Pengukuran Tekanan Kapiler Skala Laboratorium.
Prinsip pengukuran tekanan kapiler diilustrasikan pada Gambar 5.37A. Cara cepat dalam menentukan P c dapat menggunakan injeksi merkuri. Langkahnya adalah melakukan injeksi merkuri ke dalam sebuah pori batuan yang telah telah bersih dan terekstrak. terekstrak. Tekanan injeksi merkuri merkuri akan meningkat dan membentuk pola berundak dan presentase volume pori batuan yang telah terisi penuh oleh merkuri dicatat pada setiap undaknya (Gambar 5.37B). Kemudian, tekanan yang telah terekam diplot terhadap tingkat saturasi merkuri. Besar tekanan kapiler pada saat injeksi hidrokarbon untuk menggantikan air ( P P c) dalam pengukuran pori batuan sebanding dengan tekanan apung dalam sebuah reservoir ketika hidrokarbon bermigrasi dan mengisi reservoir (Heymans, 1998). Keterangan gambar: Gambar 5.37A menunjukkan konsep dari pengukuran tekanan kapiler. Sebuah silinder yang berisi pori dengan 3 diameter pori yang berbeda: besar (r1), menengah (r2), dan kecil (r3). Silinder telah terisi minyak. Pada (gambar kiri atas), minyak masih berada dalam silinder dan belum mengisi pori. Ketika tekanan ( ()) diberikan pada piston, minyak mulai mengisi pori berdiameter paling besar (r1) karena hanya membutuhkan tekanan kecil (diagram kiri bawah). Kemudian, tekanan diperbesar menjadi ( ), pori berdiameter menengah mulai terisi dan tekanan terus dinaikkan menjadi ( () ), pori berdiameter terkecil mulai terisi minyak (Vavra Gambar 5.37 (A). Prinsip pengukuran tekanan kapiler dan (B) Plot hasil pengukuran tekanan kapiler
Hubungan
P c c Terhadap
et al., 1992). Gambar 5.37B menunjukkan plot hasil pengukuran tekanan kapiler.
Ukuran Leher Pori dan Distribusi Ukurannnya
Tekanan kapiler yang berbeda berbanding terbalik dengan ukuran leher pipa (r c). Semakin lebar ukuran leher pipa, maka semakin kecil P c yang dibutuhkan fluida nonwetting (minyak) untuk mengganti fluida wetting (air). Dalam sister Hg-udara, nilai ( ) kurang lebih bernilai 107.6, sehingga persamaan tekanan kapiler menjadi
dimana dalam psi dan dalam microns. Jadi, tekanan kapiler yang dibutuhkan oleh fluida nonwetting untuk memasuki pori dengan ukuran adalah Distribusi dari ukuran saluran pori di dalam suatu batuan juga mempengaruhi kapilaritas batuan tersebut. Dalam suatu kurva hipotetis tekanan kapiler yang ditunjukkan pada Gambar 5.39, kurva tekanan kapiler memiliki bentuk yang berbeda diakibatkan perbedaan distribusi ukuran saluran pori meskipun besar tekanan kapiler yang diberikan sama untuk ketiga jenis sample. Semaking baik distribusi ukuran tersebut, maka akan semakin mudah bagi fluida nonwetting (minyak) untuk menggantikan fluida wetting (air). Keterangan gambar: Tiga kurva tekanan kapiler pada saat injeksi Hg dari batuan dengan distribusi ukuran pori yang berbeda. Ketiga kurva memiliki tekanan perpindahan yang sama dan volume pori tak jenuh yang minimum, tetapi tingkat saturasi pori terbedakan dengan jelas akibat dari perbedaan distribusi distribusi ukuran saluran pipa.
Gambar 5.39 Kurva distribusi ukuran saluran pori
Hubungan antara porositas, permeabilitas, ukuran saluran pori, dan
Batuan dengan porositas dan permeabilitas yang semakin kecil, maka semakin tinggi yang dibutuhkan dan tentunya memiliki hubungan dengan ukuran saluran pori yang semakin kecil.
Hubungan antara tekanan kapiler, distribusi ukuran butir, dan air
Keterangan gambar: variasi dari 3 batuan pasir dengan ukuran butir yang berbeda yang dikontrol oleh tekanan kapiler. Gambar kiri menunjukkan kurva tekanan kapiler untuk ketiga fasies. Gambar tengah menunjukkan kolom stratigrafi konseptual dan ukuran butir ketiga batuan. Gambar kanan menunjukkan representasi konseptual dari distribusi sebagai fungsi ketinggian pada reservoir tersebut Gambar 5.40 Kurva tekanan kapiler untuk 3 batu pasir dengan tingkat kekasaran butir yang berbeda yaitu sangat kasar, medium, dan rendah (h alus)
(Heymans, 1998).
