BAB III

DASAR TEORI

3.1 Karakteristik Reservoir

Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida

hidrokarbon, gas dan air. Proses akumulasi minyak bumi di bawah

permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-

unsur keterdapatan minyak bumi.

Gambar 3.1 Karakteristik Reservoir10)

8

9

Gambar 3.2 Karakteristik Reservoir Hidrokarbon11)

Unsur-unsur yang menyusun sistem minyak bumi adalah sebagai

berikut:

1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak

bumi, gas bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan

batuan yang porous dan permeable.

2. Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat

impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga

berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.

3. Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk

reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan

beserta penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan dan

menyebabkan minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir.

Karakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik

batuan penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi

reservoir itu sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan.

3.1.1 Batuan Reservoir

Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu

mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan

jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang

terbentuk.

10

Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang

berupa batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale

(sedimen non-klastik) atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing

batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian

juga dengan sifat fisiknya. Komponen penyusun batuan serta macam

batuannya dapat dilihat pada  Diagram di bawah ini.

Gambar 3.3 Diagram Komponen Penyusun Batuan10)

Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui

mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-

sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat

kimiawinya. Mineral merupakan zat-zat yang tersusun dari komposissi

kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumus-rumus dimana

menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya yang terdapat dalam

mineral tersebut

3.1.2 Sifat Fisik Batuan

Beberapa sifat fisik batuan adalah:

a. Kekerasan

11

Kekerasan adalah tahanan dari suatu bidang permukaan halus

terhadap suatu abrasi. Kekerasan batuan dipakai untuk mengukur

sifat-sifat teknis dari mineral batuan dan dapat juga dipakai untuk

menyatakan berapa besarnya tegangan yang diperlukan untuk

menyebabkan kerusakan pada batuan

b. Kekuatan

Kekuatan mekanik batuan adalah sifat kekuatan atau ketahanan

terhadap gaya luar, kekuatan batuan tergantung pada komposisi

mineralnya. Diantara mineral-mineral yang terkandung di dalam

batuan, kuarsa adalah mineral terkompak dengan kuat tekan

mencapai lebih 500 MPa. Biasanya semakin tinggi kandungan

mineral kuarsa dalam batuan maka semakin tinggi kekuatan batuan

tersebut. Kekerasan dan kekuatan batuan diklasifikasikan dengan

skala Fredrich Van Mohs (1882), seperti pada tabel berikut

Tabel 3.1 Kekerasan dan Kekuatan Batuan8)

Klasifikasi Skala MohsKuat tekan batuan

(Mpa)

Sangat keras +7 +200

Keras 6 – 7 120 – 200

Kekerasan sedang 4,5 – 6 60 – 120

Cukup lunak 3 – 4,5 30 – 60

Lunak 2 – 3 10 – 30

Sangat lunak 1 – 2 – 10

12

c. Elastisitas

Sifat elastisitas batuan dinyatakan dengan modulus elastisitas

atau modulus Young (E), dan nisbah Poisson (υ). Modulus

elastisitas merupakan factor kesebandingan antara tegangan normal

dengan regangan relatifnya, sedangkan nisbah Poisson merupakan

kesebandingan antara regangan lateral dengan regangan aksial.

Modulus elastisitas sangat tergantung pada komposisi mineralnya,

porositas, jenis perpindahan, dan besarnya beban yang diterapkan.

Nilai modulus elastisitas untuk batuan sedimen sangat rendah, hal

ini disebabkan komposisi mineral dan teksturnya, seperti modulus

elastisitas pada arah sejajar bidang perlapisan selalu lebih besar

dibandingkan dengan arah pada tegak lurus.

d. Plastisitas

Plastisitas batuan merupakan perilaku batuan yang

menyebabkan deformasi tetap setelah tegangan dikembalikan ke

kondisi awal, dimana batuan tersebut belum hancur. Atau bisa juga

di definisikan sebagai adalah karakteristik batuan untuk menahan

regangan yang melebihi kekuatannya sebelum batuan tersebut

hancur. Sifat plastic tergantung pada komposisi mineral penyusun

batuan dan dipengaruhi oleh adanya pertambahan kuarsa, feldspar

13

dan mineral lain. Lempung lembab dan beberapa batuan homogen

mempunyai sifat plastik.

Tabel 3.2 Beberapa Sifat dan Mekanik dari Batuan Sedimen8)

Batuan

Sedimen

Modulus

elastisitas

104 x (Mpa)

Nisbah

Poisson

Porositas

Dolomit

Limestone

Sandstone

Shale

1,96 – 8,24

0,98 – 7,85

0,49 – 8,43

0,8 – 3,0

0,08 – 0,2

0,1 – 0,2

0,066 – 0,125

0,11 – 0,54

0,27 – 4,10

0,27 – 4,10

1,62 – 26,40

20,00 – 50,00

e. Abrasivitas

Abrasivitas adalah sifat batuan untuk menggores permukaan

material lain, ini merupakan suatu parameter yang mempengaruhi

keausan (umur) mata bor dan batang bor. Kandungan kuarsa dari

batuan biasanya dianggap sebagai petunjuk yang dapat dipercaya

untuk mengukur keausan mata bor. Faktor yang berpengaruh

terhadap abrasivitas batuan adalah :

Kekerasan butir batuan, batuan dengan keberadaan butiran

kuarsa mempunyai tingkat abrasivitas yang tinggi.

Bentuk butir, bila bentuk butir tersebut tidak teratur lebih

abrasiv dibandingkan dengan yang berbentuk bulat.

Ukuran butir.

14

Porositas batuan.

Ketidaksamaan, batuan polimineral sekalipun mempunyai

kekerasan sama akan lebih abrasif karena meninggalkan

permukaan yang kasar.

