bab iii penilaian formasi

7/21/2019 Bab III Penilaian Formasi

1/47

BAB III

PENILAIAN FORMASI

Penilaian formasi adalah serangkaian kegiatan pencatatan atau pengukuran

data tentang sifat fisik batuan dan fluida formasi yang ditembus oleh lubang bor.

Kegiatan ini dapat dilakukan saat pemboran dan setelah pemboran.

Perolehan data penilaian formasi untuk identifikasi kerusakan formasi

menggunakan metode coring, well testing, analisa PVT, dan analisa uji produksi.Selain itu, metode penilaian formasi juga berfungsi untuk mendapatkan tempat

terakumulasinya hidrokarbon, menentukan jenis reservoir, menilai potensial

sumur, dan untuk mengetahui penyebab adanya gangguan pada sumur produksi.

3.1. Coring dan Analisa Core

nalisa sampel batuan akan menghasilkan data dasar untuk mengevaluasi

kemampuan produktivitas reservoir. !utting, sampel batuan pemboran

merupakan contoh batuan yang relatif kecil. "leh karena itu untuk mendapatkan

contoh batuan yang lebih besar dilakukan coring.

3.1.1. Metode Coring

!oring adalah suatu usaha untuk mendapatkan contoh batuan #core$ dari

formasi dibawah permukaan untuk dianalisa sifat fisik batuan secara langsung.

Sedangkan analisa core adalah kegiatan pengukuran sifat%sifat fisik batuan yang

dilakukan di laboratorium terhadap contoh batuan.

Pada prinsipnya ada dua metoda coring yang umum dilakukan di

lapangan, yaitu&

'. (ottom hole coring, yaitu cara pengambilan core yang dilakukan pada waktu

pemboran berlangsung.

). Sidewall coring, yaitu cara pengambilan core yang dilakukan setelah operasi

pemboran selesai atau pada waktu pemboran berhenti.

3.1.1.1. Bottom Hole Coring

Semua metoda bottom hole coring mempergunakan sejenis pahat yang di

tengahnya terbuka dan mempunyai sejenis pemotong pahat, sehingga akan

meninggalkan plug silindris #core$ di tengahnya. Pada saat pemboran sedang

*+


2/47

-

berlangsung core ini akan menempati core barrel yang berada di atas pahat dan

akan tetap berada di sana sampai diambil ke permukaan.

Klasifikasi dari bottom hole coring pada umumnya didasarkan pada

peralatan coring yang digunakan, yaitu&

% !onventional coring

% iamond coring

% /ireline retrievable coring.

. !onventinal !oring

Pengambilan core pada conventional coring dilakukan dengan

menggunakan bit jenis tertentu, seperti 0ambar 1.'. Pada waktu bit berputar dan

bergerak ke bawah maka core akan masuk ke dalam inner core barrel dan core

ini tidak dapat keluar dari tempatnya karena core barrel mempunyai roll dan ball

bearings. (agian atas barrel ini ditutup dengan check valve yang bekerja

berdasarkan aliran fluida.

Gamar 3.1. Con!entional Rotar" #rill Core Bit.(Gatlin, Carl, Petroleum Engineering: Drilling Well Completion, 1960)

2ntuk memotong core ini dari formasi dilakukan dengan cara mengurangi

beban di atas pahat #/"($ dan mempercepat rotary speed dan hal ini dilakukan

hanya dalam beberapa menit saja. !ore yang dibawa ke permukaan tetap dalam

keadaan terlindung. 3asil core yang diperoleh mempunyai ukuran diameter )145


3/47

'

sampai 1 +4'65 dan panjangnya maksimum )- feet dan harus dilakukan round trip

untuk mengambilnya.

Kelebihan dari conventional rotary drill core bit ini adalah core yang

dibawa ke permukaan tetap dalam keadaan terlindungi. Tetapi, pada jenis ini data

yang diperoleh kurang representatif karena ukuranya yang lebih kecil jika

dibandingkan dengan menggunakan diamond bit. Selain itu kelemahannya hanya

dapat digunakan pada lapisan%lapisan tertentu.

(. iamond !oring

Pada batuan sedimen yang keras diamond core lebih cocok dan dapat

digunakan dengan waktu yang lebih cepat dan juga untuk memotong core tidak

perlu menambah rotary speed. 3asil yang didapat dari diamond coring ini adalah

core dengan ukuran diameter )*45 sampai 7*45. Panjang maksimum yang dapat

diperoleh secara kontinyu adalah +- feet. 2ntuk mendapatkan lebih dari +- feet

harus dilakukan round trip lagi.

