran maka hasil pengukuran di laboratorium dimaknai sebagai informasi kualitatif mengenai kualitas batuan (core sample). Pengukuran permeabilitas terhadap gas pada beberapa harga tekanan ratarata digunakankan utk menentukan equivalent liquid permeability atau disebut juga klinkenberg-corrected permeability , yang nilainya sama dengan permeabilitas terhadap cairan (liquid permeablity). Pengukuran permeabilitas terhadap cairan tidak tergantung pada jenis cairan maupun tekanan yang digunakan selama syarat hukum Darcy berlaku .
175
Permeabilitas thd Cairan
176
Permeabilitas absolut terhadap cairan (Permeability to liquid) Permeabilitas absolut terhadap cairan adalah permeabilitas yang diukur dengan menggunakan cairan dalam kondisi pori-pori terjenuhi 100% oleh cairan itu. Pengukuran permeabilitas terhadap cairan di laboratorium dilakukan dengan menggunakan liquid permeameter , yaitu alat yang dirancang khusus untuk pengukuran permeabilitas batuan berpori terhadap cairan. Rangkaian alat ini mirip dengan gas permeameter, bedanya terletak pada alat ukur laju alir fluida. Pada liquid permeameter, pompa cairan ( constant rate pump) dihubungkan degan sisi inlet dari core holder . Cairan yang umum digunakan adalah air garam atau brine, yaitu larutan 2% NaCl atau KCl. Air garam digunakan untuk mengindari kemungkinan terjadinya clay swelling. (Sering dilakukan compatibility tests) Cairan bersifat incompressible sehingga permeabilitas terukur tidak dipengaruhi oleh tekanan aliran. Selama syarat hukum Darcy terpenuhi, cairan apapun (air ataupun minyak) yang digunakan akan menghasilkan nilai permeabilitas terukur yang sama.
177
Pengaruh salinitas air terhadap permeabilitas Sebagian batuan reservoir diketahui mengandung mineral lempung (clays, seperti montmorillonite atau smectite dan illite) yang cukup reaktif terhadap air. Clays semacam ini dapat menyerap air sehingga mengembang ( swelling), pori-pori batuan mengecil, dan akibatnya permeabilitas berkurang. Dispersi dapat juga terjadi pada clays t ertentu. Air yang diserap oleh clays tergantung pada kadar garam dalam air itu. Clay swelling tidak dikehendaki sama sekali dan harus dihindari. Penggunaan larutan garam 2% KCl atau CaCl2, NaCl, atau NH4Cl (baik untuk bahan dasar lumpur bor, fluida komplesi atau kerja ulang/workover, atau untuk mematikan sumur (killing fluid) dapat mencegah terjadinya clay swelling dan dispersi. 178
Gambar proses swelling dan deflokulasi/dispersi
179
Contoh harga CEC (Cation Exchange Capacity)
Jenis clay
CEC (meq/100 gram)
Montmorilonite
80 – 150
Illite
10 - 40
Chlorite
10 - 40
Kaolinite
1 - 10
Mixed layer illite-smectite 80 - 140
180
Pengaruh kadar garam thd adsorpsi molekul H 2O pada montmorillonite
181
Swelling dan Dispersi
182
Pengaruh penurunan kadar garam secara bertahap pada permeabilitas Berea sandstone
183
Pengaruh saturasi minyak terhadap permeabilitas sandstone. (single phase flow)
Bandingkan @ Sor
Hanya air garam @ Swc
184
Pencegahan Swelling dan Dispersi Clays
185
Air Permeability versus Porosity (pengaruh grain size dan struktur vug)
•
Catatan: Ingat vug hanya dimiliki oleh batuan karbonat.
186
Permeabilitas versus Porositas Kita sudah membahas tentang porositas. Makin besar ukuran pori-pori, semakin besar harga porositas. Walaupun ini tidak selalu demikian, karena susunan butiran yang sama tetapi ukuran butiran berbeda dapat menghasilkan porositas yang sama tetapi permeabilitas berbeda. Dengan kecenderungan makin besar porositas semakin besar ukuran pori-pori, dan makin besar pori-pori semakin mudah fluida untuk mengalir (yaitu semakin besar permeabilitasnya), maka makin besar porositas cenderung semakin besar permeabilitas. Tetapi tergantung ukuran pore throat. Distribusi ukuran pori-pori batuan karbonat lebih bervariasi shg permeabilitas lebih heterogen dibanding batupasir. 187
Permeability versus Porosity – Carbonate samples Porosity vs Permeability
10000
1000
100 d m , B O N a
t
10 tyi li b a e mr P
e
1 y = 0.1249e 0.3054x R2 = 0.8122 0.1
0.01 0
5
10
15
20
25
30
35
188
Permeability vs Porosity – Carbonate samples 10000
1000
100
d m , k
10
1
0.1
0.01 0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
f , fraksi 189
Pengaruh grain size pada hubungan k non-vuggy Carbonate samples
190
Pengaruh grain size pada hubungan k non-vuggy Carbonate samples
191
Pengaruh separate-vugs pada hubungan k vuggy Carbonate samples
192
Pengaruh separate-vugs pada hubungan k vuggy Carbonate samples
193
k- cross-plot – Sandstone samples Conventional Core
10000
1000
100
10
d m , k
1
0,1
0,01
0,001 0
0,1
0,2
, fraction
0,3
0,4
0,5 194
Persamaan empirik untuk memperkirakan Permeabilitas absolut •
Permeabilitas absolut k a secara tidak langsung juga dapat diperoleh secara empirik berdasarkan harga-harga porositas dan irreducible water saturation dari hasil interpretasi logs, sebagai contoh :
Persamaan Timur :
k a
0,136
1
Persamaan Coates : k a
2
f 4.4 Swi
2
100f
1
2
Swi
Swi
195
Distribusi statistik untuk Permeabilitas
196
Perata-rataan harga Permeabilitas •
•
•
•
Pada umumnya data core analysis dari suatu reservoir memperlihatkan spektrum harga permeabilitas cukup lebar. Seringkali engineers mengkorelasikan dg porositas walaupun seringkali cara ini tidak selalu benar. Distribusi data porositas bersifat normal, sedangkan data permeabilitas pd umumnya log normal. Untuk distribusi log normal, harga rata-rata pd umumnya didekati dg rata-rata geometrik: kG = (k1k2k3.......kn)1/n 197
Rata-rata untuk perlapisan •
Reservoir berlapis, bila tebal tiap lapisan diketahui maka: (i ) paralel : (Linier ataupun radial)
•
krata-rata =
k1h1 + k2h2 + k3h3 +... + knhn
(ii ) seri: 1. linier, krata-rata = 2. radial, krata-rata =
h1 + h2 + h3......+ hn
ℓ1 + ℓ2 + ℓ3......+ ℓn ℓ1/k1+ ℓ2/k2+ ℓ3 /k3+.....+ ℓn/kn log(router /rinner) log(r1 /rinner)/k 1 + .... + log(router /rn)/k n
198
Derajat heterogenitas reservoir •
•
•
•
Homogen: menyatakan kesamaan/kemiripan properties pada semua posisi. Heterogen: properties sangat bervariasi dari satu posisi ke posisi yg lain. Tingkat heterogenitas umumnya dilihat dari keragaman harga permeabilitas. Isotropik: istilah untuk menyatakan kesamaan/kemiripan harga-harga permeabilitas pada berbagai arah. Anisotropik: istilah untuk menyatakan adanya perbedaan signifikan dari permeabilitas pada berbagai arah. 199
Permeability anisotropy Susunan butir-butir batuan, sementasi, distribusi ukuran poripori dan konektivitas-nya sangat dipengaruhi oleh arah pengendapan, jenis dan variasi material yang diendapkan, arah aliran air selama dan setelah pengendapan, proses diagenesa yang bekerja, dan lain sebagainya. Itu semua menyebabkan permeabilitas batuan dapat berbeda untuk arah-arah yang berbeda baik pada skala mikro, makro maupun mega. kk ki
k j ki
k j kk 200
Permeability anisotropy (lanjutan) Anisotropy secara umum adalah ketidaksamaan didalam sifat fisik pada arah yang berbeda . Dalam hal permeabilitas, anisotropy menyatakan perbedaan harga permeabilitas bila permeabilitas diukur pada arah aliran yang berbeda.