Tabel 3.3 Kandungan Kuarsa dari Batuan8)

Tipe Batuan Kand.Kuarsa

(%)

Tipe Batuan Kand.Kuarsa

(%)

Amphibolite

Anorthosite

Diabase

Diorite

Gabro

Gneiss

Granite

Greywacke

Limestone

Marble

0 -  5

0

0 – 5

10 – 20

0

15 – 50

20 – 35

10 – 25

0 – 5

0

Mica Gneiss

Mica Schist

Norite

Pegmatite

Phylite

Quartzite

Sandstone

Slate

Shale

Taconite

0 – 30

15 – 35

0

15 – 30

10 – 25

60 – 100

25 – 90

10 – 35

0 – 20

0 – 10

f. Tekstur

menunjukan hubungan antara mineral penyusun batuan yang

dapat menceritakan proses genesanya, tekstur dapat

diklasifikasikan berdasarkan sifat porositas, ikatan antar butir,

densitas dan ukuran butir. Jika porositas batuan kecil maka semakin

kuat ikatan antar butir dan densitasnya juga semakin besar sehingga

kekerasannya menjadi tinggi sehingga menjadi susah dibor.

g. Struktur Geologi

Struktur geologi seperti patahan, rekahan, kekar, bidang

perlapisan berpengaruh pada penyesuaian kelurusan lubang bor,

aktifitas pemboran dan kemantapan lubang bor. Adanya rekahan –

15

rekahan dan rongga – rongga dalam batuan seperti di batugamping

sering mempersulit kerja pemboran, karena batang bor dapat

terjepit.

h. Karakteristik Pecahan

Karakteristik pecahan (breaking characteristics) dapat

digambarkan seperti perilaku batuan ketika dipukul. Tiap – tiap tipe

batuan mempunyai karakteristik pecah yang berbeda dan ini

berhubungan dengan tekstur, komposisi mineral dan struktur.

3.1.3 Sifat Fisik Fluida Reservoir

Beberapa sifat fluida yang perlu diketahui dan yang akan dibahas

disini meliputi: sifat fisik gas, sifat minyak, dan sifat fisik air formasi.

1. Sifat Fisik Gas

Gas bumi merupakan campuran dari hidrokarbon golongan paraffin

terdiri C1 samapi C4 tiap molekulnya. Tetapi sering ditemukan gas

bumi yang mengandung hidrokarbon dengan berat molekul lebih

besar dari molekul C1 sampai C4. Disamping senyawa

hidrokarbon, gas bumi juga CO2, N2, H2S, He dan uap air. Pada

umumnya prases terbesar pembentuk gas bumi adalah komponen

methane yang dapat mencapai 98%.

Secara garis besar gas dapat digolongkan sebagai berikut:

a. Sweet gas: gas bumi yang tidak mengandung H2S dalam jumlah

yang cukup berarti.

b. Sour gas: gas bumi yang mengandung H2S dalam jumlah yang

cukup beraili.

16

c. Dry Gas: gas bumi yang tidak mengandung material-gasoline

dalam jumlah yang berarti.

d. Wet gas: gas bumi yang mengandung natural gasoline dalam

jumlah berarti.

Sifat fisik gas yang akan dibahas disini adalah densitas,

viskositas, faktor volume formasi gas dan kompresibilitas gas.

Sifat-sifat ini memberi peranan dalam perkiraan-perkiran

reservoir.

- Densitas Gas (pg)

Berat jenis atau densitas didefinisikan sebagai massa tiap

satuan volume. Sedangkan specific grafity gas didefinisikan

sebagai perbandingan anatar rapatan massa gas dengan

rapatan suatu gas standar, dimana biasanya yang digunakan

standar adalah udara kering yang diukur dalam volume,

tekanan dan temperature sama.

- Viskositas Gas

Viskositas gas adalah ukuran tahanan fluida (gas) terhadap

aliran yang mempunyai satuan centipoises atau

gram/100/detik/1 centimeter. Viskositas gas akan naik

dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini kebiasaan gas akan

berlainan dengan cairan, untuk gas campuran viskositasnya

tidak tergantung dari tekanan. Gas sempurna berubah

17

menjadi gas tidak sempurna bila tekanan dinaikkan dan

tabiatnya mendekati tabiat zat cair.

- Faktor Volume Formasi Gas (Bg)

Jika faktor volume formasi gas diidentifikasikan sebagai

volume dalam barrel yang ditempati oleh satu standar cubic

feet (SCF) pada temperatur 600F pada tekanan dan temperatur

reservoir. Faktor volume formasi bertambah dengan turunnya

tekanan dan naiknya temperatur.

- Kompresibilitas Gas (Cg)

Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan

volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan volume

gas yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang

mempengaruhinya, yaitu tekanan hidrostatik dan tekanan

udara kering.

- Faktor Deviasi Gas (Z Faktor)

Faktor deviasi gas dapat didefinisikan sebagai perbandingan

volume sebenarnya yang ditempati oleh gas pada suatu

temperature dan tekanan tertentu terhadap apa yang ditempati

bila ideal.

2. Sifat Fisik Minyak

Sifat-sifat fisik minyak yang perlu diketahui adalah berat

minyak, viskositas minyak, kelarutan gas dalam minyak dan faktor

volume formasi serta kompressibilitas.

18

a. Densitas Minyak (o)

Densitas adalah perbandingan berat massa suatu substansi

dengan unit dari volume tersebut. Cara penentuan diantaranya

dengan mencari hubungan antara densitas minyak dengan

pengaruh GOR (dikembangkang oleh Katz). Dengan ketelitian

berbeda 3% dari hasil percobaan.

b. Viskositas Minyak

Viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya

keengganan minyak untuk mengalir. Viskositas merupakan

perbandingan shear stress dan shear rate. Viskositas dipengaruhi

oleh tekanan, suhu, dan kelarutan gas dalam minyak. Dengan

menurunnya tekanan reservoir, maka viskositas minyak awalnya

turun dengan adanya pengembangan minyak dan penurunan

terus berlanjut sampai tercapainya tekanan kejenuhannya, maka

viskositas cairan akan naik karena terjadinya pembebasan gas

dari cairan. Naiknya viskositas ini karena keluarnya senyawa-

senyawa komponen ringan yang mempunyai viskositas yang

lebih rendah dari larutan.

c. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)

Faktor volume formasi minyak adalah perbandingan relatif

antara volume minyak awal (reservoir) terhadap volume minyak

akhir (tangki pengumpul), bila dibawa ke keadaan standart.

19

d. Kompresibilitas Minyak (Co)

Kompresibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan

volume minyak akibat adanya perubahan tekanan.

Kompresibilitas minyak dibagi menjadi dua berdasarkan kondisi

kejenuhannya, yaitu kompresibilitas minyak tak jenuh dan

kompresibilitas minyak jenuh.

e. Kelarutan Gas dalam Minyak (Rs)

Kelarutan gas (Rs) adalah banyaknya volume gas yang

terbebaskan (pada kondisi standar) dari suatu minyak mentah di

dalam reservoir yang di permukaan volumenya sebesar satu

stock tank barrel. Faktor yang mempengaruhi kelarutan gas (Rs)

adalah tekanan, komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas, dan

temperature.

