1 jenis analisa batuan inti
TRANSCRIPT
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 1 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
JENIS ANALISA BATUAN INTI
1. TUJUAN
Mengetahui besaran-besaran core yang diukur oleh uji yang dilakukan di laboratorium.
2. JENIS METODE
2.1. ANALISA CORE RUTIN (ROUTINE CORE ANALYSIS)
Core yang dianalisa meliputi conventional core dan sidewall core. Besaran-besaran yang
diukur pada uji ini adalah :
1. Porositas.
2. Permeabilitas terhadap udara (air permeability - kair) dan permeabilitas yang ekivalen
terhadap liquid (kL).
3. Permeabilitas horisontal terbesar (maksimum).
4. Permeabilitas horisontal tegak lurus terhadap permeabilitas horisontal maksimum.
5. Permeabilitas vertikal.
6. Berat jenis butiran.
Contoh hasil analisa core rutin ditunjukkan oleh Tabel 1 dan Tabel 2.
2.2 ANALISA CORE SPESIAL (SPECIAL CORE ANALYSIS - SCAL)
Besaran-besaran yang diukur dan diperoleh dari uji ini adalah :
1. Permeabilitas liquid ekivalen sebagai fungsi dari volume throughput.
2. Permeabilitas terhadap udara (air permeability) dan porositas core plug dan full diameter
core yang dilakukan pada beberapa harga confining stress.
3. Kompresibilitas formasi (pore volume compressibility) dari core plug dan full diameter
core sebagai fungsi dari tekanan overburden efektif.
4. Faktor resistivitas formasi (F), faktor sementasi (a) dan eksponen sementasi (m).
5. Indeks resistivitas (RI), saturasi air (Sw) dan eksponen saturasi (n).
6. Permeabilitas relatif (kr)sebagai fungsi saturasi.
7. Tekanan kapiler.
8. Waterflood Susceptibility
Contoh hasil analisa core spesial ditunjukkan oleh Tabel 3 sampai Tabel 9.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 2 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3. DAFTAR PUSTAKA
1. Western Atlas International : “Core Analysis Report,” 1989.
2. Lemigas : “Special Core Analysis Study On Conventional Core of JRK-228 TW Well (1st
Sand),” 2003.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 3 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. DAFTAR SIMBOL
a = faktor sementasi F = faktor resistivitas formasi
kair = permeabilitas udara (air permeability)
kL = permeabilitas liquid
kr = permeabilitas relatif
m = eksponen sementasi
n = eksponen saturasi
RI = Indeks Resistivitas (Resistivity Index)
Sw = saturasi air
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 4 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. TABEL DAN GAMBAR YANG DIGUNAKAN
Tabe
l1. C
onto
hH
asil
Ana
lisa
Cor
e
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 5 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabe
l2. C
onto
hH
asil
Ana
lisa
Side
wal
l Cor
e
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 6 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 3. Permeabilitas Liquid Sebagai Fungsi dari Volume Throughput
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 7 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 4. Faktor Resistivitas Formasi (Formation Factor, F) dan Indeks
Resistivitas (Resistivity Index, RI)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 8 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabe
l5. D
ata
Teka
nan
Kap
iler
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 9 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 6. Data Waterflood Susceptibility
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 10 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 7. Data Permeabilitas Relatif
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 11 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 8. Data Wettability
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.01
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Jenis Analisa Batuan Inti
Halaman : 12 / 12 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabe
l9. D
ata
Kom
pres
ibili
tasF
orm
asi
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 1 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
PENENTUAN PARAMETER RESERVOIR RATA-RATA
1. TUJUAN
Mengolah hasil Analisa Batuan Inti (core), yaitu porositas, permeabilitas dan saturasi untuk
digunakan dalam menentukan perhitungan cadangan dan perhitungan teknik reservoir lainnya.
2. METODE DAN PERSYARATAN
2.1. METODE
Dengan menggunakan analisa statistik.
2.2. PERSYARATAN
• Diperlukan hasil analisa batuan inti serta interpretasi log untuk harga porositas dan saturasi.
• Harga batas φ, k dan Sw.
3. LANGKAH KERJA
3.1. PERHITUNGAN POROSITAS RATA-RATA
1. Siapkan data porositas terhadap kedalaman dari hasil analisa batuan inti dan interpretasi log
sumur yang bersangkutan.
2. Plot porositas hasil analisa batuan inti terhadap porositas hasil interpretasi log untuk
kedalaman yang sama. Tarik garis yang mewakili titik-titik tersebut. Persamaan garis ini
diperkirakan dengan menggunakan analisa regresi yang persamaannya dicantumkan di
Lampiran.
3. Siapkan data porositas hasil interpretasi log terhadap kedalaman sumur-sumur yang tidak
dilakukan pengintian.