Gamar 3.$. #iamond Core Bit.(Gatlin, Carl, Petroleum Engineering: Drilling Well Completion, 1960)

8enis diamond core bit dapat disesuaikan untuk berbagai macam formasi

dan tidak memerlukan peralatan khusus di permukaan. Presentase perolehan core

pun besar.


4/47

)

!. /ireline 9etrievable !oring

lat coring diturunkan bersama dengan over shot dengan menggunakan

wireline dan core yang masuk ke dalam core barrel ditarik lagi ke atas. :etoda

ini dapat digunakan untuk coring secara berturut%turut. !ore yang diperoleh

mempunyai diameter '5 sampai )14'65 dan panjangnya '- sampai )- feet.

3.1.1.$. Side %all Coring

Pengambilan core dengan teknik sidewall coring dilakukan pada dinding

dari lubang bor. Peralatan sidewall coring dapat dilihat pada 0ambar 1.1. lat ini

diturunkan ke dalam lubang bor dengan kabel logging dan mempunyai sifat self

potensial elektrode. 0un body dapat ditembakkan secara sendiri%sendiri ke

dinding lubang bor melalui mesiu yang dijalankan secara elektris dari permukaan.

Gamar 3.3. Peralatan Side %all Coring(Gatlin, Carl, Petroleum Engineering: Drilling Well Completion, 1960)

engan menembusnya gun body pada dinding lubang bor maka core akan

terpotong dan lepas dari formasi yang diuji. engan adanya kabel baja yang

berhubungan dengan gun body, maka alat sidewall beserta corenya dapat diangkat

ke permukaan. 2kuran core yang diperoleh berdiameter 1475 sampai '14'65 dan

panjangnya );5. !ore yang diperoleh sering rusak dan jika dibandingkan hasil


5/47

1

analisa core dari cara sidewall coring dengan cara conventional coring akan

berbeda, walaupun corenya diambil pada kedalaman yang sama. :isalnya harga

saturasi air dari core yang diambil secara sidewall coring akan lebih besar

daripada hasil conventional coring, apabila lumpur bor yang digunakan adalah

jenis water base mud.

3.1.$. Analisa Core

!ore merupakan contoh batuan yang diambil dari formasi dan kemudian

dianalisa di laboratorium. i laboratorium, core tersebut disusun kembali sesuai

dengan nomor sampel dan urutan kedalamannya. Kemudian dianalisa satu persatu.

!ore yang diambil dari formasi pada umumnya akan mengalami dua proses, yaitu

proses pemboran dan proses perubahan kondisi tekanan dan temperatur. alam

proses pemboran akan mempengaruhi harga saturasi core yang bercampur dengan

air filtrat lumpur. Sedangkan dalam proses perubahan kondisi tekanan dan

temperatur pengaruhnya akan banyak terjadi pada harga saturasi core, karena

pengaruh adanya ekspansi gas maka saturasi air dan minyaknya menjadi

berkurang.

ari hasil coring, maka core yang didapat perlu dianalisa besaran%besaran

petrofisiknya di laboratorium. nalisa core ada dua macam yaitu, analisa core

rutin dan analisa core special.

3.1.$.1. Analisa Core R&tin

Pada analisa core rutin ini, dilakukan pengukuran porositas, permeabilitas,

dan volume bulk batuan.

3.1.$.1.1. Peng&'&ran Porositas

Pengukuran porositas dilakukan dengan menentukan volume pori%pori dan

volume bulk batuan. :etode yang digunakan dalam menentukan porositas antara

lain& (oyle


6/47

7

mengisi cell > sampai tekanannya menjadi #P'?Pa$. Selanjutnya core ditempatkan

pada cell ) pada tekanan atsmosfer, kemudian kran ( dibuka sehingga kedua cell

itu saling berhubungan dan tekanan di cell ) adalah #P )?Pa$. Keadaan ini disebut

sebagai kondisi >>.

Gamar 3.(. S'ema Bo"le)s La* Porosimeter(Gatlin, Carl, #Petroleum Engineering: Drilling an$ Well Completion, 1960)

engan mengasumsikan terjadi ekspani isothermal dari gas tersebut maka volume

butiran batuan ditentukan dengan persamaan &

V V VP

PVS= + ' )

'

)

'.

@@@@.@@@@..@@@@@@@@@@#1%'$

dimana&

Vs A volume butiran

V' A volume cell '

V) A volume cell )

P',P) A tekanan manometer pada keadaan > dan >>

2ntuk mengukur bulk volume batuan core dapat dilakukan dengan dua

cara&

a$ :engukur dimensi sample core untuk bentuk sample yang teratur.

b$ Blectric 3g picnometer dan harus dikalibrasikan dahulu dengan pertolongan

bola besi yang diketahui volumenya untuk bentuk core yang tidak teratur.