3. Sifat Fisik Air Formasi

Air formasi hampir selalu dijumpai bersama-sama dengan endapan

minyak. Sering dijumpai dalam produksi suatu sumur minyak

justru jumlah produksi air formasi lebih besar dari produksi

minyaknya. Seperti pada gas dan minyak, maka sifat-sifat sifik air

formasi meliputi berat jenis air, viskositas air, faktor volume

formasi air, kompresibilitas, dan kelarutan gas dalam gas.

a. Densitas Air Formasi (w)

Densitas air formasi adalah massa air murni pada suatu

reservoir dinyatakan dengan massa persatuan volume, specific

20

volume yang dinyatakan dalam persatuan massa dan specific

gravity yaitu densitas air formasi pada suatu kondisi tertentu

yaitu pada tekanan 14.7 psi dan temperatur 600F. Berat jenis

formasi (w) pada reservoir dapat ditentukan dengan membagi

w pada kondisi standart dengan faktor volume formasi (Bw)

dan perhitungan itu dapat dilakukan bila air formasi jenuh

terhadap gas alam pada kondisi reservoir.

b. Viskositas Air Formasi (w)

Viskositas air formasi akan tergantung pada tekanan,

temperatur dan tingkat salinitas yang dikandung air formasi

tersebut. Viskositas air formasi (w) akan naik terhadap

turunnya temperatur dan kenaikan tekanan. Keguanan

mengenai perilaku kekentalan air formasi pada kondisi

reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi

didalam reservoir.

c. Faktor Volume Formasi Air Formasi (Bw)

Faktor volume formasi air formasi (Bw) menunjukkan

perubahan volume air formasi dari kondisi permukaan. Faktor

dari kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini

dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya

tekanan, pengembangan air dengan tuurunnya tekanan dan

penyusutan air dengan turunnya suhu.

21

d. Kompresibilitas Air Formasi (Cw)

Kompresibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan

volume air formasi yang disebabkan oleh adanya perubahan

tekanan yang mempengaruhinya. Kompresibilitas air murni

tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air.

e. Kelarutan Gas dalam Air Formasi

Kelarutan gas dalam air formasi akan lebih kecil bila

dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak di reservoir

pada tekanan dan temperatur yang sama. Pada temperatur tetap,

kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya

tekanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air

formasi mula-mula menurun sampai harga minimum kemudian

naik lagi terhadap naiknya suhu, dan kelarutan gas dalam air

formasi akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam,

dengan demikian kelarutan gas dalam air. Formasi juga

dipengaruhi oleh keragaman air formasi, maka harga kelarutan

gas dalam air formasi perlu dikoreksi.

22

3.1.4 Kondisi Reservoir

Kondisi reservoir terdiri dari tekanan dan temperatur reservoir,

kedua besaran ini merupakan besaran yang sangat berpengaruh

terhadap batuan reservoir maupun fluida yang dikandungnya (air,

minyak dan gas).

Gambar 3.4 Kondisi Reservoir Pada Saat Pemboran11)

a. Tekanan Reservoir

Konsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan

oleh suatu fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan.

Tekanan itu disebabkan oleh benturan diantara berbagai molekul

fluida pada dinding tersebut disetiap detik. Tekanan merupakan

sumber energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak.

23

b. Tekanan hidrostatik

Yaitu tekanan yang disebabkan adanya gaya kapiler yang

besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat-sifat

kebasahan batuan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori

batuan di atasnya.

Pada prinsipnya tekanan reservoir bervariasi terhadap

kedalaman. Hubungan tekanan hidrostatik dengan kedalaman ini

disebut dengan gradient tekanan. Gradient tekanan hidrostatik

untuk air murni adalah 0.433 psi/ft, sedangkan untuk air asin

adalah 0.465 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut dianggap

sebagai tekanan abnormal.

c. Tekanan Overburden

Tekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi

karena beban (berat) batuan di atasnya yang berada di atas suatu

kedalaman tertentu tiap satuan luas. Gradient tekanan overburden

adalah 1 psi/ft. Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir

pada saat pertama kali diketemukan. Tekanan dasar sumur yang

sedang berproduksi disebut tekanan aliran (flowing) sumur.

Kemudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu

akan didapat tekanan static sumur.

d. Temperatur Reservoir

Dalam kenyataannya temperatur reservoir akan bertambah

terhadap kedalaman, yang mana sering disebut sebagai gradient

24

geothermis yang dipengaruhi oleh jauh dekatnya dari pusat

magma. Gradient geothermis yang tertinggi adalah 4oF/100 ft,

sedangkan yang terendah adalah 0.5oF/100 ft.

Hubungan antara temperature versus kedalaman merupakan

fungsi linier, Pengukuran temperature formasi dilakukan setelah

komplesi sumur, dengan melakukan drill steam test. Temperatur

formasi ini dapat dianggap konstan, kecuali bila dilakukan proses

stimulasi, Karena adanya proses pemanasan.

3.2 Coring

Gambar 3.5 Pengambilan Coring di Lapangan9)

Coring merupakan metode yang digunakan untuk mengambil batu

inti (core) dari dalam lubang bor. Coring penting untuk mengkalibrasi

model petrofisik dan mendapat informasi yang tidak diperoleh melalui log.

Setelah pengeboran, core (biasanya 0,5 m setiap 10 menit) dibungkus

dan dijaga agar tetap awet. Core tersebut mewakili kondisi batuan

tempatnya semula berada dan relatif tidak mengalami gangguan sehingga

banyak informasi yang bisa didapat. Informasi penting yang bisa didapat

oleh seorang petrofisis dari data core tersebut menurut Darling (2005) antara

lain:

25

Homogenitas reservoar

Tipe sementasi dan distribusi dari porositas dan permeabilitas

Kehadiran hidrokarbon dari bau dan pengujian dengan sinar ultraviolet

Tipe mineral

Kehadiran fracture dan orientasinya

Kenampakan dip

3.3 Perubahan Saturasi Inti Batuan Selama Pemulihan

Didalam reservoir saturasi fluida diubah selama kedua operasi coring

dan pengurangan tekanan berikutnya dan gas ekspansi yang terjadi sebagai

inti diangkut dari suhu reservoir dan tekanan permukaan kondisi.

Saturasi fluida sisa inti batuan ditentukan di laboratorium biasanya

berbeda dari nilai lubang bawah, dan tergantung pada beberapa variabel

beberapa dikontrol sedangkan yang lain adalah batu yang melekat atau sifat

fluida. Variabel yang mempengaruhi saturasi analisis inti batuan meliputi:

1. Filtrat hilang dari cairan coring

2. Tingkat inti pembilasan dengan filtrat

3. Reservoir sifat fluida

4. Batu karakteristik permeabilitas relatif

5. Kemasan inti batuan dan pelestarian setelah penghapusan dari inti

barel ke waktu analisis.