4. Dengan menggunakan hasil plot dari langkah 2, tentukan harga porositas batuan inti
ekivalen dari harga-harga porositas di langkah 3.
5. Kumpulkan semua data porositas dari analisa batuan inti dan porositas ekivalen dengan
urutan membesar.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 2 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6. Tentukan harga cut-off porositas dan sisihkan data porositas yang lebih kecil dari cut-off
tersebut. Harga cut-off dapat dilihat pada bagian penilaian formasi (PF).
7. Tentukan jumlah selang data dengan menggunakan persamaan berikut :
S = 1 + 3.3 log n (1)
dimana :
S = jumlah selang minimum
n = jumlah data
8. Tentukan jumlah data porositas yang termasuk di dalam masing-masing selang.
9. Hitung frekuensi masing-masing selang, yaitu jumlah data pada suatu selang dibagi dengan
jumlah data seluruhnya.
10. Plot selang porositas terhadap frekuensi. Porositas sebagai sumbu ordinat dan frekuensi
sumbu absis.
11. Tentukan harga-tengah porositas untuk masing-masing selang.
12. Porositas rata-rata dihitung sebagai berikut :
∑−
=n
iiif
1φφ (2)
dimana :
fi = frekuensi pada suatu selang
φi = harga-tengah porositas pada selang
3.2. PERHITUNGAN PERMEABILITAS RATA-RATA
1. Siapkan data porositas dan permeabilitas hasil analisa batuan inti terhadap kedalaman.
2. Plot porositas terhadap permeabilitas untuk kedalaman yang sama pada kertas grafik semi
log. Permeabilitas pada sumbu log dan porositas pada sumbu linear. Tarik garis lurus yang
mewakili titik-titik tersebut. Garis ini dapat ditentukan secara lebih baik dengan
menggunakan analisa regresi, yang persamaannya dicantumkan di Lampiran.
3. Siapkan data porositas hasil interpretasi log untuk sumur-sumur yang tidak dilakukan
pengintian.
4. Tentukan harga cut-off porositas dan sisihkan data porositas di langkah 3, yang lebih kecil
dari harga cut-off tersebut.
5. Tentukan harga permeabilitas ekivalen dari porositas hasil log, berdasarkan persamaan
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 3 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
garis di langkah (2).
6. Tentukan semua data permeabilitas dari analisa batuan inti maupun permeabilitas ekivalen
dengan urutan membesar. Berdasarkan harga cut-off permeabilitas, sisihkan harga
permeabilitas yang lebih kecil dari harga cut-off tersebut.
7. Kumpulkan semua data permeabilitas ekivalen dari analisa batuan inti maupun
permeabilitas ekivalen dengan urutan membesar. Berdasarkan harga cut-off permeabilitas,
sisihkan harga permeabilitas yang lebih besar dari harga cut-off tersebut untuk keperluan
analisa.
8. Tentukan harga permeabilitas awal (dalam hal ini harga permeabilitas cut-off dapat
digunakan sebagai harga permeabilitas awal), kemudian batas selang dengan menggunakan
persamaan berikut :
kj = 2J ki (3)
dimana : J = 1, 2, 3, 4, ....
kj = batas selang permeabilitas
ki = permeabilitas awal
9. Tentukan jumlah data permeabilitas yang termasuk di dalam masing-masing selang.
10. Hitung frekuensi masing-masing selang (fj) dengan menggunakan hubungan berikut :
nkeseluruhadataJumlah selang dalam datajumlah frekuensi, jf j = (4)
11. Hitung frekuensi kumulatif setiap selang :
∑=
=j
nij fF
1 (5)
12. Dalam setiap selang, hitung permeabilitas rata-rata secara aritmatik (kA)j, yaitu :
n
kk
n
ii
jA
∑== 1)( (6)
dimana : n = jumlah data permeabilitas dalam selang
ki = harga-harga permeabilitas dalam selang
13. Permeabilitas rata-rata secara geometrik dan seluruh contoh dapat dihitung dengan
menggunakan persamaan :
kG = 10A (7)
dimana :
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 4 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
∑=
=n
jjAj kfA
1)log( (8)
3.3. PERHITUNGAN SATURASI AIR RATA-RATA
1. Siapkan hasil analisa batuan inti yang meliputi pengukuran tekanan kapiler (Pc) sebagai
fungsi saturasi air untuk berbagai harga permeabilitas.
2. Berdasarkan data (σ cos θ )lab dan (σ cos θ )res, ubah harga (Pc)lab menjadi tekanan kapiler
pada kondisi reservoir (Pc)res dengan menggunakan persamaan berikut :
lab
reslabcresc PP
)cos()cos(
)()(θσθσ
= (9)
Untuk selanjutnya Pc pada kondisi reservoir ini disebut Pc saja.