7/47

C

%& aturation eto$

isini volume pori%pori diukur secara gravimetri, sample ditetesi dengan

suatu fluida yang diketahui berat jenisnya sampai jenuh.

Gamar 3.+. S'ema Metode Sat&rasi &nt&' Menent&'an ,ol&me Pori-ori(Gatlin, Carl, #Petroleum Engineering: Drilling an$ Well Completion, 1960)

Timbang sampel dalam keadaan kering dan dalam keadaan jenuh, volume pori%

pori dapat ditentukan dengan persamaan &

*

D'p

WW+

=

@@@@@@@@@@@@@@@@@@...@@.. #1%)$dimana&

VpA volume pori%pori.

/sA berat sample dalam keadaan jenuh .

/dA berat sample dalam keadaan kering

f A berat jenis fluida.

3.1.$.1.$. Peng&'&ran Sat&rasi

Pengukuran saturasi fluida dari core sample dapat dilakukan dengan dua


8/47

6

cara antara lain&

1& eto$a etort

alam metoda ini core sample diletakkan pada retort dan dipanaskan

pada 7--DE selama )- menit sampai ' jam. Eluida yang menguap

dikondensasikan, minyak dan air yang didapat dipisahkan dengan centrifuge.

Kemudian temperatur terus dinaikkan sampai ')-- DE, sampai minyak berat dan

air kristal teruapkan dan hasil kondensasi dicatat. ir kristal tidak dimasukkan

dalam perhitungan saturasi ini. 0ambar 1.6. memperlihatkan skema 9etort

pparatus. (esarnya saturasi dapat ditentukan dengan persamaan &

p

w

V

V="'

,

p

oo

+

+' =

.............................................................................. #1%1$

dimana&

Sw A saturasi air

So A saturasi minyak

Vw A volume air yang didapat

Vo A volume minyak yang didapat

Vp A volume pori%pori batuan


9/47

*

Gamar 3./. S'ema Retort Aarat&s(Gatlin, Carl, #Petroleum Engineering: Drilling an$ Well Completion, 1960)

%& eto$e Detilai

!ore sample yang akan dianalisa ditimbang dahulu. Kemudian

ditempatkan pada timble yang telah diketahui beratnya, lalu dimasukkan ke

dalam flask. Elask ini berisi cairan Toluene #!63C!31$ yang mempunyai titik

didih '')D!. =arutan toluene tersebut kemudian dipanaskan sehingga air dan

toluene menguap. 2ap ini dikondensasikan dan cairan yang didapat dicatat. !ore

sample dipanaskan terus hingga volume cairan #distilate$ yang terkumpul

konstan. Setelah itu core sample diambil dari timble, dikeringkan, dan

ditimbang. Saturasi fluidanya dapat dihitung dari berat total yang hilang, volume

air yang tertampung, dan berat jenis minyak. 0ambar 1.*. memperlihatkan skema

dari Stark%ean istilation pparatus.

Gamar 3.0. S'ema Star' #ean #istilation Aarat&s(Gatlin, Carl, #Petroleum Engineering: Drilling an$ Well Completion, 1960)

(esarnya saturasi ditentukan dengan persamaan&


10/47

/TA /o? /w

/wA Vw? w

( )

o

oD

+ wwo//%/

=

............................................................................#1%7$

dimana&

/o A berat minyak

/w A berat air

/T A berat total hilang

Vw A volume air yang terbaca pada water trap

o A berat jenis minyak

w A berat jenis air

3.1.$.1.3. Peng&'&ran Permeailitas

Pengukuran Permeabilitas dilakukan dengan menentukan permeabilitas

absolut dari sample core, dengan menggunakan alat permeability plug method

#fancher core holder$ seperti yang diperlihatkan pada 0ambar 1..

Gamar 3.. S'ema Alat Permeailit" Pl&g Met2od(Gatlin, Carl, #Petroleum Engineering: Drilling an$ Well Completion, 1960)

Eluida yang digunakan oleh alat ini adalah udara. 2dara merupakan aliran

steady state cepat tercapai. 2dara kering tidak mengubah komposisi mineral

dalam sample core serta saturasi '--F mudah didapatkan. !ore yang akan


11/47

+

diselidiki ditempatkan dalam holder yang sesuai, seperti misalnya type fancher

ataupun hassler, yang mana menutup satu sisi dari core tersebut, sehingga

memberikan aliran yang linear. 2dara dialirkan melalui sample core kemudian

diukur tekanan masuk dan keluar dengan manometer sebagai P'dan P). 3arga

permeabilitas ditentukan dengan menggunakan persamaan darcy sebagai berikut&

$P%#P

.=.P.G).AK

)

)

)

'

))

@@@@@..@@@@@@........@@@@@@@ #1%C$

dimana&

k A permeabilitas batuan, darcy.