26

At Surface 12% 40% 48%

SHRINK EXPAND EXPLUSE

In core barrel 15 % 0 85%

FLUSH INVADE

In reservoir 70% 0 30%

Gambar 3.5 Typical Core Saturations During Recovery for Water-Base Mud4)

3.4 Macam – Macam Coring

Ada lima macam cara pengambilan contoh batuan (Coring) yaitu :

1. Conventional Coring

Yaitu coring yang menggunakan core bit biasa atau diamond bit. Ukuran

core yang didapat adalah antara diameter 3 – 5 inchi.

Metodepengambilan sampel core (coring) dengan cara langsung dengan

menggunakan alat core barrel, yang berukuran panjang 6 hingga

27 meter.

2. Wire Line Coring

Dimana pada cara ini alat diturunkan kedasar sumur tanpa mengangkat

drill string. Ukuran core yang diperoleh dengan cara ini lebih kecil yaitu

1 1/8 – 1 ¾ inch dan panjang 10 – 20 ft.

3. Sidewall Coring

OIL WATERGAS

27

Yaitu coring yang dilakukan setelah pemboran umumnya digunakan

untuk mengambil sample/contoh pada interval tertentu (yang dipilih)

yang telah dibor. Sample diambil dari dinding lubang bor dengan

diameter ¾ - 1 3/16 inch dan panjang ¾ - 1 inch. Metode pengambilan

sampel core (coring)dengan cara menembakkan sisi dinding sumur

menggunakan Coring Bullet yang terdapat pada Sidewall Sampling Gun

untuk ditembakkan dan bisa juga dengan Coring Bit yang terdapat pada

Sidewall Coring Tool

4. Diamond Coring

Metode pengeboran yang membutuhkan banyak keterampilan. Meskipun

peralatan kurang dibutuhkan dibandingkan dengan Reverse Circulation

pengeboran, dapat perintah biaya yang sangat tinggi daripada Reverse

Circulation. Alasan untuk ini adalah karena lambat karena biaya tinggi

seperti bit inti, aditif pengeboran, bahan bakar dan tenaga kerja.

5. Reverse Circulation Coring

Metode pengeboran yang sangat tua dan parameter pengeboran yang jauh

berbeda dengan yang digunakan di pengeboran conventional core.

Sebuah rpm tinggi, biasanya diperlukan 300 – 1200 rpm. Berat pada bit

dan tingkat kebutuhan penetasi konstan untuk memastikan inti tidak

hanyut. Dalam formasi batuan keras tidak cukup berat resiko memoles

sedikit, sementara berat terlalu banyak. Metode ini diperlukan jenis bit

yang banyak untuk digunakan.

3.5 Analisa Inti Batuan (Core)

28

Gambar 3.6 Sample Core12)

Analisa core adalah meneliti contoh batuan yang diambil dari bawah

permukaan.Pada umumnya core diambil pada kedalaman tertentu yang

prospektif, data core merupakan data yang paling dipercaya untuk

mengetahui kondisi bawah permukaan.

Data-data yang didapat dari core:

Data Analisa inti batuan secara kualitatif.

Data Analisa inti batuan secara kuantitatif.

1. Data Analisa inti batuan secara kualitatif

Analisa ini dapat dengan cepat mendeterminasi jenis dari litologi,

kedalaman yang diteliti dari litologi, zona hidrokarbon, komposisi

formasi,serta informasi paleontologi. Karena pada inti batuan dapat

terlihat jelas baik dengan kasat mata ataupun mikroskop jenis litologi,

29

kumpulan fauna, struktur sedimen, tekstur batuan, tanda-tanda ada atau

tidaknya hidrokarbon, juga kedalaman sampel inti batuan.

Informasi yang dapat diambil dari inti batuan yang penting

diantaranya:

a. Pemerian batuan secara lengkap.

b. Fosil yang terkandung dalam inti batuan dapat dipakai sebagai

petunjuk di dalam pemboran selanjutnya, dan penunjuk arah kemana

harus dilakukan pemboran selanjutnya apabila dikorelasikan dengan

data dari sumur lain.

c. Menunjukan sifat-sifat fasies dalam sedimen klastik,selanjutnya dapat

diketahui fasies sedimenter pada sumur bor yang bersangkutan.

d. Untuk batuan yang mempunyai perlapisan,inti batuan dapatdiukur

arah dan kemiringannya.

2. Analisa inti batuan secara kuantitatif

Hasil dari analisa ini adalah harga porositas,permeabilitas dan

kejenuhan cairan yang terkandung di dalam inti batuan dari batuan

reservoar yang akan ditentukan cadangan hidrokarbonnya.

Pemilihan inti batuan yang akan dianalisa terutama pada daerah kontak,

baik kontak minyak dan gas maupun kontak air dan gas,biasanya

kontak-kontak tersebut mempunyai jenis batuan yang sifatnya

lempungan,terutama kontak antara gas dan minyakdisamping pada

daerah kontak inti batuan juga dianalisa pada daerah yang kejenuhan

hidrokarbonnya relatif tinggi, terutama pada daerah minyak. Analisis ini

30

Batuan ditinjau dari Sedimentologi dan Geologi Reservoar. Analisis

core lebih dititikberatkan pada analisis sedimentologi dalam penentuan

lingkungan pengendapan.

Deskripsi core dan analisis petrografi adalah pelengkap analisis

core untuk menentukan baberapa faktor seperti lingkungan

pengendapan, pengindentifikasian rekahan dan mineralogi dan

pengaruhnya terhadap kualitas batuan dan produksi.

Analisis tersebut digunakan untuk menentukan:

1. Deskripsi detil batuan sedimen.

2. Hubungan dan konektivitas dari matrik dan porositas rekahan.

3. Tipe batuan dan karakteristik tekstur.

4. Mineralogi dan asal butiran.

5. Komposisi mineralogi dari pada matrik dan semen.

6. Hubungan antara butiran,semen,matrik dan porositas

3.6 Aplikasi Coring di Laboratorium

Core sample atau inti batuan diuji dilaboratorium untuk mengetahui

sifat fisik batuannya. Analisa inti batuan adalah tahapan analisa setelah

contoh formasi dibawah permukaan (core) diperoleh. Tujuan dari analisa

inti batuan untuk menentukan secara langsung informasi tentang sifat-sifat

fisik batuan yang ditembus selama pemboran. Inti batuan digunakan untuk

mengevaluasi kemungkinan dapat diproduksikan hidrokarbon dari suatu

sumur, sedangkan tahap ekploitasi dari suatu reservoir dapat digunakan

untuk pegangan melaksanakan well completion dan merupakan suatu

31

informasi penting untuk melaksanakan well completion dan merupakan

suatu informasi penting untuk melaksanakan proyek secondary dan tertiary

recovery. Selain itu data inti batuan ini juga berguna sebagai bahan

perbandingan dan kalibrasi dari metode logging.