3. Dari data di langkah (l) dan (2) buat grafik permeabilitas terhadap saturasi air untuk suatu
harga tekanan kapiler yang tetap pada kertas grafik semi log. Permeabilitas pada skala log
dan saturasi pada skala linier.
4. Hitung permeabilitas rata-rata secara geometrik dengan menggunakan langkah kerja 3.2.
5. Dengan menganggap bahwa permeabilitas geometrik rata-rata berlaku untuk seluruh
reservoir dan dengan menggunakan grafik yang diperoleh dari langkah (2), baca harga
saturasi air untuk berbagai harga tekanan kapiler pada harga permeabilitas geometrik rata-
rata.
6. Plot tekanan kapiler terhadap saturasi air pada kertas grafik kartesian. Tekanan kapiler pada
sumbu ordinat dan saturasi air pada sumbu absis.
7. Ubah tekanan kapiler dari langkah (5) menjadi ketinggian, h, di atas permukaan batas air
(free water surface - posisi dimana Sw = 100% dan Pc = 0) dengan menggunakan persamaan
:
ow
cPh
ρρ −=
144 (10)
dimana :
ρw dan ρo (lb/cuft) dihitung pada kondisi reservoir.
8. Harga saturasi air rata-rata pada setiap ketinggian diatas permukaan bebas air dapat
ditentukan dari langkah (6).
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 5 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. DAFTAR PUSTAKA
1. Amyx, James W., Bass, Daniel M. dan Whiting, Robert L. : "Petroleum Reservoir Engineering -
Physical Properties", McGraw Hill Book Company, 1960.
2. Craft, B. C. dan Hawkins, H. F. : "Applied Petroleum Reservoir Engineering", Prentice-Hall Inc.,
Englewood Cliffs, N.J., 1959.
3. Frick, Thomas C. : "Petroleum Production Handbook", Vol. II - Reservoir Engineering, SPE of
AIME Dallas-Texas, 1962.
4. Timmerman, E. H. : "Practical Reservoir Engineering", Part I, PennWell Books, Tulsa,
Oklahoma, 1982.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 6 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. DAFTAR SIMBOL
f j = frekuensi pada j
Fj = frekuensi kumulatif pada selang j
h = ketinggian di atas permukaan batas air
k = permeabilitas
kA = permeabilitas rata-rata secara aritmatik
kG = permeabilitas rata-rata secara geometrik
ki = permeabilitas awal
kj = batas selang permeabilitas
n = jumlah data dalam selang
Pc = tekanan kapiler
Sw = saturasi air
φ = porositas
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 7 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6. LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS
Porositas suatu batuan berpori adalah fraksi dari volume batuan total yang berongga, yaitu :
B
p
VV
=−
= totalVolume
poripori Volumeφ (11)
Porositas dibedakan menjadi dua macam, yaitu :
1. Porositas absolut/total.
Dalam hal ini, volume pori-pori yang digunakan untuk menghitung porositas adalah volume
pori-pori total.
2. Porositas efektif.
Volume pori-pori yang digunakan adalah volume pori-pori yang saling berhubungan.
Permeabilitas suatu batuan berpori adalah kemudahan fluida untuk mengalir melalui batuan
berpori tersebut pada suatu gradien tekanan tertentu. Satuan yang digunakan adalah Darcy atau
milli-Darcy (mD). Batuan berpori mempunyai permeabilitas l Darcy apabila fluida dengan
viskositas 1 cp, mengalir melalui batuan ini yang bersisi 1 cm dengan laju aliran 1 cm3/detik
pada perbedaan tekanan sebesar 1 atm.
Rongga di dalam batuan berpori sebagian dapat berisi cairan dan sebagian lagi berisi gas. Fraksi
volume rongga atau pori-pori yang diisi cairan dinyatakan sebagai saturasi cairan, yang
didefinisikan sebagai perbandingan antara volume cairan dengan volume pori-pori keseluruhan.
Sebagai contoh saturasi air adalah :
nkeseluruha poripori Volumeberporibatuan dalam diair Volume
−=wS (12)
Apabila batuan berpori hanya berisi minyak dan air, maka :
So + Sw = 1 (13)
Dengan demikian apabila Sw dapat ditentukan, maka harga So dapat dihitung, yaitu :
So = 1 – Sw (14)
Harga-harga porositas, permeabilitas dan saturasi air dapat ditentukan berdasarkan analisa
batuan inti di laboratorium dan selain itu porositas dan saturasi air dapat pula ditentukan dari
interpretasi log secara kuantitatif.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 8 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Apabila di suatu reservoir dilakukan beberapa pengintian, hasil analisa batuan inti di
laboratorium digunakan dengan hasil interpretasi log setelah dikoreksi dengan hasil
laboratorium dapat digunakan sebagai data untuk menentukan besarnya porositas, permeabilitas
dan saturasi air rata-rata di seluruh reservoir dengan menggunakan metode statik.