Permeability anisotropy arah vertical ( vertical anisotropy ) menyatakan derajat perbedaan nilai permeabilitas vertical terhadap permeabilitas horizontal. Permeability anisotropy arah lateral ( lateral anisotropy) menyatakan derajat perbedaan nilai permeabilitas untuk arah lateral yang berbeda. 201
Beberapa pendekatan utk memperkirakan heterogenitas •
•
Deposisi menghasilkan sedimentasi berlapis (stratifikasi), setiap lapisan beda porositas dan permeabilitas. Secara lateral-pun properties dapat bervariasi. Definisi ki hi = flow capacity dan i hi = storage capacity dimana hi adalah tebal lapisan-i maka pembuatan tabulasi mulai dari k terbesar berurutan ke k terkecil dan menentukan capacity kumulatif serta plotnya akan memberikan gambaran tingkat heterogenitas. 1
) h k ( y t i c a p a c w o l f l a t o T
0A 0
C
Lorentz coefficient, C L =
Luas ABCA Luas ADCA
B CL : 0 hingga 1 ;
D 1
0 = uniform 1 = perbedaan permeabilitas antar lapisan sangat kontras.
CL tidak unik karena distribusi properties yang berbeda dapat memiliki harga C yang sama. 202
Dykstra-Parsons coefficient •
•
•
Cara lain untuk menentukan derajat heterogenitas perlapisan adalah dengan analisa statistik, koefisien Variasi: V = SD/X50% dimana SD = deviasi standar & X50% = harga permeabiltas pada probabilitas 50%. Untuk distribusi log normal, 15.9% dan 84.1% dari total sampel memiliki harga X < (X50% - SD) dan X < (X50% + SD). Dykstra dan Parsons memberikan rumus permeability variation:
V =
k50% - k84.1% k50%
V = 0 homogen dan V = 1 sangat heterogen.
203
Penentuan permeability variation pada probability log paper
e l a c s g o L
Probability scale 204
Vertical anisotropy (kv/kh) •
•
Pada umumnya di setiap posisi di dalam reservoir, permeabilitas berbeda untuk arah yang berbeda. Permeabilitas kontras umumnya antara permeabilitas horizontal dan permebilitas vertikal. kv
krata-rata = (kh kv)0.5 kh
205
Vertical permeability vs. Horizontal permeability (Contoh Sandstone) 10000
1000
d m , y t i l i b a e m r e P l a c i t r e V
100
Rata-rata: kv/kh 0.45
kv > kh
10
Mayoritas rentang 0.15 < kv/kh < 0.85
Garis kv = kh
1
0.1
0.01 0.01
0.1
1
10
100
Horizontal Permeability, md
1000
10000
206
Vertical permeability vs. Horizontal permeability (Contoh Carbonate) Pada contoh ini vertical anisotropy carbonate lebih bervariasi.
Garis kv = kh
Trendline garis merah 207
kv/kh Jadi, kisaran harga kv/kh: 0,1 - 1,0
208
Lateral impermeable streak •
•
Pada umumnya vertical anisotropy > 0.5 sudah dianggap baik.
Pada skala reservoir atau sekitar sumur, permeabilitas arah vertical dapat dipengarui oleh lapisan tipis yang less permeable atau bahkan shale streak . l i o
oil Jika ada shale streak , aliran air spt tergambar. Jika shale streak tidakada??
Shale streak
r u m u s g n a b u L
oil
Oil zone Cement
209
Penggunaan Potensial dalam Aliran Fluida •
•
•
Di dalam reservoir, pengaruh gravitasi dapat berpengaruh pada aliran fluida. Pada aliran horizontal, pengaruh gravitasi adalah sama pada semua posisi sehingga tidak ada perbedaan potensial. Definisi potensial: Ф = P - ρgh
dimana h secara vertikal diukur dari suatu bidang referensi yang disebut sebagai datum. 210
Datum •
•
Datum adalah suatu posisi atau bidang atau titik yang dipilih sebagai referensi sehingga tekanan dimanapun didalam reservoir dapat mengacu pada datum ini. Datum dapat dipilih: bidang kontak fluida-fluida atau tengah-tengah dari kolom hidrokarbon. P
Potensial: Ф = P - ρgh
h
- (h Datum
berharga negatif kearah atas)
(Garis NOL)
+ (h berharga positif searah arah gayab gravitasi)211
Contoh: Seringkali tekanan pada suatu titik didalam reservoir dinyatakan dg tekanan pada datum. Test tekanan statik P= 1900 psi @ -2090 FTSS
Reservoir Minyak
Datum
=
- 2200 FTSS
Bidang kontak (OWC)
Aquifer
Berapakah tekanan reservoir pada datum bila gradien tekanan minyak 0,40 psi/FT ? Preservoir @ datum = 1900 psi – 0,40psi/FT(-110 FT) = 1944 psi. Negatif krn posisi test sebelah atas dari datum 212
Aliran fluida dan Gradien tekanan vs. Gradien potensial A
P1
1 α
h1
P2
h2 2 Datum •
Aliran dengan prinsip gradien tekanan: v = q/A = - (k/μ)(dP/dℓ) = - (k/μ)(P1-P2)/L
•
Aliran dengan prinsip gradien potensial: v = q/A = - (k/μ)(dФ/dℓ) = - (k/μ){dP/dℓ - ρg(dh/dℓ)} sin α = - (k/μ)(Ф1 – Ф2)/L 213
1
2
Aliran hirozontantal : (Aliran terjadibila P1 > P2; Apa yg terjadi bila P1 = P2 ?)
FLOW
P Ф ℓ
Aliran miring:
Agar terjadi aliran dari titk-1 ke titik-2 maka Ф1 > Ф2 relatif terhadap datum. Tetapi bila P1 = P2 sehingga Ф1 < Ф2 relatif terhadap datum maka aliran terjadi dari titik-2 ke titil-1. INGAT: Posisi berjarak negatif bila berada diatas datum dan positif bila dibawah datum! 214
Sifat Kebasahan Batuan (Rock wettability )
215
Sifat Kebasahan Batuan (Rock wettability ) •
•
•
Rock wettability merupakan sifat batuan untuk dapat dibasahi
oleh salah satu fluida relatif terhadap fluida yang lain. Kebasahan ini merupakan hasil interaksi antara bagian padatan batuan dan fluida yg mengisi pori-pori Didalam pori-pori batuan reservoir tentunya ada lebih dari satu fluida. Misalnya untuk reservoir minyak dimana poriporinya terisi juga dengan air. Bila air ini lebih mudah membasahi butir-butir batuan (dinding pori-pori) maka batuan ini dikatakan sebagai water-wet . Sebaliknya, bila minyak yang lebih mudah membasahi batuan itu maka sifat kebasahan batuan itu adalah oil-wet . Sifat kebasahan diantaranya itu bisa weakly water-wet, intermediate, neutral , mixed wet , dan weakly oil-wet . 216
Sifat kebasahan batuan Fundamental: Sudut kontak (contact angle). Umumnya sudut kontak diukur melalui fasa air.