3.7 Analisis pada Core Rutin

3.7.1 Porositas

Porositas merupakan perbandingan antara ruang kosong dari

suatu batuan dengan volume batuan itu sendiri. Ruang kosong

tersebut dapat merupakan pori-pori yang saling berhubungan antara

satu sama lain, tetapi dapat pula merupakan rongga-rongga yang

saling terpisah atau tersekat. Pengukuran porositas batuan

merupakan hal yang sangat penting karena akan menentukan

seberapa banyak hidrokarbon (gas atau minyak) yang ada di dalam

batuan.Nilai porositas sendiri dipengaruhi oleh beberapa faktor-

faktor antara lain sebagai berikut :

1. Keseragaman butiran : semakin seragam butir penyusun batuan

maka nilai porositasnya akan semakin besar, dilain pihak apabila

ukuran butiran tidak seragam maka butiran yang lebih kecil akan

mengisi ruang kosong diantara butiran yang lebih besar sehingga

nilai porositas akan turun.

32

2. Derajat sementasi : semakin tinggi derajat sementasi maka pori-

pori batuan yang tertutup semen akan semakin kecil, sehingga

nilai porositas akan semakin kecil pula.

3. Derajat kompaksi : semakin besar tekanan yang diberikan ketika

proses diagenesa batuan maka akan membuat ukuran pori-pori

semakin kecil dan akibatnya nilai porositas juga akan semakin

kecil.

4. Derajat angularitas : pada umumnya batuan dengan butiran yang

memiliki roundness yang baik akan memiliki nilai porositas yang

lebih baik daripada batuan dengan bentuk yang melancip.

Porositas terbagi menjadi 6 macam porositas berdasarkan proses

geologi dan teknik reservoir yaitu primer, sekunder, intragranular,

intergranular, total dan efektif. Porositas bisa dikategorikan dalam

beberapa kategori sebagai berikut :

Proses Geologi :

1.  Berdasarkan cara pembentukannya:

Porositas asli atau primer: menyatakan besaran porositas yang

terbentuk saat proses diagenesis batuan, contohnya yaitu

porositas intergranular.

Porositas sekunder: menyatakan besaran porositas yang

terbentuk setelah proses diagenesis batuan, contohnya yaitu

karena pelarutan pada batuan karbonat (vugs) atau akibat

proses tektonik (fracture porosity).

33

2. Berdasarkan letak pori-porinya

Porositas intragranular: pori-pori terletak di dalam butiran itu

sendiri.

Porositas intergranular : pori-pori terletak diantara butiran

yang tidak tertutupi oleh semen.

Proses Teknik Reservoir :

3. Berdasarkan kemampuan pori untuk dilewati hidrokarbon

PorositasTotal: merupakan rasio dari jumlah total pori-pori di

bandingkan dengan volume bulknya.

Porositas Efektif: merupakan rasio dari pori-pori (ruang

kosong) yang saling berhubungan dibandingkan dengan

volume bulknya.

Alat yang digunakan

Alat yang digunakan untuk menghitung nilai porositas adalah

dengan menggunakan Helium Gas Porosimeter.

3.7.2 Permeabilitas

Permeabilitas adalah sifat dari pada batuan yang merupakan

kemampuan batuan tersebut untuk dapat mengalirkan fluida. Secara

kuantitatif besarnya permeabilitas suatu batuan ditentukan

berdasarkan rumus Darcy (untuk aliran laminar dan viscous). Secara

langsung hubungan antara harga permeabilitas dan porositas tidak

dapat dipastikan, bila korelasi dilakukan berdasarkan batuan yang

bervariasi.

34

Pada umumnya pemakaian istilah permeabilitas dibedakan

sebagai berikut :

1. Permeabilitas Absolute, yaitu bila fluida yang mengalir dalam

poros media yang terdiri dari satu macam fluida (gas, air dan

minyak).

2. Permeabilitas Efektif, yaitu bila fluida yang mengalir lebih dari

satu macam fluida atau dengan kata lain permeabilitas efektif

adalah kemampuan dari batuan untuk dialiri fluida, dengan

adanya fluida lain di dalam batuan tersebut (ko pada Swi, kw

pada Sor).

3. Permeabilitas Relatif, yaitu perbandingan permeabilitas efektif

terhadap permeabilitas absolute (krw, kro, krg).

Dalam prinsip pengukuran permeabilitas absolute terhadap gas

pengukuran permeabilitas absolute dari core dilakukan dengan

mengalirkan gas atau udara kering sebagai fluida yang mengalir.

Untuk menentukan permeabilitas absolute dari data analisa harus

diperhitungkan penyimpangan-penyimpangan yang terjadi selama

analisa, yang disebabkan oleh sifat-sifat gas yang dipakai dalam

analisa tersebut.

Alat yang digunakan

Alat yang digunakan untuk menghitung nilai permeabilitas

adalah dengan menggunakan Nitrogen Gas Permeameter.

35

3.7.3 Saturasi Fluida

Saturasi fluida adalah perbandingan antara volume pori batuan

yang ditempati oleh satu fluida tertentu dengan volume pori batuan.

Adapun jenis- jenis dari saturasi batuan reservoir yaitu :

1. Saturasi gas adalah volume pori yang diisi gas dibagi dengan

volume total yang dinyatakan denganSg.

2. Saturasi minyak adalah volume pori yang diisi minyak dibagi

dengan volume pori total yang dinyatakan dengan So.

3. Saturasi air adalah volume pori yang diisi air dibagi volume pori

total yang dinyatakan dengan Sw.

Persamaan untuk saturasi suatu fluida dapat dirumuskan sebagai

berikut :

Sw = Vw/Vp X 100%

So = Vo/Vp X 100%

Sg = Vg/Vp X 100%

Dimana :

Vw = volume air, cc

Vp = Volume pori, cc

Vg = Volume gas, cc

Jika pori – pori batuan diisi oleh fluida minyak, gas, dan air,

maka berlaku hubungan :

Sg + So + Sw = 1

Jika diisi oleh minyak dan air saja, maka berlaku hubungan :

36

Sg + So = 1

Pemberian skala visual untuk saturasi fluida :

So> 10%, Sw< 50%, adalah lapisan yang memproduksi minyak.

So< 10%, Sw< 50%, adalah lapisan yang memproduksi gas.

So < 10%, Sw> 50%, adalah lapisan yang memproduksi air.

Alat yang digunakan

Alat yang digunakan untuk menghitung nilai saturasi

adalah dengan menggunakan metode denstat.