6.2. PERSAMAAN-PERSAMAAN ANALITIK REGRESI
Hubungan linier antara dua kelompok data, dapat ditentukan dengan analisa regresi, yang
memberikan persamaan regresi sebagai berikut :
1. Regresi linier : Y = a + bx (15)
2. Regresi eksponensial : Y = aebx, dimana a > 0 (16)
3. Regresi logaritmik : Y = a + b log x (17)
4. Regresi power : Y = a xb, dimana a > 0 (18)
Dengan teknik regresi ini, maka konstanta a dan b dari persamaan-persamaan di atas dapat
ditentukan. Secara umum persamaan untuk menentukan konstanta-konstanta tersebut adalah
sebagai berikut :
∑ ∑∑∑
−
−= 22
2
)( xnxYxYxx
Ai
iiiii (19)
∑∑ −
=i
i
xAnY
B (20)
dimana harga A, B, xi dan Yi tergantung dari jenis regresi yang digunakan, ditunjukkan pada
tabel berikut :
Regresi xi Yi a b
Linier xi Yi A B Eksponensial xi ln Yi eA B Logaritmik log xi Yi A B
Power log xi log Yi 10A B
Untuk menilai apakah analisa regresi yang dipilih cukup mewakili data yang dianalisa, perlu
dihitung koefisien regresi (R2 ). Koefisien tersebut dihitung dengan persamaan berikut :
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 9 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
∑ ∑∑ ∑∑∑−
−+= 22
22
)(/1)()(/1
ii
iiii
YnYYnYxbYA
R (21)
Apabila analisa regresi yang dipilih memberikan harga R2 ≈ 1 ini berarti bahwa hampir semua
titik data terletak pada persamaan regresi. Jika diperoleh R2 < 1, berarti banyak titik data yang di
luar persamaan regresi. Dengan perkataan lain, makin kecil harga R2, titik data makin terpencar.
6.3. CONTOH SOAL
Hasil analisa core konvensional untuk porositas dan permeabilitas diberikan pada Tabel 1.
Sedangkan Tabel 2 menunjukkan hasil perata-rataan tekanan kapiler. Tentukan porositas dan
permeabilitas rata-rata serta saturasi air rata-rata pada setiap kedalam di zona transisi. Berat
jenis air dan minyak 68 lb/cuft dan 55.9 lb/cuft.
Tabel 1. Data Hasil Analisa Core Konvensional
ID Core Porosity Permeability, mD
ID_101 0.519 363.286 ID_102 0.524 425.571 ID_103 0.513 326.857 ID_104 0.511 350 ID_105 0.512 367.571 ID_106 0.493 264.571 ID_107 0.504 474.286 ID_108 0.511 497 ID_109 0.514 584.857 ID_110 0.512 517.429 ID_111 0.502 547.714 ID_112 0.493 566.429 ID_113 0.497 483 ID_114 0.496 524 ID_115 0.509 370.714 ID_116 0.482 223 ID_117 0.516 308.857 ID_118 0.492 273.857 ID_119 0.478 647.571
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 10 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 1 (Lanjutan)
ID Core Porosity Permeability,
mD ID_120 0.485 281.429 ID_121 0.451 339.714 ID_122 0.460 328.857 ID_123 0.474 348.286 ID_124 0.474 314 ID_125 0.485 396.857 ID_126 0.481 421.714 ID_201 0.484 35.8429 ID_301 0.485 490.286 ID_303 0.472 448 ID_304 0.489 366.429 ID_401 0.516 471.714 ID_402 0.466 52.0714 ID_403 0.487 103.029 ID_404 0.484 222.714 ID_405 0.508 237.429 ID_406 0.484 116 ID_407 0.495 180.571 ID_408 0.490 143 ID_409 0.397 3.364 ID_410 0.431 7.936 ID_411 0.425 8.489 ID_412 0.415 3.794 ID_413 0.414 2.791 ID_415 0.412 7.261 ID_416 0.379 1.531 ID_417 0.43 3.87 ID_418 0.412 6.949 ID_419 0.422 149.286 ID_420 0.43 20.814 ID_421 0.433 162.714 ID_422 0.418 34.929 ID_423 0.439 327.571 ID_424 0.434 213.286 ID_501 0.39 4.139 ID_502 0.395 4.883 ID_503 0.381 51.471 ID_504 0.314 10.414 ID_505 0.374 1.483 ID_506 0.392 17.586
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 11 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 1 (Lanjutan)
ID Core Porosity Permeability, mD
ID_507 0.351 1.355 ID_508 0.3739 2.949 ID_509 0.406 4.986 ID_510 0.389 6.817 ID_511 0.312 9.083 ID_512 0.412 5.086 ID_513 0.411 5.416 ID_514 0.341 4.01 ID_515 0.296 5.179 ID_516 0.316 5.074 ID_517 0.389 2.83 ID_519 0.269 1.514 ID_520 0.304 2.589 ID_521 0.341 3.376 ID_523 0.358 2.156 ID_524 0.303 1.589
Tabel 2. Tekanan Kapiler Hasil Perata-rataan
(Pc)res Sw 0 1
0.361 0.941 0.722 0.898 1.444 0.763 2.889 0.484 5.417 0.333 12.639 0.244 25.278 0.194 54.167 0.167
A. Menentukan porositas rata-rata
1. Tentukan jumlah selang data :
7187.7)75log(3.31log3.31 ≈=+=+= nS
Selang-selang adalah sebagai berikut : 0.265 - 0.302, 0.302 - 0.339, 0.339 - 0.376,
0.376 - 0.413, 0.413 - 0.45, 0.45 - 0.487, 0.487 - 0.525.