Water
Pipa kapiler
Water
Gas OIL
Lempeng kristal Water Oil or Gas Water
Semua contact angle yg tergambar diatas adalah receding contact angle
217
Contact angle hysteresis (Receding versus Advancing)
Water Water
OIL
R A
Water
OIL
(Kondisi statik)
R
OIL
Water
(Kondisi air didesak oleh minyak)
218
Rock wettability (lanjutan) •
•
•
Gas tidak membasahi batuan bila air dan atau minyak berada bersama-sama gas. Jadi sifat kebasahan batuan reservoir gas selalu water-wet . Fluida yang membasahi batuan disebut sebagai wetting phase dan fluida yang tidak membasahi batuan disebut dengan nonwetting phase. Gas selalu sebagai non-wetting phase. Sifat kebasahan dapat mempengaruhi distribusi fluida (air dan minyak atau gas) dalam pori-pori dan proses displacement , resistivity batuan reservoir, bentuk kurva tekanan kapiler, dan bentuk kurva tekanan permeabilitas relatif. Ini akan dibahas dalam topik-topik berikutnya.
219
Pengaruh wettability pada distribusi fluida dan proses displacement (water-wet system).
220
Pengaruh wettability pada distribusi fluida dan proses displacement (oil-wet system).
221
222
Rock wettability (lanjutan) •
Penentuan sifat kebasahan suatu batuan : - pengukuran sudut kontak (kuantitatif) - uji imbibisi (kualitatif) - uji imbibisi dan pendesakan (displacement ) (kuantitatif) - capillary pressure (imbibition dan drainage) (kuantitatif).
223
Pengukuran sudut kontak
224
Spontaneous imbibition pada batuan berpori Tanpa diberikan tekanan
Imbibisi
Butir minyak lepas dari core dan naik ke permukaan air.
Silinder gelas Air
Swc (Soi = 1- Swc)
Core (water wet) berisi minyak dan air
Imbibisi = proses pendesakan fluida yg tidak membasahi oleh fluida pembasah. 225 (kebalikan dari imbibition adalah drainage)
Apa yang terjadi bila core sample bersifat oil-wet ??
Silinder gelas Air
Swc (Soi = 1- Swc)
Core (oil-wet) berisi minyak dan air
226
Uji imbibisi spontan
So = Sor Sw = 1 - Sor
(oil-wet)
Sw = Swirr So = 1 - Swirr
(water-wet)
227
Hasil uji imbibisi
Water-wet sample
Oil-wet sample 228
Uji imbibisi dan pendesakan (metoda Amott)
(Spontaneous)
Brine
(Spontaneous)
Oil
229
Metoda capillary pressure (metoda USBM) Wettability Index: Secondary drainage utk water-wet - neutral ; secondary imbibition utk oil-wet.
Luas dibawah kurva Pc oil displacing water
WI = log
Luas dibawah kurva Pc water displacing oil
Primary imbibition utk water-wet - neutral ; Prymary drainage utk oil-wet.
230
USBM method for water-wet system (Menggunakan kurva data tekanan kapiler)
I. Primary drainage II. Primary imbibition III. Secondary drainage.
231
USBM method for neutral-wet system (Menggunakan kurva data tekanan kapiler)
I. Primary drainage II. Primary imbibition III. Secondary drainage.
232
USBM method for oil-wet system (Menggunakan kurva data tekanan kapiler)
I. Primary imbibition II. Primary drainage III. Secondary imbibition
233
Wettability evaluation
234
Kapileritas dan Tekanan Kapiler
235
Sifat Kapileritas Batuan Berpori •
•
•
Batuan berpori dan permeabel dapat dianalogikan dengan kumpulan pipa-pipa kapiler yang tidak beraturan. Sifat kapileritas batuan berpori itu sebagai akibat interaksi antara komponen padat pembentuk batuan dan molekul-molekul fluida serta antar molekul-molekul fluida yg dapat menghasilkan tegangan antar-muka. Fluida yg dapat berinteraksi dg batuan disebut sebagai Fluida pembasah (wetting phase). Fluida yg tidak berinteraksi disebut fluida yg tidak membasahi (non-wetting phase).
236
Contoh sederhana Fenomena kapileritas Diameter-dalam pipa kapiler: d1
Fluida yang ada dalam sistem ini adalah air dan udara. Disini air adalah wetting phase dan udara sebagai nonwetting phase.
Free water level Bejana berisi air
d2
d3
Sifat kapileritas ini memperlihatkan bahwa pipa kapiler dengan diameter-dalam yang lebih kecil menghisap air lebih banyak dibanding pipa kapiler yang lebih besar. Gaya kapiler ini diimbangi oleh gaya gravitasi. 237
Fenomena kapileritas: Gambar pipa-pipa kapiler tadi menjelaskan bahwa, pada kondisi statik, pipa kapiler ketika bersentuhan dengan fluida pembasah atau wetting phase (dalam hal ini air) segera menghisap air ( wetting phase). Air yang terhisap mendesak udara (non-wetting phase) sampai tekanan hidrostatik sama dengan tekanan kapiler yg terjadi didalam pipa kapiler itu. Fenomena ini disebut dengan spontaneous imbibition. Jumlah air atau wetting phase yang terhisap itu tergantung pada ukuran diameter pipa kapiler. Makin kecil ukuran pipa kapiler semakin besar bagian ruang pipa kapiler yang terisi oleh air. Selain ukuran pipa kapiler, daya hisap ini dipengaruhi juga oleh wettability pipa kapiler dan tegangan antar permukaan wetting phase (air) dengan nonwetting phase (udara). Ini dapat menjelaskan bahwa, didalam reservoir minyak dan gas bumi, porositas yang kecil cenderung memiliki saturasi air yang lebih besar dibanding porositas yang besar. Hal ini diakibatkan perbedaan besarnya gaya kapiler. Coba perhatikan gambar pada slide berikut ini. 238
Spontaneous imbibition pada batuan berpori Tanpa diberikan tekanan
Imbibisi
Butir minyak lepas dari core dan naik ke permukaan air.