3.8 Analisa Core Special (SCAL)

Analisa special batuan inti dibedakan menjadi dua yaitu analisa statis

dan analisa dinamis.

1. Analisa Statis

Analisa Statis adalah terdiri dari pengukuran seperti: kompresibilitas

batuan, kecepatan rambat suara, wetabilitas, pengukuran sifat kelistrikan

batuan terdiri factor resistivitas formasi dan resistivity index, tekanan

kapiler (Capillary Pressure).

a. Kompresibilitas Batuan

Pada formasi batuan ke dalam tertentu terdapat dua gaya yang

bekerja padanya yaitu gaya akibat beban batuan diatasnya

(overburden) dan gaya timbul akibat adanya fluida yang terkandung

dalam pori-pori batuan tersebut. Pada keadaan statik. Kedua gaya

berada di dalam keadaan setimbang. Bila tekanan reservoir berkurang

37

akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya ini terganggu,

akibatnya terjadi penyesuaian dalam bentuk volume pori-pori.

b. Kecepatan Rambat Suara

Digunakan untuk menyebut kecepatan gelombang suara yang

merambat pada medium elastic. Kecepatan rambatan gelombang.

c. Wettabilitas

Untuk menjelaskan adesi relatif dua buah fluida terhadap sebuah

permukaan benda padat. Pada media berpori yang terisi dua atau lebih

fluida yang tidak dapat bercampur (immiscible), wettabilitas adalah

sebuah pengukuran fluida mana yang dapat membasahi (menyebar

atau menempel) permukaan. Pada sistem water-wet (basah air) batuan

yang terisi minyak dan air, air akan menempati pori-pori terkecil dan

membasahi sebagian besar permukaan pada pori-pori yang lebih

besar. Pada area yang memiliki saturasi minyak (oil saturation) yang

tinggi, minyak yang ada akan tertahan di atas air yang membasahi dan

menyebar pada permukaan. Jika permukaan batuan cenderung water

wet batuan tersebut jenuh minyak, air akan mengisi pori-pori terkecil,

menggantikan minyak apabila sistem tersebut dimasuki air.

d. Pengukuran Sifat Kelistrikan (Factor Resistivitas Formasi, Resistivity

Index, Tekanan Kapiler)

38

2. Analisa Dinamis:

a. Liquid Permeability

Mengukur aliran liquid satu fasa [minyak atau air] melalui

membran atau filter [dalam hal ini digunakan batuan inti atau core].

Fluida yang dialirkan ke dalam batuan secara terus menerus sampai

alirannya mencapai tekanan yang stabil pada rate tertentu, kemudian

dihitung nilai permeabilitas liquidnya.

b. Effective permeability

Kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang

mengalir lebih dari satu fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas),

(gas dan minyak) atau ketiga-tiganya. harga permeabilitas efektif

dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak,

gas dan air.

c. Relative permeability

Merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif dengan

permeabilitas absolute pada kondisi saturasi tertentu. Harga

Permeabilitas relative antara 0 – 1. Dapat juga dituliskan sebagai

berikut:

Krel = Keffective/Kabsolute

Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya,

sehingga dalam reservoir akan terdapat permeabilitas relatif air (Krw),

permeabilitas relatif minyak (Kro), permeabilitas relatif gas (Krg)

dimana persamaannya adalah :

39

Krw = Kw / Kabs

Kro = Ko / Kabs

Krg = Kg / Kabs

Dimana :

Krw = Permeabilitas relatif air

Kro = Permeabilitas relatif minyak

Krg = Permeabilitas relatif gas

Kabs=Permeabilitas gas pada kondisi sample kering

d. Water flood susceptibility

Data dapat digunakan dalam Stiles dan Dykstra maupun

perhitungan Parson yang membutuhkan nilai-nilai dari permeabilitas

minyak pada kondisi irreducible water saturation dan residual oil.

Produksi minyak yang didapatkan sebagai fungsi dari injeksi air

ke dalam pori-pori batuan sampai dengan maximum water cut 100%.

Penyajian hasil analisa berupa grafik dan data.

Analisa special batuan inti biasanya dilakukan pada sumur-sumur

eksploitasi dan sumur-sumur pengembangan. Sebelum melakukan

analisa special terlebih dahulu perlu mengevaluasi data yang didapat

dari routine core analysis yaitu porositas dan permeabilitasnya,

kemudian dikelompokan menurut kualitas batuan yang dilihat dari

penyebaran porositas dan permabilitas, dari yang mempunyai nilai

porositas dan permeabilitas yang besar sampai yang kecil.

40

3.8.1 Sample Preparasi untuk Analisa SCAL

1. Pembuatan air formasi [brine]

Brine adalah air garam yang dibuat salinitynya disamakan

dengan salinity yang berada pada kedalaman conventional core

nya [formasi]

2. Resaturasi

Sebelum plug sample di gunakan untuk SCAL sample

disaturasi dengan brine sehinggga tersaturasi 100% dengan

brine.

3.8.2 Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang

ada antara permukaan dua fluida yang tidak bercampur (cairan-cairan

atau gas-cairan) sebagai akibat dari pertemuan permukaan yang

memisahkan kedua fluida tersebut. Besarnya tekanan kapiler

dipengaruhi oleh tegangan permukaan, sudut kontak, dan jari-jari

kelengkungan. Dalam memproduksi fluida kepermukaan, tekanan

memegang peranan penting karena distribusi fluida reservoir secara

vertikal maupun horizontal. drainage dan imbibition berkaitan erat

dengan tekanan kapiler.

Tekanan Kapiler terjadi karena efek kapilaritas. Efek

Kapilaritas sendiri adalah peristiwa dimana fluida yang lebih

membasah (wetting) menginvasi ruang yang berisi fluida tidak

41

membasah (non-wetting) dan menyebabkan variasi saturasi fluida

secara vertikal didalam batuan.

Tekanan Kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam

reservoir minyak maupun gas, yaitu :

1. Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir.

2. Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk

bergerak atau mengalir melalui pori-pori secara vertikal.

Metode-metode untuk pengukuran Tekanan Kapiler

Ada beberapa metode yang digunakan untuk dapat

mengetahui hasil dari tekanan kapiler (Pc) tersebut. Berdasarkan

metodenya, penggunaan alat tersebut berbeda-beda cara

penggunaannya. 3 metode yang digunakan di laboratorium untuk

mengetahui hasil tekanan kapiler (Pc), yaitu:

Restored Stated/Porous plate Method

Centrifugal Method

Mercury Injetion Method

Pada metode-metode tersebut terdapat kekurangan dan

kelebihan masing-masing pada saat penggunanan dan hasil yang

didapatkan, seperti :

a. Restored Stated/Porous plate Method

Kelebihan :

Dapat sekaligus mengukur Formation Factor maupun

Resistivity Index.