2. Tentukan jumlah data porositas yang termasuk didalam masing-masing selang :
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 12 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
0.265 - 0.302 = 2
0.302 - 0.339 = 5
0.339 - 0.376 = 6
0.376 - 0.413 = 13
0.413 - 0.450 = 11
0.450 - 0.487 = 15
0.487 - 0.525 = 23
3. Hitung frekuensi masing-masing selang, yaitu jumlah data pada suatu selang dibagi
dengan jumlah data seluruhnya :
0.265 - 0.302 = 2/75 = 0.027
0.302 - 0.339 = 5/75 = 0.067
0.339 - 0.376 = 6/75 = 0.08
0.376 - 0.413 = 13/75 = 0.173
0.413 - 0.450 = 11/75 = 0.147
0.450 - 0.487 = 15/75 = 0.2
0.487 - 0.525 = 23/75 = 0.307
4. Tentukan harga-tengah porositas untuk masing-masing selang, yaitu : 0.2835, 0.3205,
0.3575, 0.3945, 0.4315, 0.4685, 0.506
5. Hitung porositas rata-rata :
438.0)506.0)(3067.0()4685.0)(2.0()4315.0)(1467.0()3945.0)(1733.0(
)3575.0)(08.0()3205.0)(0667.0()2835.0)(0267.0(1
=+++
+++== ∑−
n
iiif φφ
B. Menentukan permeabilitas rata-rata
1. Tentukan batas selang.
Data minimum setelah dibulatkan kebawah (dua angka desimal) dan data maksimum
setelah dibulatkan ke atas (dua angka desimal) adalah 1.35 mD dan 647.58 mD. Batas
selang ditentukan sebagai berikut :
35.1)35.1(200 ==k
7.2)35.1(211 ==k
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 13 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4.5)35.1(222 ==k
8.10)35.1(233 ==k
6.21)35.1(244 ==k
2.43)35.1(255 ==k
4.86)35.1(266 ==k
8.172)35.1(277 ==k
6.345)35.1(288 ==k
2.691)35.1(299 ==k
2. Tentukan jumlah data permeabilitas yang termasuk di dalam masing-masing selang :
1.35 - 2.7 = 7
2.7 - 5.4 = 14
5.4 - 10.8 = 8
10.8 - 21.6 = 2
21.6 - 43.2 = 2
43.2 - 86.4 = 2
86.4 - 172.8 = 5
172.8 - 345.6 = 14
345.6 - 691.2 = 21
3. Hitung frekuensi tiap selang :
1.35 - 2.7 = 7/75 = 0.093
2.7 - 5.4 = 14/75 = 0.187
5.4 - 10.8 = 8/75 = 0.107
10.8 - 21.6 = 2/75 = 0.027
21.6 - 43.2 = 2/75 = 0.027
43.2 - 86.4 = 2/75 = 0.027
86.4 - 172.8 = 5/75 = 0.067
172.8 - 345.6 = 14/75 = 0.187
345.6 - 691.2 = 21/75 = 0.28
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 14 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. Hitung frekuensi kumulatif tiap selang :
1.35 - 2.7 = 0.093
2.7 - 5.4 = 0.280
5.4 - 10.8 = 0.387
10.8 - 21.6 = 0.413
21.6 - 43.2 = 0.440
43.2 - 86.4 = 0.467
86.4 - 172.8 = 0.533
172.8 - 345.6 = 0.720
345.6 - 691.2 = 1.000
5. Dalam setiap selang, hitung permeabilitas rata-rata secara aritmatik (kA)j , yaitu :
1.35 - 2.7 = 1.75
2.7 - 5.4 = 4.02
5.4 - 10.8 = 7.80
10.8 - 21.6 = 19.2
21.6 - 43.2 = 35.39
43.2 - 86.4 = 51.77
86.4 - 172.8 = 134.81
172.8 - 345.6 = 274.48
345.6 - 691.2 = 460.13
6. Hitung permeabilitas rata-rata keseluruhan secara geometrik :
1.695)log(1
== ∑=
n
jjAj kfA
49.510 695.1 ==Gk mD
C. Menentukan saturasi air rata-rata di zona transisi
Tentukan ketinggian dari free water surface pada setiap saturasi menggunakan persamaan
berikut ini :
ow
cPhρρ −
=144
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.02
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-
Rata
Halaman : 15 / 15 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 3. Saturasi Air Rata-Rata di Zona Transisi
(Pc)res (psia)
Sw h (ft)
0 1 00.361 0.941 4.2970.722 0.898 8.5951.444 0.763 17.1902.889 0.484 34.3805.417 0.333 64.46312.639 0.244 150.41325.278 0.194 300.82754.167 0.167 644.629
0
100
200
300
400
500
600
700
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Saturasi Air Rata-Rata, Sw
Ket
ingg
ian
Dar
i Fre
e W
ater
Sur
face
, h, f
t
Gambar 1. Profil Saturasi Air Rata-rata di Zona Transisi
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 1 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
PENENTUAN DATA TEKANAN KAPILER RATA-RATA
1. TUJUAN
Membuat data tekanan kapiler rata-rata yang representatif untuk suatu reservoir dari sejumlah hasil
analisis batuan inti (core analysis).