Silinder gelas Air
Swc (Soi = 1- Swc)
Core (water wet) berisi minyak dan air
Imbibisi = proses pendesakan fluida yg tidak membasahi oleh fluida pembasah. 239 (kebalikan dari imbibition adalah drainage)
Swi versus Porositas
240
Soal: Perhatikan slide sebelumnya yang menunjukkan pipa-pipa kapiler dan anggap panjang ketiga pipa kapiler itu sama, L, yang diukur dari free water level . Diameter-dalam Diameter-dalam masing-masing pipa kapiler itu d1, d2, dan d3. Tinggi air didalam masingmasing pipa kapiler adalah H1, H2, dan H3. Hitunglah fraksi volume masing-masing pipa kapiler yang diisi oleh air diatas FWL. Jelaskan apa artinya ini. Juga, hitunglah fraksi volume masing-masing pipa kapiler yang diisi oleh udara. Jelaskan apa artinya ini. 241
Tekanan Kapiler
242
Pipa kapiler berisi 2 jenis fluida immiscible Pipa kapiler
Non-wetting phase (NW-P)
r R
Wetting phase (W-P)
r = jari-jari kelengkungan antar permukaan W-P dan NW-P R = jari-jari pipa kapiler = sudut kontak (tingkat kebasahan) yg diukur melalui wetting phase
Tekanan kapiler: Pc = cos (1/R + 1/r) dimana adalah tegangan tegangan antar-muka fluida tersebut. (1/R + 1/r) = 1/rc ; rc disebut dg mean radius of curvature. 243
Tekanan ekanan Kapiler Kapiler Jadi Jadi,, teka tekana nan n kapi kapile lerr di dipe peng ngar aruh uhii ol oleh eh uk ukur uran an kapi kapile lerr, tegang tegangan an antar antar permuk permukaan aan,, dan sifat sifat kebasah ebasahan an batuan batuan.. Apabila pada slide sebelumnya sebelumnya r = R, maka tekanan kapiler kapiler menjadi: P c
2 cos( )
r
= PNW-P - PW-P
PNW-P PW-P
Sisi non-wetting phase Sisi wetting phase
Sistem air dan minyak:
P c
P o
P w
Sistem air dan gas: P c
P g
P w
Data Data tek tekanan anan kapil apiler er di dila lapo pork rkan an seba sebag gai fu fung ngsi si dari dari satu saturrasi asi flui fluida da pemb pembas asah ah (wetting phase). Data tekanan kapiler versus saturasi air (Sw ) dapat digunakan untuk memperkirakan irreducible water saturation (Swirr ), ), yaitu saturasi air dimana air tidak dapat didesak lagi atau tidak dapat mengalir lagi atau immobile. Ingat:
244
Imbibisi dan drainase – Water-wet system irreversible
hysteresis Water-wet: Water sebagai W-P I. Primary drainage II. Primary imbibition III. Secondary drainage. Proses drainage: NW-P mendorong W-P
Proses imbibisi : W-P mendorong NW-P
INGAT! : Pc = PNW-P – PW-P
245
Contoh Pc berharga berharga positif dan negatif irreversible
hysteresis Water-wet: Water sebagai W-P I. Primary drainage II. Primary imbibition III. Secondary drainage. Proses drainage: NW-P mendorong W-P
Proses imbibisi : W-P mendorong NW-P
INGAT! : Pc = PNW-P – PW-P
246
Imbibisi dan drainase – Oil-wet system Oil-wet : oil sebagai W-P dan water sebagai NW-P
I. Primary imbibition II. Primary drainage III. Secondary imbibition
Primary drainage
247
Contoh Pc berharga positif dan negatif Oil-wet : oil sebagai W-P dan water sebagai NW-P
I. Primary imbibition II. Primary drainage III. Secondary imbibition
Primary drainage
248
Tekanan kapiler didalam sistem pori-pori
W-P NW-P
Jari lengkungan antar-muka fluida yg terukur pada fasa yg membasahi bernilai negatif. Convex-concave surface (cekung kedalam)
Convex surface (cembung keluar)
249
Proses injeksi mercury kedalam pori-pori Mean radius of curvature semakin kecil, bisa krn poripori sisanya semakin kecil dan/atau memasuki celah antar butiran.
PT
1
2
PT
1
2
3
PT
1
2
3
4
PT (Threshold or Entry pressure)
PT
Core 250
Wetting phase
Butir batuan
Non-wetting phase
r1 INGAT !: Pc = 2 cos /r
r2 Butir batuan
atau r = 2 cos /Pc Saturasi wetting phase makin kecil dengan membesarnya Pc, atau Pc semakin besar mengakibatkan saturasi wetting phase makin kecil
251
Mengapa tekanan kapiler meningkat secara tajam dengan berkurangnya Sw ?
•
Dari slide sebelumnya: karena juga adanya pori-pori kecil DAN/ATAU radius of curvature mengecil sehingga saturasi fluida terdesak semakin berkurang. 252
DISTRIBUSI UKURAN PORI dari data mercury injection capillary pressure (MICP). Dalam hal injeksi merkuri ini, wetting phase-nya adalah vakum atau hampa, dan merkuri sebagai non-wetting phase. Sistem seperti ini dapat digunakan untuk memperkirakan ukuran pori-pori atau menentukan pore aperture (lihat Pers. kapiler).
253
Pada kondisi reservoir
Proses drainage
Ukuran pori kecil dan lebih bervariasi.
Coba lihat lagi persamaan Pc pada slide sebelumnya bahwa Pc berbanding terbalik dengan ukuran pori atau kelengkungan permukaan r yang terbentuk antara fluida yg ada didalam pori. Artinya bahwa bentuk kurva Pc vs. Sw dipengaruhi oleh distribusi ukuran pori-pori batuan itu.
Ukuran pori lebih besar dan seragam.
Pct = threshold pressure, yaitu
tekanan yg diperlukan agar nonwetting phase dapat mendesak wetting phase dari pori-pori terbesar untuk pertama kali. 254
Bagaimana bentuk kurva Pc dari fracture?
255
Tekanan Kapiler (Lanjutan)
Secara umum untuk sistem didalam reservoir : P c = P hc – P w P c = 0 berarti P hc = P w Konvensi : Pc = 0 yaitu posisi diatas mana saturasi hidrokarbon
mulai akan > 0 berapapun kecilnya, atau batas teratas untuk Sw = 100%. P c = 0 itu disebut sebagai Free Water Level (FWL) tidak harus sebagai Oil-Water Contact (utk oil res.) atau Gas-Water Contact (utk gas res.).
256
Konversi Pc Pcres = Pclab(σ cos θ)res/(σ cos θ)lab Sistem
Contact angle
Lab: Air-brine
Air-mercury Oil-water Reservoir : Gas-water
Gas-oil Oil-water
IFT (dyne/cm)
0o
70
140o
480
0o - ? (bervariasi)
? - 35 (bervariasi)
0o
60
0o
50
0o - ?
20 - 35 257
Hubungan Pc dg Tinggi dr FWL •
Bila h adal adalah ah jar jarak vert vertik ikal al keata eatass yang ang diu diuku kurr dari dari suat suatu u po posi sisi si ref referen erensi si di diba baw wah zon ona a hi hidr drok okarb arbon on maka maka h = 0 ada pada Free Water Level (atau P c = 0), maka hubungan h dengan Pc (setelah konversi dari data lab ke kondisi reservoir ) adalah
h
P c
0,433 43 3 w
hc
dimana h = ft; P c = psi; ρ = densitas fluida dalam satuan gr/cc maka grafik h vs. Sw dapat dibuat berdasarkan data P c vs. Sw , atau dengan kata lain kita bisa mengetahui distribusi saturasi secara vertikal vertikal didalam reservoir mulai dari Free Water Level hingga ke batas atas reservoir. (Anda harus paham apa yg dimaksud dengan batas atas reservoir) 258
Distribusi saturasi didalam reservoir •
•
•
•
Didalam proses akumulasi minyak dan gas bumi kedalam cebakan (reservoir) yang semula berisi air ( Sw = 100%) dan bila air ini dianggap sebagai wetting phase maka proses akumulasi itu adalah proses drainage. Dalam proses akumulasi hidrokarbon (minyak dan atau gas bumi), saturasi air didalam pori-pori cebakan itu berkurang mulai dari 100% sampai tercapai connate water saturation, Swc. Didalam reservoir hidrokarbon, connate water saturation itu berharga mulai dari Swirr dan membesar secara secara gradual gradual hingga 100% ke arah posisi Free Water Level. Swc = Swirr yaitu situasi dimana connate water water tidak dapat mengalir. mengalir. Artinya, Swc > Swirr maka connate water dapat mengalir. mengalir. Jadi bagian zona hidrokarbon hidrokarbo n yang yang memiliki Sw > Swirr dapat memproduksik m emproduksikan an air atau bersifat bersifat mobile. Zona ini disebut sebagai zona transisi. 259
Distribusi saturasi didalam reservoir Bila memproduksi minyak pada zona transisi maka minyak dan air akan terproduksi bersama-sama (karena Sw > Swirr dan So > Sor tapi kearah bawah So menuju NOL). Sedangkan diatas zona transisi hanya minyak yang dapat terproduksi karena Sw = immobile dan tentu So > Sor dan So maksim maksimum um = 1 - Simmoble. Hanya minyak terproduksi Batas atas reservoir (impermeable layer)
Minyak + air
Pc atau h
Interval perforasi
OIL
Drainage Pc curve
Transistion Zone WATER
Oil-Water Contact
0 0 Swirr
Sw
1.0 0
Somaksimum 260
Hubungan Pressure gradient gradient (dari RFT) dg Pc
Semua titik merah = data RFT
Pc min. atau h min. dimana Sw = Swc or Swirr h r o
c
Transistion zone
P
Sor
0 0 Semua titik biru = data RFT
h
1
Sw
P c
0,433 43 3 w
hc
261
Distribudi Fluida arah vertikal dalam res.