42

Dari data akhir Sw pada tekanan 200 psi dapat digunakan

sebagai nilai Swi atau irreducible Water Saturation pada

pengukuran Relative Permeability.

Kekurangan :

Membutuhkan proses yang sangat lama untuk mengukur

Tekanan Kapiler (Pc) sekitar 6 minggu.

Tekanan yang digunakan maksimal hanya 200 psi.

b. Centrifugal Method

Kelebihan :

Waktu yang diperlukan relative lebih cepat yaitu 2 hari

sampai 1 minggu.

Kekurangan :

Sampel yang digunakan akan retak dan pecah karena

tekanan pada centrifugal yang tinggi, sample tidak dapat

digunakan lagi.

c. Mercury Injetion Method

Kelebihan :

Waktu yang digunakan relative cepat.

Mengetahui langsung distribusi pori-pori.

Tekanan yang digunakan maksimal 60.000 psi.

Kekurangan :

Sampel yang digunakan akan tidak dapat digunakan untuk

analisa lanjutan/rusak.

43

3.8.3 Wettabilitas (Sifat Kebasahan)

Wettability adalah istilah untuk menjelaskan adesi relatif dua

buah fluida terhadap sebuah permukaan benda padat. Pada media

berpori yang terisi dua atau lebih fluida yang tidak dapat bercampur

(immiscible), wettability adalah sebuah pengukuran fluida mana yang

dapat membasahi (menyebar atau menempel) permukaan. Pada

sistem water-wet (basah air) batuan yang terisi minyak dan air, air

akan menempati pori-pori terkecil dan membasahi sebagian besar

permukaan pada pori-pori yang lebih besar. Pada area yang memiliki

saturasi minyak (oil saturation) yang tinggi, minyak yang ada akan

tertahan di atas air yang membasahi dan  menyebar pada permukaan.

Jika permukaan batuan cenderung water wet dan batuan tersebut

jenuh minyak, air akan mengisi pori-pori terkecil, menggantikan

minyak apabila sistem tersebut dimasuki air.

Jika permukaan batuan cenderung oil-wet (basah minyak),

maka akan dijenuhi oleh air, minyak akan masuk dan membasahi

pori-pori terkecil menggantikan air. Sehingga, sebuah batuan yang

dijenuhi oleh minyak berarti water-wet (basah air) dan sebaliknya

jika batuan dijenuhi oleh air berarti oil-wet. Wettability dari sebuah

sistem dapat diklasifikasikan dalam jangkauan sangat water-wet

ataupun oil-wet tergantung pada interaksi air-minyak dengan

permukaan batuan. Jika tdak menunjukkan adanya kecenderungan

kebasahan dari fluida-fluida tersebut, maka dikatakan sistem tersebut

44

netral wetability atau intemediate wettability (ada yang mengatakan

mixed wetability), yaitu terbasahai oleh kedua fluida sebesar

50%/50%. Wettability juga dapatterjadi secara fraksional, yaitu tidak

seragam di seluru permukaannya. Hal seperti ini terjadi jika

permukaan tersebut  memiliki sifat kimia yang berbeda. Sehingga

pengaruh utama dalam wettability adalah sifat kimia bahan yang

dibasahi.

3.8.4 Kompresibilitas

Kompresibilitas adalah salah satu sifat fluida, yaitu seberapa

mudah volume dari suatu massa fluida dapat diubah apabila terjadi

perubahan tekanan, artinya seberapa mampu-mampatkah fluida

tersebut. Sebuah sifat yang biasa dipakai untuk mengetahui

kemampu-mampatan fluida adalah modulus borongan atau Bulk

modulus, dengan simbol Ev. Rumusan Modulus Bulk yaitu :

Ev=(dp/(dρ/ρ))_(T konstan)

Persamaan ini juga setara dengan rumus :

Ev=-(dp/((d∀)/∀))_(T konstan)

Perbedaan kedua persamaan diatas adalah terletak pada tanda

koefisien. Koefisien persamaan Modulus Bulk yang menggunakan

data perubahan densitas bernilai positif karena semakin besar gaya

tekan yang didapat maka fluida akan semakin padat atau densitasnya

naik. Sedangkan Koefisien persamaan Modulus Bulk yang

45

menggunakan data perubahan volume bernilai negatif karena

semakin besar gaya tekan yang di dapat fluida akan mengalami

pengurangan volume.

Dari hasil nilai modulus yang kita dapat, maka dapat kita

analisis bahwa semakin besar nilai Modulus Bulk, maka hal ini

menunjukan bahwa fluida tersebut relatif tidak mampu mampat atau

cenderung inkompresibel. Tidak mampu mampat artinya dibutuhkan

perubahan tekanan yang besar untuk menghasilkan perubahan

volume yang kecil. Contoh fluida yang memiliki Modulus Bulk yang

besar adalah air. Dibutuhkan tekanan sebesar 210 atm hanya untuk

memampatkan volume air sebesar 1%. Semakin kecil Modulus maka

fluida tersebut semakin mudah untuk dimampatkan. 

Lalu bagaimanakah tingkat kompresibilitas pada gas ideal?

Secara fisis dapat diartikan bahwa kompresibilitas gas ideal hanya

tergantung pada perubahan tekanan dan tidak tergantung pada

perubahan volumenya. Tekanan besar kompresibilitas gas ideal besar

dan sebaliknya tekanan kecil kompresibilitasnya juga kecil. Pada

tekanan yang besar yang menyebabkan kompresibilitas besar tidak

berarti gas ideal menjadi gas yang inkompresibel. Besar disini relatif

terhadap kompresibilitas yang kecil pada tekanan yang kecil, karena

kompresibilitas gas ideal yang “besar” masih sangat jauh lebih kecil

dari kompresibilitas air yang nilainya sebagai berikut :

46

2,15 x 10 +9 (N/m2) = 2,15 x 10+9 Pa ≈ 2,15 x 10+4 atm

Catatan 1 N/m2 = 1 Pa dan 1 atm ≈ 1,01 x 105 Pa.

Dari perbandingan data tersebut kita dapat ambil kesimpulan

bahwa air adalah pembanding yang digunakan sebagai standar

kompresibilitas dari fluida lain.

Contoh fluida yang dianggap gas ideal adalah udara. Hal ini

berdasarkan pada sifat-sifatnya yang mendekati sifat gas ideal yaitu

untuk 1 tekanan atm terjadi pengurangan 1 % pada volume udara

tersebut. Sehingga dapat dikatakan bahwa perubahan volume yang

kecil pada gas dalam kondisi ditekan dengan tekanan yang sangat

besar dapat menyebabkan perubahan tekanan yang besar.