2. METODE DAN PERSYARATAN
2.1. METODE
Metode yang digunakan adalah korelasi Leverett J-function dan korelasi Guthrie.
2.2. PERSYARATAN
Tidak ada persyaratan khusus.
3. LANGKAH KERJA
3.1. METODE KORELASI LEVERETT J - FUNCTION
1. Siapkan data pendukung. Perlu analisis laboratorium atas beberapa batuan inti yang
menghasilkan parameter berikut :
- Tekanan kapiler (Pc) terhadap saturasi air (Sw) dari masing-masing batuan inti.
- Tegangan permukaan ( σ ).
- Permeabilitas masing-masing batuan inti (k) dan harga rata-ratanya ( k ).
- Porositas masing-masing batuan inti (φ ) dan harga rata-rata (φ ).
- Sudut kontak ( θ ). Biasanya tersedia pengukuran σ cos θ.
2. Hitung harga J(Sw) dari masing-masing batuan inti :
5.0)( cos
)( φkPSJ c
w θσ= (1)
3. Plot J(Sw) terhadap Sw pada sistem sumbu kartesian.
4. Buat kurva yang mewakili plot J(Sw) terhadap Sw dengan metode least square.
5. Berdasarkan hasil kurva rata-rata J(Sw) pada langkah 4, maka tentukan harga Pc rata-rata
sebagai fungsi dari Sw dengan menggunakan persamaan (1), dimana untuk permeabilitas dan
porositas digunakan harga rata-ratanya ( k danφ ).
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 2 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3.2. METODE KORELASI STATISTIK GUTHRIE
1. Siapkan data pendukung. Perlu analisis laboratorium atas beberapa batuan inti yang
menghasilkan parameter berikut :
- Tekanan kapiler (Pc) terhadap saturasi air (Sw).
- Permeabilitas masing-masing batuan inti dan harga rata-rata ( k ).
2. Plot Pc terhadap Sw untuk setiap harga k yang berbeda pada satu kertas grafik kartesian. Tarik
kurva Pc (Sw) untuk masing-masing harga k.
3. Untuk suatu harga Pc, baca harga k dan Sw.
4. Plot Sw terhadap log k untuk berbagai harga Pc.
5. Tarik garis lurus rata-rata k(Sw) untuk masing-masing harga Pc.
6. Pada hasil plot di langkah 5 tariklah garis sejajar dengan sumbu Sw untuk k = k . Garis ini
akan memotong kumpulan garis linear k(Sw) pada Sw dan Pc tertentu.
7. Plot Pc terhadap Sw dari hasil langkah 5 yang merupakan Pc(Sw) rata-rata.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 3 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. DAFTAR PUSTAKA
1. Amyx, J. W., Bass Jr., D. M. dan Whiting, R. L.: "Petroleum Reservoir Engineering Physical
Properties", McGraw-Hill, 1960.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 4 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. DAFTAR SIMBOL
J(Sw) = Leverett J-Function, tak bersatuan
k = permeabilitas, cm2 atau mD
Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2 atau psi
Sw = saturasi air, fraksi
Huruf Yunani :
φ = porositas, fraksi
σ = tegangan permukaan, dyne/cm
θ = sudut kontak, derajat
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 5 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6. LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS
Data tekanan kapiler didapatkan dari analisis batuan inti di laboratorium. Analisis contoh
tersebut merupakan bagian yang sangat kecil untuk dapat mewakili reservoir atau formasi secara
keseluruhan. Oleh karena itu, seluruh data tekanan kapiler yang diukur dari contoh batuan inti
yang berasal dari reservoir tersebut digabungkan dan kemudian ditentukan kurva tekanan kapiler
yang mewakili atau representatif untuk reservoir tersebut.