Berapakah Swirr dan Sor ?
262
Skema 3 reservoir terpisah oleh lapisan impermeable
Lapisan impermeabel
Patahan (fault)
?? (Lowest Known Oil) Water) (Highest Known Water
??
263
Dimana posisi Oil-Water Contact atau Gas-Water Contact ? (Bila kita punya data RFT) –
–
P ct (threshold pressure) harus diketahui dari kurva P c vs. Sw setelah konversi dari data lab ke kondisi reservoir DOWC atau DGWC
=
D FWL FWL
P ct
0,433 43 3 w
hc
dimana DOWC = kedalaman posisi OWC atau DGWC = kedalaman posisi GWC. –
–
Atau berdasarkan/konfirmasi interpretasi logs (R (Rt , GR, SP ), ), dan DST bila DST bila ada. Kesalahan penentuan Contact memberikan kesalahan perhitungan cadangan atau Hydrocarbon Reserve.
264
Seringkali data tekanan kapiler diperoleh dari hasil pengukuran banyak sampel batuan inti (core samples) sehingga sering juga diperlukan harga rata-ratanya. Tetapi datanya perlu ditransform dulu ke kondisi reservoir seperti dijelaskan pada slide sebelumnya. sebe lumnya. Perat Perata-r a-rataa ataan n (normalisasi (normalisasi)) data data tekan tekanan an kapiler kapiler dilakukan dilakukan secara secara umum um um deng dengan an menggu mengguna naka kan n meto metoda da Leve Levere rettt J- fu func ncti tion on :
k J S w f P c
1
2
Pengubahan kembali kembali menjadi satu kurva kurva Pc Pc yaitu berdasarkan berdasarkan perata-rataan k dan f terkait. 265
Contoh data untuk perata-rataan. Hal yg perlu dicermati untuk dipelajari disini adalah bagaimana dan apa yg mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan bagaimana menentukan Swc atau Swirr . (garis panah merah).
266
Hasil perata-rataan menjadi J-function. Bila kurva J-function kurva J-function bisa dibuat persamaan sebagai fungsi dari Sw maka persamaan ini dapat digunakan untuk membuat kurva P c untuk harga k dan k dan ф yang lain.
Untuk perata-ratan perata-ratan P c maka k harus k harus dirataratakan secara geometrik dan ф dirata-ratakan secara aritmatik.
Data points tidak spread, menunjukkan rock type yg sama.
267
Contoh lain 1 set Capillary Pressure Data. (apakah kasus data ini dapat dirata-ratakan menjadi satu kurva J-Function??) Composite Oil-Brine Capillary Pressure by Centrifuge Method
200
180
160
140
120 i s p , u
r
e
100 s s e e P
r
80
60
40
20
0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Brine Sa turation, percent pore space
268
Contoh ada pengelompokan data points Menunjukkan adanya beberapa rock type. Capilary Pressure Capillary J-Function 50 45 40 35 30
Por<5% 5%
J
25
9%
20
Por>15%
15 10 5 0 0
20
40
60
80
100
Sw, %
269
Pengukuran Tekanan Kapiler •
•
•
•
•
Tekanan kapiler untuk keperluan keteknikan reservoir diperoleh dari pengukuran di laboratorium. Pengukuran dilakukan pada core sample dengan proses displacement, yaitu proses pendesakan fluida yang ada dalam core sample oleh fluida lain yang diinjeksikan kedalam core ini. Ada 2 proses yang dapat dilakukan, yaitu proses drainage dan proses imbibition. Proses drainage yaitu proses pendesakan wetting phase oleh non-wetting phase. Sedangkan proses imbibition adalah sebaliknya, yaitu proses pendesakan non-wetting phase oleh wetting phase.
Dalam setiap proses itu, saturasi yang didesak berkurang dan saturasi yang mendesak tentunya bertambah. 270
Proses Drainage dan Proses Imbibition
Imbibition process Drainage process
Pada akhir proses drainage diperoleh saturasi irreducible wetting phase Swirr Pada akhir proses imbibition diperoleh Sw maksimum dan saturasi residual non-wetting phase Srnw. Non-wetting phase bisa berupa minyak, bisa juga gas, atau kedua-duanya. Kalau minyak maka Srnw = Sor; kalau gas maka Srnw = Sgr.
Sw minimum akhir drainage
Sw maksimum pd akhir proses imbibisi Srnw = (1 – Swmaksimum) 271
Pengaruh wettability pada Pc drainage dan imbibition Pc negatif Oil-wet
Water-wet
Intermediate wet
272
Alat pengukur Pc •
•
Alat pengukur tekanan kapiler suatu contoh batuan (core sample atau core plug) pada dasarnya mengukur tekanan pendesakan sebagai fungsi saturasi air. Beberapa alat pengukur berdasarkan prinsip kerjanya : - Porous plate (bisa utk drainage & imbibition) - Mercury injection (umum utk drainage) - Centrifuge (bisa utk drainage & imbibition) - Dynamic displacement (bisa utk drainage & imbibition)
273
Pipa gelas
274
275
276
277
278
Permeabilitas untuk media berpori yg berisi lebih dari satu jenis fluida
279
Permeabilitas Efektif •
•
Beberapa waktu lalu kita sudah membahas mengenai permeabilitas absolut, yaitu permeabilitas batuan terhadap satu fasa fluida dengan saturasi fluida ini 100% didalam poripori. Didalam reservoir hidrokarbon tentunya tidak pernah hanya satu fasa, sehingga kita perlu menentukan permeabilitas effektif terhadap masing-masing fluida. 280
Permeabilitas Efektif (lanjutan) •
Karena pori-pori batuan reservoir ditempati oleh lebih dari satu fasa fluida maka ruang pori-pori yang dapat dialiri oleh setiap fluida lebih kecil dibanding bila hanya ada satu fasa. Dengan demikian permeabilitas efektif selalu lebih kecil dibanding permeabilitas absolut (k abs) batuan tsb.
Jadi k ef < k abs •
Simbol yang umum digunakan untuk permeabilitas efektif: - k w = perm. efektif terhadap air - k o = perm. efektif terhadap minyak - k g = perm. efektif terhadap gas. 281
Aliran 2 fasa didalam pori-pori Air = WP (wetting phase) Minyak = NWP (non-wetting phase) Sw1 < Sw2 So1 > So2 air
Situasi: Sw1
Dinding pori-pori air minyak
FLOW air
Dinding pori-pori air
Situasi: Sw2
air minyak
FLOW air
282
•
•
•
•
•
•
Persamaan Darcy: q = (k/μ)A(ΔP/ΔL) qo = (ko/μo)A(ΔP/ΔL) atau ko = (qoμo)/(AΔP/ΔL) qw = (kw/μw)A(ΔP/ΔL) atau kw = (qwμw)/(AΔP/ΔL) Pada kondisi μo, μw, A, dan (ΔP/ΔL) konstan maka qo dan qw masing-masing berturut-turut bergantung pada harga ko dan kw. Laju atau debit alir suatu fluida tergantung pada volume (saturasi)nya didalam pori-pori. Ingat bhw volume fluida per satuan volume pori adalah SATURASI. Kesimpulan: ko dan kw adalah fungsi dari saturasi. 283
Permeabilitas Efektif (lanjutan) •
•
•
•
Makin besar saturasi suatu fluida, semakin besar ruang pori-pori yang ditempatinya sehingga fluida ini semakin mudah mengalir. Adalah perlu diingat kembali bahwa saturasi suatu fluida bertambah menyebabkan saturasi fluida lain berkurang. Perlu diingat juga, bila ada tiga fasa didalam pori-pori, saturasi fluida yang mana yang berkurang dan mana yang bertambah? INGAT: S f1 + S f2 + S f3 = 1.0
284
Permeabilitas Efektif (lanjutan) •
Sebagai contoh, suatu reservoir minyak dengan tekanan sudah berada dibawah bubble point-nya dan air ada pada kondisi Swirr maka bila saturasi gas bertambah (dg menurunnya tekanan reservoir) menyebabkan saturasi minyak berkurang. Pertanyaannya adalah apa yang terjadi dengan permeabilitas efektif terhadap masing-masing fluida tersebut (yaitu bagaimana dg k o, k g, dan k w )? 285
Permeabilitas Efektif (lanjutan) •
Contoh lain, suatu reservoir minyak yang sedang berproduksi mengalami invasi air dari akuifer (zona air) dan air sudah mulai ikut terproduksi. Pertanyaannya adalah: 1) saturasi fluida yang mana yang bertambah? 2) saturasi fluida yang mana yang berkurang? 3) permeabilitas efektif terhadap fluida apa yang membesar? 4) permeabilitas efektif terhadap fluida apa yang mengecil?