G) A laju alir gas yang keluar, cc4dt.

Vg A viscositas gas pada temperatur test, cp.

= A panjang core sample, cm.

A luas penampang core sample, cm).

P' A tekanan masuk, atm.

P) A tekanan keluar, atm.

2ntuk mendapatkan permeabilitas absolut batuan dimana pengukurannya

menggunakan aliran gas, maka perlu memperkirakan peyimpangan yang

disebabkan oleh sifat%sifat gas. Perkiraan penyimpangan ini pertama kali

ditemukan oleh Klinkenberg dan koreksinya dinamakan koreksi Klinkenberg,

yang prinsipnya tergantung pada tekanan rata%rata pada saat test dilakukan, serta

dinyatakan dengan persamaan berikut &

( )K Kg a bPm= +'

@@@@@@@@@@@@@...@@@@@@. #1%6$dimana&

Kg A permeabilitas batuan terhadap udara yang diukur pada Pm, m.

Ka A permeabilitas absolut batuan, atau dikenal sebagai eHivalen liHuid

permeability, md.

b A konstanta yang tergantung pada ukuran pori.

Pm A tekanan rata%rata pada saat tekanan test, atm.

(erdasarkan hasil yang didapat plot antara harga Kgterhadap '4Pm, seperti


12/47

+-

pada 0ambar 1.+. 3arga Kadiperoleh dari ekstrapolasi grafik ke harga '4PmA -.


13/47

+'

Gamar 3.. Gra4i' 5g!s 16m(-ia., D/e..ar, Erle C& Donal$on,Petropyi %n$ E$ition: -eory an$ Pratie o*

eauring eeroir o2 an$ 3lui$ -ranport Propertie4, %005)

3.1.$.$. Analisa Core Sesial

(eberapa sifat%sifat batuan yang diukur dengan analisa core spesial, antara

lain adalah porositas dan permeabilitas absolut, sedangkan yang termasuk analisa

core spesial adalah pengukuran tekanan kapiler versus saturasi air, permeabilitas

relatif, dan faktor sementasi #Suranto, )--'$. Iamun, pada bahasan ini,

pengukuran yang akan ditinjau lebih lanjut adalah pengukuran permeabilitas

relatif dan pengukuran faktor sementasi.

3.1.$.$.1. Peng&'&ran Permeailitas Relati4

Permeabilitas absolut merupakan karakteristik batuan untuk menentukan

pengukuran laju aliran fluida satu fasa yang melalui suatu batuan. Sedangkan

peremabilitas relatif merupakan fungsi dari sifat kimia batuan dan sifat fisik

batuan. 2ntuk itu, permeabilitas relatif sensitif terhadap temperatur danwettabilitas batuan dan fluida. Pada batuan water%wet, semakin tinggi temperatur

maka semakin tinggi sistem water%wet pada batuan tersebut #jebbar Tiab, )--7$.

Tiga fasa fluida #gas, minyak, dan air$ terdapat dalam batuan dan bergerak

di dalam pori%pori batuan dengan saturasi tertentu. Permebilitas relatif tiga fasa

tersebut perlu diperhitungkan, namun hingga saat ini belum terdapat metode yang

umum digunakan untuk mengukur permeabiltas relatif. :eskipun begitu,

pengukuran permeabilitas relatif dua fasa #gas%minyak, gas%air, atau air%minyak$


14/47

+)

sudah umum digunakan. Terdapat dua jenis metode pengukuran peremabilitas

relatif dua fasa yang sering digunakan, yaitu #'$ metode steady%state, dimana dua

fasa fluida dialirkan masuk dan keluar melalui pori%pori sampel batuan dengan

laju steady state pada berbagai macam saturasi, dan #)$ metode unsteady state,

dimana didahului dengan pendesakan gas atau air terhadap dua fasa fluida yang

tersaturasi di dalam pori%pori sampel batuan.

Permeabilitas relatif didefinisikan sebagai berikut&

2

22

2

22

2

22 eoro

e"r"

eg

rg === JJ

@@@@@@@@@@@@@@. #1%*$

dimana&

k A permeabilitas absolut

keg, kew, dan keoA permeabilitas efektif gas, air, dan minyak.

krg, krw, dan kro A permeabilitas relatif gas, air, dan minyak.