Ada dua metode untuk memperoleh kurva tekanan kapiler yang representatif :
- Metode Leverett (Leverett J - function)
- Metode Statistik - Guthrie
A. Metode Leverett
Leverett membuat fungsi korelasi yang didefinisikan sebagai berikut :
5.0
k )(
=
φσ PSJ c
w (2)
dimana :
Pc = tekanan kapiler
σ = tegangan permukaan
k = permeabilitas
φ = porositas
Dapat ditambahkan bahwa apabila digunakan satuan lain yang cocok kecuali di atas, hanya
akan menggeser kurva pada sumbu - Y. Beberapa penulis melibatkan "cos θ", dimana θ
adalah sudut kontak, sehingga fungsi korelasi Leverett menjadi :
50
cos)(
.c
wk
θσ P SJ
=
φ (1)
Gambar 1 memperlihatkan contoh hubungan antara J(Sw) terhadap Sw dari berbagai formasi.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 6 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
B. Metode Statistik - Guthrie
Tekanan kapiler merupakan fungsi permeabilitas dan saturasi. Dari berbagai pengamatan,
Guthrie mendapatkan bahwa pada suatu harga tekanan kapiler, hubungan antara k dan Sw
adalah sebagai berikut :
Sw = a log k + C (3)
Walaupun Sw pada suatu harga Pc juga merupakan fungsi porositas, namun untuk tujuan-
tujuan praktis, hubungan (3) di atas cukup baik untuk digunakan.
Dari hubungan tersebut di atas, dapat dibuat plot k terhadap Sw untuk berbagai harga Pc dari
contoh batuan yang dianalisis. Hubungan tersebut akan merupakan garis lurus pada kertas
semi-log untuk setiap harga Pc tertentu.
6.2. CONTOH SOAL
Untuk mengevaluasi sejumlah hasil analisis dari Edward - Formation (Jourdantown Field),
digunakan hubungan : 50
cos)(
.c
wk
θσ P SJ
=
φ (1)
kemudian plot harga J(Sw) terhadap saturasi air. Dari plot tersebut, walaupun "trend" garis
korelasi yang didapat cukup baik, ternyata korelasi tersebut akan semakin baik apabila hasil
analisis batuan tadi dipisahkan menurut tekstur, yaitu :
- limestone cores
- dolomite cores
- micro granular limestone cores
- coarse - grained limestone cores
Gambar 2a, 2b, 2c, 2d dan 2e adalah hasil plot J(Sw) terhadap saturasi air.
Gambar 3 memperlihatkan hasil pengukuran Pc(Sw) dari sejumlah hasil analisis yang mempunyai
harga permeabilitas yang berbeda. Berdasarkan Gambar 3, dapat dibuat korelasi :
Sw = a log k + C (3)
untuk setiap harga tekanan kapiler yang berbeda. Korelasi tersebut dibuat sebagai berikut :
- Pada suatu harga Pc, baca harga k dan Sw.
- Plot k vs Sw untuk setiap harga Pc yang diambil, korelasi k(Sw) untuk berbagai harga Pc dapat
dilihat pada Gambar 4.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 7 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN
Gambar 1. Contoh J (Sw) terhadap Sw
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 8 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 2a. Korelasi Seluruh Hasil Analisa
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 9 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 2b. Korelasi untuk Batuan Inti Limestone
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 10 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 2c. Korelasi untuk Batuan Inti Dolomite
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 11 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 2d. Korelasi untuk Batuan Inti Microgranular Limestone
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 12 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 2e. Korelasi untuk Batuan Inti Grained Limestone
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 13 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3. Pc vs Sw untuk Berbagai Harga k
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.03
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Data Tekanan Kapiler Rata-
Rata
Halaman : 14 / 14 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 4. Korelasi k-Sw untuk Berbagai Pc
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 1 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
PENENTUAN KURVA PERMEABILITAS RELATIF RATA-RATA
1. TUJUAN
Menentukan kurva kr versus S rata-rata yang representatif untuk suatu reservoir atau formasi dari
sejumlah analisa contoh batu inti (core analysis).
2. METODE DAN PERSYARATAN
2. 1. METODE
Metode yang digunakan adalah normalisasi - denormalisasi sejumlah kurva kr terhadap S dari
suatu formasi.
2.2. PERSYARATAN
Tidak ada persyaratan khusus.