286
Permeabilitas Efektif (lanjutan) •
Jawab pertanyaan berikut ini: 1. Untuk sistem minyak dan air: Swirr
k w = ?
Sw
k w = ? dan k o = ? ; kalau k g = ?
2. Untuk sistem minyak+air+gas: Sgc Sg < Sgc Sg
k g = ? k g = ? k g = ? dan k o = ? ; kalau k w = ?
287
Permeabilitas Relatif •
•
•
Bila representasi k ef sebagai fungsi dari saturasi dinyatakan dalam bentuk grafis maka tidak ada standar skala untuk grafik k ef versus Saturasi. Penyederhanaan dilakukan dengan normalisasi terhadap harga permeabilitas absolut atau bahkan lebih sering terhadap base permeability atau harga permeabilitas non-wetting pada harga Swi atau Swc . Penyederhanaan atau normalisasi ini didefinisikan dengan istilah permeabilitas relatif, (k r ) = k ef /k base. Perlu dicatat: Bila permeabilitas absolut yg digunakan maka permeabilitas absolut harus permeabilitas terhadap cairan. 288
Permeabilitas Efektif sebagai fungsi saturasi (w = wetting phase ; nw = non-wetting phase) k ef = k abs
k nw
k w
f i t k e f e
k
0
0
Wetting phase saturation
1.0 289
Permeabilitas Relatif (lanjutan) •
Definisi : k r = k ef /k abs
atau
k ef = k r x k abs
atau k ef = k r x k base
k r = k ef /k base
290
Permeabilitas relatif berdasarkan definisi k r = k ef /k abs 1.0
k rnw
k rw
r
k
0
0
Wetting phase saturation
1.0 291
Permeabilitas relatif berdasarkan definisi k r = k ef /k b 1.0 krnw End point
k rnw r
k
krw
End point
k rw
? 0
0
Wetting phase saturation
? 1.0 292
Pengaruh permeabilitas absolut terhadap kurva k r Perhatikan end point pada kedua gambar sebelah kiri dan kanan.
293
Bagaimana pengaruh faktor-faktor yang lain? •
•
•
•
Pengaruh viskositas fluida? k=(qμ)/(AΔP/ΔL) Pengaruh sifat kebasahan batuan? → krw & kro dan perpotongan kro & krw curves bergeser ke kiri. Pengaruh tegangan antar-permukaan ( interfacial tension)? IFT → krw dan perpotongan kro & krw curves bergeser ke kiri. Sistem rekahan? no pore throat , no interstitial pore space → perpotongan kro & krw curves ada pada Sw
50% . •
Temperatur? masih kontradiksi. 294
Suatu bagian reservoir telah berproduksi dengan kadar air sudah mencapai 25%. Saturasi air Sw pada situasi ini diperkirakan sudah 40%. Berapakah permeabilitas efektif terhadap minyak bila k o@Swi = 150 md? Data relative permeability diberikan dibawah ini.
CONTOH Lihat Gambar sebelah kiri: Sw = 40% → kro = 0,29 kro = ko/kbase dan diketahui utk contoh ini bahwa kbase = ko@Swi = 150md Dapat ditulis bhw ko(Sw)= kro(Sw)kbase Jadi ko(Sw=40%)=0,29150md= 43,5md.
295
Contoh k r vs.Sw dari banyak samples 1.0 0.9
Kro 110
0.8
Krw 110 Kro 125
0.7
Krw 125
0.6 r K
Kro 212 Krw 212
0.5
Kro 233 0.4
Krw 233
0.3
Kro 246 Krw 246
0.2
Kro 256 0.1
Krw 256
0.0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Sw % 296
Perata-rataan Permeabilitas Relatif (k r vs Sw ) Sebaiknya dilakukan berdasarkan rock type (ingat kegunaan JFunction). •
•
Tersedia beberapa data SCAL k r vs S w Setiap data set normalized terhadap saturasi mobile hydrocarbon (1 – Swc – Sor ): *
Untuk reservoir minyak
•
Normalisasi
S w k ro
S w
S wc = 1 S wc S or
terhadap
k ro
k ro
(dari harga Sw = Swc hingga Sw = Swmax = 1 – Sor)
@ S wc
k ro ( S w ) k ro @ S wc
Pada Sw = Swc maka Sw*= 0 & kro(Swc) = kro@Swc dan kro* = 1. Pada Sw = Swmax = 1 – Sor maka Sw* = 1 dan kro* = 0. 297
Perata-rataan Permeabilitas Relatif (k r vs Sw ) (Lanjutan) •
normalisasi k rw terhadap k rw @ sor (dari harga Sw = Swc hingga Sw = Swmax = 1 – Sor) *
k rw
k rw ( S w ) k rw @ S or
•
Hasil tahap normalized : Sw* = 0 – 1, kro* = 1 – 0 & krw* = 0 – 1.
•
Kurva k vs. S w dari banyak sampel itu dicari trend line-nya. r
*
*
1
kro* & krw* 0
0
S *
1 298
Perata-rataan Permeabilitas Relatif (k r vs Sw ) (Lanjutan)
•
Rata-ratakan (arithmatic average) harga-harga data asli dari setiap sampel harga: S wc , S or , k ro @ S wc dan k rw @S or sehingga diperoleh harga rata-rata : S wc , dan k rw @ S or
S or
, k ro @S wc
299
Perata-rataan Permeabilitas Relatif (k r vs Sw ) (Lanjutan)
•
Lakukan de –normalisasi untuk jadi kurva tunggal k r vs. Sw (rata2) S w
=
*
S w
(1 – S wc -
S or
=
k ro S w
k ro S w
)+
k
= k S *
k rw S w
(Pilih harga-harga
*
S w
rw
S wc
w
ro
k rw
@ S wc
@ S or
: 0, 0.1, 0.2, 0.3 ………..,1.0
Ini menggunakan persamaan normalisasi pd slide sebelumnya dengan harga rata-rata untuk Swc, Sor, kro@Swc dan krw@Sor dari data asli semua samples.
*
dan baca k ro & k rw - nya). Pada Sw* = 0 maka Sw = Swc dan kro(Swc) = 1 & krw(Swc) = 0 dan Sw* = 1 maka Sw = 1 – Sor dan kro@(1-Sor) = 0 & krw@(1-Sor) < 1.