3.8.5 Sifat Kelistrikan Batuan & Air Formasi pada Kondisi Tekanan

Reservoir

Sifat kelistrikan batuan yang ada kaitannya dengan masalah

formasi adalah sifat tahanan listrik (resistivity). Dalam batuan

reservoir air formasi berfungsi sebagai media penghatar listrik.

Dimana penghantar listrik dalam batuan tergantung dari pergerakan

ion-ion dalam fluida terserbut. Sehingga semakin tinggi konsentrasi

ionnya maka kemampuan menghantar listriknya akan semakin besar.

Sehingga air formasi dengan kandungan garam yang tinggi memiliki

tahanan listrik yang rendah. Pada pengukuran di laboratorium, air

formasi di ukur nilai resistivity waternya (Rw).

47

Beberapa parameter sifat kelistrikan batuan yang terkait dalam

evaluasi suatu formasi antara lain, formation factor (FF) dan

resistivity index (RI). Pada pengukuran formation factor kita

mengukur nilai resistivity batuannya (Ro) dan pada pengukuran

restivity index kita mengukur nilai true resistivity (Rt). Sehingga dari

pengukuran formation factor kita mendapatkan nilai cementation

factor (m), dan dari pengukuran resitivity index kita mendapatkan

nilai saturation eksponen (n).

Pada pengukuran Formation Factor dan Resitivity Index dapat

dilakukan pada dua kondisi tekanan, yaitu ambient (tekanan

atmosfer) dan NOB (Net Over Burden atau tekanan reservoir).

3.8.6 Capillary Pressure dengan Porous Plate at NOB Condition (Air –

Brine Method).

Metode yang digunakan dalam pengukuran tekanan kapiler ini

adalah metode restored stated (Porous Plate). Metode ini

menggunakan capillary pressure cell sebagai alatnya. Pada metode

ini, pengkuran Water Saturation dilakukan bersamaan dengan

pengukuran Resistivity Index. Metode ini menggunakan sistem air-

brine dengan menggunakan udara (air) sebagai pendorong

diasumsikan sebagai tekanan kapiler, dan brine yang keluar dibaca

sebagai saturasi water-nya.

48

a. Menghitung Tekanan Kapiler

Data ini digunakan untuk menghitung reservoir dari

saturasi air dibandingkan ketinggian di atas permukaan air, pori

tenggorokan distribusi ukuran dan untuk perhitungan

permeabilitas relatif tanpa adanya data yang diukur.

setiap teknik memiliki kelebihan yang unik tergantung

pada tes objektif, karakteristik batuan dan kondisi reservoir yang

akan disimulasikan dalam tes berikutnya. Semua fase hasil

pembasahan terhadap tekanan.

Jenis test yang digunakan seperti:

Tes umumnya dijalankan untuk menghasilkan beberapa

saturasi terhadap nilai-nilai tekanan kapiler sehingga kurva

lengkap didefinisikan dan disajikan.

Tes injeksi merkuri biasanya tercepat dan menghasilkan

jumlah maksimum nilai data, namun batuan core diisi dengan

merkuri pada kesimpulan uji dan tidak ada nilai tambahan.

Standar test utilisi pada ukuran sample .

Ada tes tahap yang dapat dijalankan untuk mensimulasikan

tutup gas maju ke zona berisi air tereduksi dan minyak.

Kurva Drainage dan inhibisi curves dapat diukur.

Alat Restored State Cell digunakan untuk menghitung

Capillary Pressure adalah menggunakan metode Porouse Plate

at Stress.

49

Berikut adalah rumus yang digunakan untuk mengetahui

nilai saturasi air formasi dengan menggunakan metode porouse

plate :

Sw =

Atau dapat digunakan rumus seperti ini :

Sw = =

Dimana :

Sw = Water Saturation

FF = Formation Factor

Rw = Brine Resistivity

Rt = Sample Resistivity at any Sw

n = Saturation Exponent

Ø = Porosity (Fraction)

m = Cementation Factor

a = Intercept

b. Menentukan Formation Factor

50

Formation Factor didefinisikan sebagai rasio resistivitas

batuan benar-benar air garam jenuh dengan resistivitas air garam

jenuh. Test dilakukan pada silinder diameter 1 atau 1½ bias juga

pada inti sample batuan. Oleh karena itu, Formation Factor

fungsi dari porositas dan geometri pori pada batuan. Bisa kita

lihat dari rumus :

FF = =

Dalam berbagai formasi yang seperti biasanya,

berhubungan juga dengan:

FF =

Dimana :

FF = Formation Factor

Ro = Sample Resistivity at 100% Sw

Rw = Brine Resistivity

a = Intercept

Ø = Porosity (Fraction)

m = Cementation Factor (Archie = 2.0)

Tes dilakukan selama beberapa hari sampai kenaikan nilai

stabil. Sampel harus dipilih untuk mencakup rentang porositas

yang dicatat pada core. Hal ini memastikan definisi yang lebih

baik dari m dan a.

51

c. Menentukan Resistivity Index

Minyak dan gas tidak memiliki konduktor listrik.

Kehadiran mereka di sebuah elemen reservoir atau dalam

sampel inti akan mengurangi luas penampang rata-rata jalur

aliran untuk listrik dan meningkatkan panjang jalur aliran,

sehingga meningkatkan resistivitas. Resistivity Index

didefinisikan sebagai rasio resistivitas batuan pada setiap

kondisi gas, saturasi minyak dan air untuk itu resistivitas ketika

benar-benar jenuh dengan air. Rumus yang digunakan untuk

menghitung Resistivity Index adalah:

RI = =

Dimana :

RI = Resistivity Index

Rt = Sample Resistivity at any Sw

Ro = Sample Resistivity at any Sw = 100%

Sw = Water Saturation

n = Saturation Exponent (Archie 2.0)

Dengan demikian Indeks resistivitas merupakan fungsi

dari saturasi air. Ini juga merupakan fungsi dari geometri pori.

Kehadiran kation tanah liat ditukar (terutama smectites) sering

menyebabkan nilai indeks resistivitas rendah jelas untuk

diamati, terutama karena saturasi air menurun. Indeks

52

resistivitas eksponen n dapat dipengaruhi dengan membatasi

atau tekanan overburden dan harus ditentukan dalam kondisi

overburden. Minimal saturasi mereka, sebaiknya lima, harus

diperoleh pada setiap sampel. Sampel individu terhadap plot

saturasi air, serta plot gabungan dari semua sampel biasanya

dilaporkan.