1& eto$e tea$ytate

2ntuk menentukan permeabilitas relatif air%minyak, core yang tersaturasi

dengan nilai saturasi yang sudah diketahui sebelumnya ditempatkan pada 3assler

sleeve core holder dan bagian inletnya dihubungkan dengan pressure transducer.

pabila back pressure regulator digunakan untuk menangani tekanan pori yang

tinggi, pressure transducer juga dihubungkan di bagian outlet, untuk dapat

mengukur pada kondisi dengan perbedaan tekanan yang signifikan. :etering

pump digunakan untuk memompakan air dan minyak dengan laju steady%state ke

dalam miing cell kecil, sehingga dapat mentransfer fluida ke permukaan sampel

batuan. :asing%masing laju alir fluida dikontrol oleh pompa tersebut.

ir dan minyak diinjeksikan dengan laju alir yang telah diketahui

sebelumnya dan tekanan aliran dimonitor sampai tekanan tersebut setara dengan

laju alir fluida yang berpengaruh. Pada titik ini, laju diasumsikan steady state

#saturasi konstan di seluruh sampel batuan$ telah tercapai. =aju alir dan

kehilangan tekanan dicatat, dan sampel batuan diangkat untuk ditimbang. Saturasi

dihitung dari massa sampel batuan, volume pori sampel batuan, dan densitas

kedua fasa fluida. Permeabilitas relatif pada saturasi tertentu dihitung dengan

Persamaan #1%$. Kemudian sampel batuan dipasang kembali dan nilai ratio


15/47

+1

minyak dan air disesuaikan dengan harga lainnya untuk mengubah saturasi fluida

pada sampel batuan. Prosedur ini diulangi terus sampai diperoleh data yang cukup

untuk mendeskripsikan permeabilitas relatif secara lengkap sebagai fungsi dari

saturasi fluida. 2ntuk sistem air%minyak&

$# ""

""

e" '*p7

!82 =

=

$# oo

ooeo '*

p7

!82 =

=

@@@@@@..........................@@@@. #1%$Iilai krwdan krodihitung dengan Persamaan #1%*$ pada saturasi tertentu

dengan mengasumsikan harga tekanan kapiler di antara kedua fasa tersebut

diabaikan, sehingga pwA po. Saturasi air dihitung dengan Persamaan #1%+$&

9P"P"( +'+'D( ++= $'#

$##

$#

o"P

oP(

"+

+D('

=

@@@@@@..........................@@@@. #1%+$

dimana&

: A total massa sampel batuan dan fluida yang di dalamnya, g.

: A massa sampel batuan kering, g.

VP A volume pori sampel batuan, ml.

L A densitas, g4cm1.

%& eto$e ntea$ytate

Terdapat tiga metode yang dapat digunakan untuk menghitung

permeabilitas relatif. Seluruh metode ini berdasarkan asumsi bahwa sampel

batuan adalah homogen, dan tekanan kapiler dan gravitasi diabaikan.

a. lternate :ethod

:etode ini menghasilkan permeabilitas relatif sebagai fungsi rata%rata

saturasi fluida sampel batuan. Perhitungan pada metode ini disederhanakan karena

hanya membutuhkan penerapan 3ukum arcy dalam proses pendesakan.

b. 8ohnson%(ossler%Iauman #8(I$ :ethod

:etode ini digunakan untuk menghitung permeabilitas relatif sampel

batuan sebagai fungsi saturasi fluida yang dialirkan sebagai fluida pendesak pada


16/47

+7

laju injeksi konstan. Percobaan ini harus dengan memberikan laju alir yang itnggi

untuk menghindari pengaruh akhir kapiler #secara tidak normal saturasi fasa

pembasah yang tinggi pada ujung sampel batuan$.

c. Toth et al. :ethod

:etode ini lebih umum digunakan daripada lternate :etho dan 8(I

:ethod karena lebih mudah diterapkan pada laju injeksi pendesakan yang konstan

dan tekanan yang konstan. :etode ini dapat melakukan perhitungan secara

langsung dari data pendesakan dan memberikan tingkat akurasi perhitungan yang

lebih besar daripada kedua metode tersebut.

dapun peralatan dan prosedur pengukuran sebagai berikut&

'$ 8enuhi sampel batuan dengan '--F air lalu desak air dengan memompakan

minyak ke dalam sampel batuan hingga tidak ada lagi air yang

terproduksikan. !entrifuge akan menampung air dan minyak menggunakan

silinder bertingkat dan hitung jumlah air yang didesak oleh minyak. 3itung

saturasi air mula%mula.

)$ (iarkan sampel batuan dan fluida di dalamnya menyesuaikan diri dengan

keseimbangan kapiler semalaman.

1$ Pada laju injeksi konstan, atur metering pump sehingga dapat mangalirkan

fluida pendesak ke dalam sampel batuan pada laju alir yang konstan. Pada

tekanan injeksi konstan, atur piston pump bertenaga pendorong gas untuk

mengalirkan fluida pendesak dengan tekanan konstan.