300
Hasil Perata-rataan Permeabilitas Relatif (k r vs Sw ) (Lanjutan)
1
kro
kr
krw
Swc rata-rata
0 0
S
Sor rata-rata
1
301
Contoh data sets k r vs.Sw 1.0 0.9
Kro 110
0.8
Krw 110 Kro 125
0.7
Krw 125
0.6 r K
Kro 212 Krw 212
0.5
Kro 233 0.4
Krw 233
0.3
Kro 246 Krw 246
0.2
Kro 256 0.1
Krw 256
0.0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Sw % 302
Hasil normalisasi 1 Trendline kro*
kro* & krw*
0 0
Trendline krw*
Sw*
1
303
Kurva Relative Sukowati 2 HasilPermeability Denormalisasi 1.000 0.800 Kro
0.600 r K
Krw
0.400 0.200 0.000 0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Sw
0.6
0.7
0.8
0.9
1 304
Permeabilitas Relatif 3 Fasa Fluida 3 Fasa didalam pori-pori (disini air sebagai wetting phase) Water
Oil Gas
Oil Water
Permeabilitas relatif thd fluida yang membasahi batuan (wetting phase) hanya dipengaruhi oleh Swetting phase, karena wetting phase lebih sulit mengalir dibanding fluida non-wetting phase. 305
krw vs. Sw (Water sebagai wetting phase)
krw hanya dipengaruhi oleh Sw karena air bersentuhan langsung dg butir batuan dan lebih sulit mengalir dibanding fluida nonwetting phase.
306
kro untuk sistem 3 Fasa 0.01
Garis-garis iso-kro
0.05 Ingat satuan k
r
adalah fraksional.
Titik A: Sw=40%, So=60%, Sg=0%
0.60
kro = 0.34
B
Titik B: Sw=20%, So=60%, Sg=20% kro = 0.38
(kro)A < (kro)B Ini karena aliran oil sbg nonwetting phase lebih dipengaruhi oleh saturasi wetting phase dan lagi pula IFT IFT
A
307
krg untuk sistem 3 Fasa Gas sebagai fasa yg paling tidak mudah membasahi batuan dipengaruhi oleh kombinasi saturasi cairan (oil dan water). Karena itu k rg umumnya dinyatakan fungsi dari SLIQUID.
308
Saturasi dan Diagram Aliran Diagram ini menunjukkan kondisi saturasi dimana masing2 fasa dapat mengalir.
3 Fasa mengalir Hanya Gas mengalir %minimum Oil dalam aliran
Gas & Water mengalir
Gas & Oil mengalir Hanya Water mengalir
Hanya Oil mengalir Oil & Water mengalir
309
Persamaan empirik untuk permeabilitas relatif 1. Corey model :
k rw
S
* 4
*
dimana S w
2. Jones model :
k rw
k ro
k ro
w
S w 1
1 S 1
* 3
w
2S w
*
S wi
S wi
S w S wirr 1 S wirr
3
0.9 S w 0.9 S wirr
2
310
KOMPRESIBILITAS BATUAN
311
•
Porositas dipengaruhi oleh kompaksi
•
Apa yang dimaksud dengan kompaksi?
•
Kompaksi di alam versus di laboratorium
•
Apa implikasinya terhadap produksi hidrokarbon?
312
Kompresibilitas Batuan (C ) Kompresibilitas (isothermal) didefinisikan sebagai perubahan volume relatif terhadap volume mulamula sebagai akibat perubahan tekanan dalam sistem itu pada temperature tetap (isothermal, ini dianggap berlaku didalam reservoir karena temperatur reservoir dianggap konstan selama masa produksi).
V 1 C psi V P T 1
313
•
•
•
•
•
Ingat PNOB = POB – P por e atau P por e = POB – PNOB P pore = tekanan yg ada dalam pori2 = tekanan fluida yg terkandung dalam pori2 batuan reservoir = Preservoir .
Jadi bila Pres turun maka PNOB membesar sehingga volume pori2 berkurang dan porositas mengecil maka ada effect kompresi terhadap fluida yg sifatnya mobile. Kompresi ini = sebagian tenaga yg menyebabkan fluida bergerak ke sumur. Ingat juga bahwa penurunan tekanan reservoir menyebabkan fluida mengembang. Pengembangan fluida juga merupakan sebagian tenaga yg menyebabkan fluida bergerak kearah tekanan yg lebih kecil (yaitu kearah sumur produksi). Jadi, perubahan volume yg terjadi pada reservoir adalah perubahan volume pori2 ( shrinks) plus perubahan volume fluida itu sendiri (expands) karena fluida itu juga memiliki kompresibilitas dengan perubahan tekanan. 314
•
•
•
Perubahan total yang terjadi adalah perubahan volume pori2 plus fluidanya. Perubahan volume itu dimanifestasikan dengan volume fluida yg terproduksi. Bila ada air, minyak, dan gas didalam pori2: dVtot = dVp + dVw + dVo + dVg = Vol. Prod. Perubahan relatif terhadap volume pori2 karena perubahan tekanan ΔP: (yaitu kompresibilitas total)
ct = cr + cwSw+ coSo + cgSg •
•
Kompresibilitas efektif (yaitu relatif terhadap volume hidrokarbon): ce = (cr + cwSw+ coSo + cgSg )/(1 - Sw) Bagaimana untuk aquifer? 315
Penentuan Kompresibilitas Batuan Kompresibilitas isothermal untuk batuan reservoir, C f dapat diukur pada core sample di laboratorium, tetapi ini jarang dilakukan. Bila data ini tidak tersedia maka korelasi yang ada dalam pustaka terkait dapat digunakan. Salah satu korelasi empirik grafis dari Hall (slide berikutnya). Atau persamaan empirik dari Newman adalah : Untuk Batupasir : C f
Untuk Karbonat : C f
97,32 10
6
1 55,8721f 1 ,42859 0,853531
1
2,47664 10
6
f
0 , 92990
316
Hubungan kompresibilitas efektif batuan dengan porositas (Hall, 1953).
317
Kompresibilitas (lanjutan) : Untuk sistem reservoir hidrokarbon secara umum berlaku : 1.Kompresibilitas total : C t = So C o + Sg C g + Sw C w + C f 2.Kompresibilitas efektif : C e = C t / (1-Sw )
Kisaran harga :
C f umumnya berkisar antara 3 – 5 x 1 0-6 psi-1 C w ≈ 2 - 4 x 1 0-6 psi-1 C w ≈ 10-5 psi-1 (air plus gas terlarut) Co ≈ 10-5 psi-1 Cg ≈ 10-4 – 10-3 psi-1
318
Rock Resistivity •
•
Pengukuran resistivity lapisan batuan bawah permukaan tanah sangat penting untuk mengidentifikasi karakteristik batuan dan fluida yg terkandung. Di lapangan, resistivity lapisan batuan diukur dengan alat electric logs. Data yg diperoleh diinterpretasi dengan dukungan data core analysis yg didapatkan dari laboratorium. 319
Wireline logging unit
320
Hasil pengukuran resistivity berdasarkan electrical well logging
321
Basics:
Pada dasarnya resistivity suatu benda dapat diukur. Berkaitan dg lapisan batuan, komponen2 apa saja yg berpengaruh thd resistivity itu perlu diketahui. i E
A
A ℓ
• • • •
Resistance : r = E /i Resistivity : R = r A/ℓ = (E A)/(i ℓ ) Conductivity : C = 1/R Kisaran harga Formation Resistivity, R : R 0,2 - > 1000 ohm-m 322
•
•
•
•
•
Sifat Tahanan Listrik Batuan Reservoir Reservoir hidrokarbon terdiri atas padatan dan pori-pori yg berisi air dan hidrokarbon. Hidrokarbon memiliki tahanan listrik yg sangat besar. Butir penyusun batuan bisa satu komponen atau multi komponen dan memiliki tahanan listrik yg tak terhingga. Kadang mineral tertentu dapat bersifat konduktif. Porositas makin besar, komponen padatan batuan semakin berkurang. Air dalam reservoir umumnya mengandung garam (5000 > Kadar > 50.000 ppm) shg air dalam reservoir dapat menghantar arus listrik. 323
Skema fluida dalam pori-pori batuan Solid (butiran pembentuk batuan)
SW = 100% Rt = Ro SW = 39% Rt = Rt1 SW = 22% Rt = Rt2
Air (didalam pori-pori)
Karena hanya air yg dapat menghantar arus listrik maka makin sedikit air dalam pori2 semakin besar resistivity batuan itu.