Pada pembahasan sebelumnya, permeabilitas berhubungan langsung dengan parameter frekuensi-distribusi ukura butir. Jadi, memiliki hubungan langsung dengan ukuran butir. Gambar 5.40 menunjukkan kurva tekanan kapiler untuk 3 batu pasir dengan tingkat kekasaran butir yang berbeda yaitu sangat kasar, medium, dan rendah (halus). Tekanan kapiler pada batuan dengan butir kasar bernilai rendah karena batuan tersebut memiliki sifat permeabilitas yang rendah daripada pada batuan berbutir halus. Oleh karena itu, tingkat saturasi fluida wetting ( ) akan berbeda dan bergantung pada ukuran butir dan permeabilitas. Gambar 5.41 menngilustrasikan variasi terhadap permeabilitas pada pasir Teluk Meksiko. Pada reservoir tersebut, berhubungan secara langsung terhadap permeabilitas, tetapi hal itu juga menunjukkan pengaruh dari distribusi ukuran saluran pori (yang tentunya memegang peranan pada ukuran butir) terhadap nilai . Keterangan gambar: krosplot versus permeabilitas pada reservoir turbidit Teluk Meksiko. Semakin permabel suatu batuan maka akan semakin rendah nilai karena hidrokarbon bisa menggantikan air dengan mudah pada batuan yang permeable. Pengukuran tekanan kapilaritas dilakukan pada ketinggian 67 m di atas kontak air-minyak (Reedy dan Pepper, 1996).
Gambar 5.41 Krosplot versus permeabilitas pada reservoir turbidit Teluk Meksiko.
Tingkat saturasi fluida akan berubah di dalam suatu batuan, bergantung pada distribusi ukuran butir. Batuan akan tetap menunjukkan saturasi fluida yang berbeda karena efek dari ukuran butir meskipun pada elevasi struktur yang sama dalam sebuah reservoir. Konversi pengukuran tekanan kapiler udara-Hg terhadap kondisi reservoir.
Konversi data ini berguna untuk megubah data tekanan kapiler menjadi kondisi reservoir. Konversi tersebut dilakukan berdasarkan persamaan:
dimana adalah tekanan kapiler pada system reservoir, adalah tekana kapiler pada system udara-Hg, adalah tegangan interfacial dari system reservoir, adalah tegangan interfacial system udara-Hg, adalah sudut kontak system reservoir, dan adalah sudut kontak sistem udara-Hg. Kapilaritas dan kapasitas batuan penutup
Kapasitas batuan penutup adalah kapasitas sebuah batuan untuk menjaga sebuah kolom hidrokarbon dengan ketinggian tertentu tanpa bocor. Kapasitas maksimum dari batuan jenis tersebut () adalah ketinggian kolom yang mampu ditahan sebelum hidrokarbon menerobos batuan penutuo tersebut. Nilai akan bergantung pada jenis batuan dan dapat dihitung dengan menggunakan persamaan
( )
dimana adalah tekanan kapiler dari batuan penutup (psia), adalah tekanan kapiler reservoir, adalah densitas air asin (brine), adalah densitas hidrokarbon. Pengukuran porositas berdasarkan data seismic
Seiring dengan perkembangan dalam bidang akuisisi dan pengolahan data seismic, maka pemetaan porositas dari data seismic akan sangat mungkin dilakukan. Salah kasus dicontohkan oleh Dorn et al. (1996) pada lapangan Pickerfill di Laut Utara (Gambar 5.44). Pada kasus ini, log impedansi akustik didapatkan dari kalkulasi log sonic dan densitas (Gambar 5.45). Sebuah plot antara log porositas dan log impedansi akustik untuk suatu sumur menunjukkan sebuah hubungan yang jelas tentang meningkatnya porositas seiring dengan penurunan nilai impedansi akustik (Gambar 5.45). Hubungan ini memberikan kesan bahwa terdapat sebuah hubungan linear antara amplitude refleksi yang diekstrak langsung dari data seismic, dan porositas reservoir.
Keterangan gambar: Lapangan Pickerfill di wilayah Laut Utara, menunjukkan lokasi dari 6 sumur pertama yang dibor. Garis hitam menunjukkan patahan-patahan yang terpetakan melalui survei seismic 2D. Lima sumur pertama menggambarkan bentangan reservoir dan sumur yang keenam adalah sumur produksi.
Gambar 5.44 Peta lapangan Pickerfill di wilayah Laut Utara
Keterangan gambar: (A) sebuah log sonic dan densitas dari salah satu sumur di lapangan Pickerfill, dan sebuah log turunan impedansi akustik. (B) krosplot QA dari impedansi akustik dan log turunan porositas dari sumur tersebut (Dorn et al, 1996).
Gambar 5.45 (A) Sebuah log sonic dan densitas dari salah satu sumur di lapangan Pickerfill, dan sebuah log turunan impedansi akustik. (B) Krosplot QA dari impedansi akustik dan log turunan-porositas dari sumur tersebut (Dorn et al, 1996).