7$ Ketika pompa pendesak air dihidupkan, stopwatch mulai menghitung

waktunya.

C$ pabila air dan minyak mentah yang digunakan, tampung fluida yang

dialirkan tersebut pada labu centrifuge bertingkat dan catat waktu pada setiap

perolehan fraksi. pabila gas dan liHuid yang digunakan, arahkan gas

buangan melalui meteran gas dan mengumpulkan cairan dalam silinder

bertingkat atau buret.

6$ 3entikan uji pendesakan ketika minyak sudah berhenti mengalir, atau pada

volume air tertentu yang harus disuntikkan.

*$ Ketika minyak mentah yang digunakan, gunakan centrifuge untuk

memisahkan air dan minyak. !atat air dan minyak yang terdesak, dan waktu

pada setiap perolehan fraksi.


17/47

+C

$ 3itung kumulatif fraksi air dan minyak yang terkumpul. Plot kumulatif

minyak yang terproduksikan sebagai fungsi volume pori%pori yang

terkandung air injeksi.

+$ Pada setiap periode waktu, tentukan laju alir air dan minyak, permeabilitas

relatif #menggunakan Persamaan #1%$ dan #1%*$$, dan rata%rata saturasi air,

Sw#av$#menggunakan Persamaan #1%'-$$.

p

pro$u0e$oil

i"a1"+

+''

$#

$# +=

@@@@@@...............................@@. #1%'-$

3.1.$.$.$. Peng&'&ran Fa'tor Sementasi

rchie #'+7)$ mendefinisikan faktor sementasi ini sebagai m dalam

persamaannya, dimana bila sementasi pada batuan itu baik maka nilai m%nya besar

dan begitu sebaliknya. Terdapat beberapa metode dalam mengetahui besarnya

faktor sementasi batuan. :enurut jebbar Tiab #)--7$, salah satu metode analisa

ini menggunakan sampel batuan. :eski pada beberapa kasus, analisa interpretasi

resistivity logging dapat digunakan juga.

Eaktor sementasi batuan sedimen dapat diketahui dengan analisa

resistivitas sampel batuan yang tersaturasi oleh fluida. 9esistivitas batuan

tersaturasi ini merupakan kemampuan tahanan aliran di dalam pori batuan

terhadap aliran listrik. Pada batuan yang tidak tersaturasi #dry rocks$ menujukkan

tahanan yang tidak terbatas. Sedangkan pada batuan yang mengandung minyak

dan4atau gas, akan memberikan resistivitas yang lebih tinggi dibandingkan batuan

yang tersaturasi oleh air formasi pada jenis batuan yang sama.

9esistivitas batuan reservoir merupakan fungsi dari salinitas air formasi,

porositas efektif, dan kandungan hidrokarbon yang terjebak di dalam pori batuan.

3ubungan antara ketiga variabel tersebut mengindikasikan bahwa menunrunnya

harga resistivitas, akan meningkatkan fraksi porositas dan kandungan

hidrokarbon. 2ntuk itu, pengukuran resistivitas merupakan suatu alat yang sangat

bermanfaat untuk evaluasi kemampuan produksi suatu formasi.

Pengukuran resistivitas batuan reservoir di laboratorium telah

dikembangkan dengan beberapa jenis peralatan. Tipe pertama adalah dengan

memasukkan sampel batuan ke dalam resistivity cell, seperti pada 0ambar 1.'-,


18/47

+6

yang dihimpit oleh sumber elektroda dengan arus >, dalam ampere. 9esistansi air

asin pada suatu kontainer dengan panjang =, dan luas area, , diukur dengan

memberikan suatu tegangan B, dalam volt, sepanjang aliran.

Gamar 3.17. Core Resisti!it" Cell(7my;,


19/47

+*

Gamar 3.11. Modi4ied Core Resisti!it" Cell(7my;,


20/47

+

engan mempertimbangkan suatu blok batuan porous #clean sand$ pada

dimensi dan = yang sama, dan tersaturasi '--F oleh air asin yang sama

#0ambar 1.'1.$, dan memberikan tegangan B yang sama dan arus > o, resitivitas

sampel batuan, 9o, adalah&

!=

E7

!

7r,

o

oo ==

@@@@@@@@@@@@@................@@. #1%'1$

engan membagi Persamaan #1%'1$ dan #1%')$, maka diperoleh persamaan

sebagai berikut&

o

"

"

o

=

=

,

, =

@@@@@@@@@@@@@.................@@.............. #1%'7$

rchie mendefinisikan Persamaan #1%'7$ di atas sebagai faktor resistivitas

formasi E9.