Ro < Rt1 < Rt2 Hidrokarbon (didalam pori-pori)
Jadi, salah satu komponen yg mempengaruhi resistivity batuan adalah saturasi air Sw. Tujuan pengukuran resistivity adalah untuk menentukan Sw 324
Resistivity of porous rock versus water saturation.
Archie:
Rt
Resistivity batuan reservoir membesar dg penurunan harga Sw.
Ro
S
325
Sifat Tahanan Listrik Batuan Reservoir (lanjutan) •
•
Resistivity batuan porous dan permeable pada kondisi Sw = 100% dipengaruhi oleh: - porositas dan struktur pori-pori - kadar garam dari air dalam pori-pori - komponen padatan yg bersifat konduktif Tahanan listrik reservoir hidrokarbon tergantung pada: - porositas dan struktur pori-pori - kadar garam dari air dalam reservoir - saturasi air dalam reservoir terkait - komponen padatan yg bersifat konduktif 326
Pengaruh Rw dan shale/clays pada F
Clayey sand
327
Hubungan antara resistivity batuan berpori dg Sw = 100% dan resistivity air yg menjenuhi pori-pori: •
•
Ro = F Rw
atau F = Ro/Rw
dimana Ro = resistivity batuan dg Sw = 100% (Ω-m) Rw = resistivity air yg menjenuhi pori-pori ( Ω-m) F = formation resistivity factor.
•
Apabila komposisi mineral tidak berpengaruh, maka: F = Ro/Rw = konstan (artinya Ro berbanding lurus thd Rw )
•
Persamaan empirik untuk F umumnya dinyatakan sbg:
F = a/
m
dimana f = porositas, m = faktor sementasi, dan a = konstanta empirik tergantung formasinya. 328
329
Penentuan Saturasi Air, Sw •
Persamaan Archie (untuk Clean Formation): Sw = (Ro/Rt)1/n = (FRw/Rt)1/n = (aRw/Rtfm)1/n dimana Ro = resistivity formasi dg Sw = 100% Rt = true resistivity dg Sw < 100% n = saturation exponent, 1 – 5 = 2.0 untuk clean & water-wet rocks.. 330
Penentuan saturation exponent
Ro = resistvity batuan dg S w=100% Rt = resistvity batuan dg S w < 100% Resistivity Index = IR = Rt/Ro maka Saturation Exponent:
n = (log IR1 – log IR2)/(log Sw2 – log Sw1)
(n = 2.0) Clean formation dan strong water-wet
fraksi !!
PR: Perhatikan gambar di kanan, apa makna fisik dari n =2.0 dan n = 3.1 ? 331
Permasalahan umum: shaly/clayey formations •
•
•
•
•
•
Shale/clays menyebabkan resistivity batuan mengecil dan dapat mengakibatkan salah interpretasi logs. Shale pada umumnyamengandung mineral lempung (clays). Shaly formation harus dibedakan dari clayey formation. Mineral lempung tertentu bersifat reaktif thd air, tergantung kadar garam dalam air-nya. Sifat reaktif tersebut ditunjukkan dg harga CEC-nya. Makin besar CEC, semakin reaktif. Penurunan resistivity batuan dipengaruhi oleh kandungan dan distribusi shale/clays dalam batuan itu. 332
Tiga tipe umum Dispersed Clay pada Sandstone Reservoir Rock
333
Fixed layer
Exhangable Cation
334
335
Tebal Double Layer •
Akumulasi ion dekat permukaan tersebut terbagi atas : –
Lapisan fixed layer
–
Lapisan diffuse layer
Tebal diffuse layer, δ = kons.
T C
dimana c = konsentrasi ion dalam air (bulk water)
336
Tabel Cation Exchange Capacity Jenis Clay
Smectite
CEC, meq/l
80 – 150
Illite
1 – 40
Chlorite
10 – 40
Kaolinite
3 – 15
Mixed-Layer Illite/Smectite
10 – 150 337
Skema sederhana Pengaruh Mineral Konduktif thd Resistivity Air
Mineral conductive
Hidrokarbon
------------------ -----Solid
------------------- - -- -
R’o << Ro Tanpa ada mineral konduktif
R’t1 << Rt1
Contoh mineral konduktif: Pyrite, siderite, glauconite, mineral lempung (clays) tertentu. 338
Pengaruh Shale/Clays thd resistivity •
•
Untuk suatu harga Rw , adanya shale atau clays dapat menyebabkan Ro mengecil sehingga F juga mengecil. Demikian juga bisa terjadi terhadap Rt .
Gambar F vs Rw dan (Rt/Ro) vs Sw (slide berikutnya)
339
RESISTIVITY Interval transit time, Δt
340
Typical Low Resistivity Pay Rt = 0.2 1
l a v r e t n I d e t a r o f r e P
10
Perforated Interval: 3762’ 3762’ – 3812’ 3812’ & 3845’ 3845’ – 3855’ 3855’
Production Performance: 150 – 450 BOPD with WC0 for 2 years.
341
Pengaruh mineral clay illite:
Clean sand n = 2.0
342
343
344
•
Persamaan untuk Shaly Formation
345
•
Persamaan Persamaan untuk Shaly Formation (lanjutan)
346
Selesai
347
348
Tugas baca •
Baca buku Amyx, Bass, and Whiting : Chapter I halaman 1 s.d. halaman 22.
349
Diagenesa
350
Skema contoh batuan yang memiliki rekahan (fractures) Matrix
Fracture
351
Kalibrasi interpretasi logs (Porositas)
352
Reservoir Homogeneity
353
Reservoir Heterogeneity
354
Topik-Topik yang Dibahas untuk Dipaham i •
•
•
•
•
•
•
•
•
Perangkap hidrokarbon dan Batuan reservoir Pori-pori dan porositas Saturasi fluida Permeabilitas absolut Tekanan kapiler Permeabilitas efektif dan relatif Kompresibilitas Aliran fluida dalam batuan berpori Sifat kelistrikan (electrical properties) batuan berpori yang berisi fluida. 355
Lingkungan Pengendapan •
•
Lingkungan pengendapan suatu batuan dapat mempengaruhi ukuran dan susunan butirbutir, ukuran pori-pori, dan porositas batuan tersebut. Ada 4 jenis lingkungan pengendapan utama yang umum dijumpai sebagai reservoir hidrokarbon: fluvial , delta plain, delta front dan prodelta.
356
Neutron Log Alat log ini menggunakan sumber kimiawi di dalam alatnya, yaitu americium & beryllium yang memancarkan neutron secara terus menerus. Kehilangan energi terbesar akibat benturan terjadi antara neutron dan atom hydrogen. Konsentrasi atom hydrogen terbesar terutama dimiliki oleh fluida dalam pori-pori. Benturan itu menimbulkan sinar gamma yang dicatat oleh alat detector. Sinar gamma ini berkaitan dengan besarnya porositas batuan. Data log disajikan dalam skala porosity unit . Dalam kalibrasi peralatan umumnya mengacu kepada jenis batuan atau litologi (sandstone, limestone & dolomite ) sehingga koreksi pembacaan log harus sesuai dengan litologi-nya dan chart untuk koreksinya harus sesuai perusahaan jasanya (misal Schlumberger 357 Halliburton).
Katagori Ukuran Butiran Pembentuk Batuan
358
359
Tampak muka
Tampak samping 360
361