"

o

,,

,3 =

@@@@@@@@@@@@@.................@@.............. #1%'C$

Gamar 3.13. Peng&'&ran Resisti!itas Samel Bat&an Poro&s(-ia., D/e..ar, Erle C& Donal$on,Petropyi %n$ E$ition: -eory an$ Pratie o*


Pada suatu harga B, nilai >wakan lebih besar daripada >o. 2ntuk itu, 9oakan

lebih besar daripada 9w. 0ambar 1.'7. menunjukkan pengaruh kualitatif resitivitas

air asin #diasumsikan semua faktor, seperti porositas, sementasi, dan kandungan

shale adalah konstan$ terhadap E9untuk batuan limestone, clean sand, dan shaly

sand. Eaktor formasi untuk batuan limestone dan clean sand konstan, sedangkan


21/47

++

untuk batuan shaly sand cenderung turun dengan meningkatnya resistivitas air

asin 9w. :eskipun 9o meningkat, tidak menyebabkan kenaikan secara

proporsional karena kandungan clay dalam air bertindak sebagai konduktor.

Pengaruh ini tergantung pada jenis, jumlah, dan perilaku dari distibusi clay pada

suatu batuan. Persamaan #1%''$ merupakan hubungan yang penting juga pada

interpretasi logging sumur pada suatu Mona produktif hidrokarbon.

Gamar 3.1(. H&&ngan Fa'tor Formasi dengan Resisti!itas Air Asin(-ia., D/e..ar, Erle C& Donal$on,Petropyi %n$ E$ition: -eory an$ Pratie o*


Tingkat sementasi partikel pasir tergantung pada kondisi alamiah, jumlah,

dan distribusi material cementing, termasuk silika, kalsium karbonat, dan clay.

Pasir yang kurang tersemen dengan baik memiliki porositas yang lebih tinggi dan

faktor formasi yang lebih rendah. Ketika pasir tersemen dengan baik, pasircenderung berubah menjadi memiliki porositas yang lebih rendah dan faktor

formasi yang lebih tinggi. (erdasarkan pengukuran laboratorium faktor

resistivitas formasi E9 dengan porositas, rchie menurunkan suatu persamaan

yang menghubungkan kedua variabel tersebut.

m,3

'=

@@@@@@@@@@@@@.................@@............ #1%'6$

Eaktor eksponensial m, yang didefinisikan sebagai faktor sementasi, merupakan


22/47

'--

fungsi dari bentuk dan distribusi pori%pori batuan. Eaktor sementasi dapat

ditentukan dari plot grafik log%log faktor resistivitas formasi E9versus porositas.

Plot kedua variabel tersebut membentuk suatu garis lurus dengan kemiringan m.

Tabel >>>%' menjelaskan klasifikasi batuan berdasarkan faktor sementasi.

8ael III-1.

5lasi4i'asi Bat&an Berdasar'an Fa'tor Sementasi(7my;,


23/47

'-'

Pada prinsipnya, cara kerja atau prosedur pelaksanaan test dibagi menjadi

lima bagian, yaitu&

a& Going in >ole

Prosedur going in hole ini adalah mempersiapkan lubang bor untuk

dilakukan pengujian.

Sebelum alat dimasukkan ke dalam lubang bor, diadakan sirkulasi lumpur

untuk membersihkan cutting dalam lubang bor.

!atat data%data sumur meliputi&

a. Kedalaman sumur serta interval pengujian.b. Tebal lapisan yang akan diuji.

c. iameter sumur, baik sudah dipasang casing

maupun belum.

d. (erat jenis lumpur pemboran yang

digunakan.

e. Karakteristik umum lapisan yang akan diuji.

Pencatatan data ini dilakukan untuk menentukan jenis alat yang akan

dipergunakan, misalnya berapa panjang anchor, dimana packer diletakkan, dan

sebagainya.

'. Turunkan alat secara pelan%pelan untuk menghindari kemungkinan terjadinya

break down formation.

). Pasang flow line yang akan mengalir fluida hasil pengujian ke separator test.

b& a2ing -et

Prosedur making test adalah sebagai berikut&

'. Setelah mencapai lapisan yang akan diuji, kembangkan packer dan buka tester

valve.

). Eluida yang masuk ke dalam lubang bor akan mendesak bantalan air #water

cushion$ serta udara di atasnya. (ila aliran udara telah habis, maka kerangan

dibuka untuk mengalirkan fluida formasi menuju separator test. =aju aliran

diukur pada separator test. (ila tidak terjadi semburan udara, berarti terjadi

kelainan pada sistem kerja alat penguji. (ila aliran terhenti, berarti tekanan

reservoir tidak mampu mengangkat fluida reservoir ke permukaan.


24/47

'-)

c& -a2ing Cloe$ in Preure

Setelah tahapan making test selesai, maka langkah berikutnya adalah

mengoperasikan !losed in Valve bila laju aliran tidak stabil, untuk

mengakumulasikan tekanan reservoir. Pada saat ini terjadi suatu Pressure (uild

2p.

d.E?uali@ing

Tahapan ini terjadi setelah periode penutupan akhir selesai. dapun

langkahnya adalah membuka BHualiMer Valve untuk menyeimbangkan tekanan di

atas dan di bawah packer.

e.eering

9eversing merupakan tahapan terakhir dari test sebelum rangkaian

dicabut. 2ntuk menyamakan kondisi lubang bor sebelum dan sesudah pengujian,

maka perlu diadakan sirkulasi lumpur. Kemudian cabut alat pelan%pelan untuk

menghindari terjadinya swab effect. Pengujian lapisan telah selesai.

da tiga kriteria tentang karakteristik hasil pencatatan tekanan yang baik

dari ST, yang dianjurkan oleh :urphy, Timmeran dan Van Poolen, yaitu sebagai

berikut&

'. Pressure base line adalah merupakan garis lurus dan jelas.

). Tekanan hidrostatik mula%mula dan akhir yang dicatat sama dan tetap

terhadap kedalaman dan berat lumpur sama.

1. Tekanan aliran dan build up pressure yang dicatat merupakan kurva yang

smooth.

engan mengetahui karakteristik%karakteristik tersebut di atas, maka

adanya kondisi lubang bor4sumur yang buruk, alat yang tidak bekerja4berfungsi

dengan baik dan kesukaran lainnya dapat diketahui dari grafik pencatatan tekanan

test ST. Perencanaan, pengoperasian dan analisa hasil test sumur yang tepat akan

melengkapi data tentang permeabilitas, derajat kerusakan sumur #S$, tekanan

reservoir, kemungkinan batas%batas reservoir dan heterogenitas formasi.


25/47


26/47

'-7

Pencatatan tekanan selama test dapat ditunjukkan dalam bentuk grafik

hubungan antara tekanan terhadap waktu, seperti pada gambar di bawah ini.

Gamar 3.10. Hasil Pen=atatan 8e'anan ter2ada %a't&(Gatlin, Carl, #Petroleum Engineering: Drilling an$ Well Completion, 1960)

Keterangan&

' menunjukkan besarnya tekanan hidrostatik kolom lumpur mula%mula

sebelum test #initial hydrostatic pressure, >3P$

) menunjukkan besarnya tekanan penutupan mula%mula setelah packer

dipasang #initial closed in pressure, >!>P$

1 menunjukkan besarnya tekanan alir paling rendah yang dapat direkam

tepat setelah valve dibuka #initial flowing pressure, >EP$

7 menunjukkan besarnya tekanan aliran terakhir yang dapat direkam

sebelum valve ditutup #final closed in pressure, E!>P$

6 menunjukkan besarnya tekanan hidrostatik lumpur setelah alat dibuka

kembali dan packer dilepas #final hydrostatic pressure, E3P$

da beberapa pencatatan tekanan yang sering dijumpai dimana masing%

masing bentuk tersebut dapat menunjukkan keadaan yang terjadi selama test

berlangsung #0ambar 1.'*$. Pembacaan grafik pencatatan tekanan hasil ST

diakukan dengan micrometer. :urphy, Timmerman dan Van Poolen memberi

suatu kriteria dari pembacaan grafik tekanan hasil ST yang baik, antara lain&

Pressure base merupakan garus lurus yang jelas.


27/47

'-C

Tekanan hidrostatik mula%mula #>3P$ dan akhir #E3P$ yang dicatat sama

dan tetap terhadap kedalaman serta berat jenis lumpur yang sama. Tekanan aliran dan tekanan penutupan yang dicatat merupakan kurva yang

jelas dan menerus #smooth$.

3.$.$. Press&re 8est

Prinsip dari pressure test adalah mengukur perubahan tekanan #P$ terhadap

waktu #t$ selama periode waktu penutupan. Penutupan sumur ini bermaksud untuk

mencapai tekanan keseimbangan diseluruh reservoir. Penutupan sumur tersebut

dapat dilakukan sebelum atau setelah dilakukan pengaliran atau produksi dengan

rate yang konstan. Rang termasuk metode pressure test antara lain Pressure

(uildup Test #P(2$, Pressure rawdown Test #P$, :ulti 9ate Test, dan Two

9ate Test.

3.$.$.1. Press&re B&ild& 8est ;PB9 8est

bab iii penilaian formasi

Documents