3. LANGKAH KERJA
1. Siapkan data pendukung yang tersedia untuk :
a. Sistem Air - Minyak
- Tabel atau kurva kro dan krw terhadap Sw
- Dari Tabel atau Kurva tersebut baca harga titik akhir (end points) :
• kro @ Swc
• kro @ Sor
• krw @ Swc
• krw @ Sor
b. Sistem Gas - Minyak
- Tabel krg dan kro ternadap saturasi cairan (SL)
- Data harga titik akhir :
• kro @ Swc
• kro @ Sgr
• krg @ Swc
• krg @ sgr
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 2 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
c. Sistem Gas - Air
- Tabel krg - krw versus Sw.
- Data harga titik akhir :
• krw @ Swc
• krw @ Sgr
• krg @ Swc
• krg @ Sgr
2. Lakukan prosedur normalisasi untuk setiap kurva kr ternadap S dengan menyiapkan tabel berikut :
a. Sistem Air - Minyak
Buat tabel Sw, kro, krw, *wS , *
rok , *rwk seperti pada contoh, dimana :
orwc
wcww SS
SSS−−
−=
1*
wcro
wroro Sk
Skk@@* =
orrw
wrwrw Sk
Skk
@@* =
b. Sistem Gas - Minyak
Buat tabel SL,, kro, krg, *LS , k *
ro , k *rg seperti pada contoh, dimana :
orwc
wcLL SS
SSS
−−−
=1
*
wcro
Lroro Sk
Skk@@* =
orrg
Lrgrg Sk
Skk
@@* =
c. Sistem Gas - Air
Buat tabel Sw, krg, krw, S *w , k *
rg , k *rw seperti pada contoh, dimana :
grwc
wcww SS
SSS−−
−=
1*
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 3 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
wcrg
wrgrg Sk
Skk
@@* =
grrw
wrwrw Sk
Skk@@* =
3. Buat Kurva S* terhadap k *r untuk seluruh contoh batuan.
4. Tentukan kurva k *r (S *
w ) rata-rata seperti diperlihatkan pada Gambar l.
5. Lakukan denormalisasi dari kurva k *r (S *
w ) rata-rata dari langkah 4 sebagai berikut :
a. Sistem Air - Minyak
Buat tabel S *w , k *
ro , k *rw , Sw, kro dan krw seperti pada contoh, dimana :
k *ro dan k *
rw dibaca dari kurva di langkah 4 untuk setiap harga S *w .
( ) wcorwcww SSSSS +−−= 1*
( )wcrororo Skkk @*=
( )orrwrwrw Skkk @*=
( )
N
SS
N
iiwc
wc
∑== 1
( )
N
SS
N
iior
or
∑== 1
( )
N
SkSk
N
iiwcro
wcro
∑== 1
@@
( )
N
SkSk
N
iiorrw
orrw
∑== 1
@@
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 4 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
b. Sistem Gas - Minyak
Buat tabel S *L , k *
ro , k *rg , SL,, kro dan krg dimana : k *
ro dan k *rg dibaca dari kurva di langkah 4
untuk setiap harga S *L .
( ) wcgrwcLL SSSSS +−−= 1*
( )wcrororo Skkk @*=
( )orrgrgrg Skkk @*=
( )
N
SS
N
iiwc
wc
∑== 1
( )N
SS
N
iigr
gr
∑== 1
( )
N
SkSk
N
iiwcro
wcro
∑== 1
@@
( )N
SkSk
N
iigrrg
grrg
∑== 1
@@
c. Sistem Gas - Air
Buat tabel S *w , k *
rg , k *rw , Sw, krg dan krw dimana : k *
rg dan k *rw dibaca dari kurva di langkah 4
untuk setiap harga Sw.
( ) wcorwcww SSSSS +−−= 1*
( )wcrgrgrg Skkk @*=
( )grrwrwrw Skkk @*=
( )
N
SS
N
iiwc
wc
∑== 1
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 5 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
( )N
SS
N
iigr
gr
∑== 1
( )N
SkSk
N
iiwcrg
wcrg
∑== 1
@@
( )N
SkSk
N
iigrrw
grrw
∑== 1
@@
6. Plot kr terhadap S hasil de-normalisasi.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 6 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. DAFTAR PUSTAKA
1. Amyx, J. W. , Bass Jr., D. M. dan Whiting, R. L. : "Petroleum Reservoir Engineering Physical
Properties", McGraw-Hill, 1960.
2. Van Poollen, H. K. : "Petroleum Engineering - Short Course", 1983.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 7 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. DAFTAR SIMBOL
kr = permeabilitas relatif
krg = permeabilitas relatif gas
kro = permeabilitas relatif minyak
krw = permeabilitas relatif air
S = saturasi
Sg = saturasi gas
Sgr = saturasi gas residu
SL = saturasi cairan = So + Swc
Sor = saturasi minyak residu
Sw = saturasi air
Swc = saturasi air konat, dianggap sama dengan Swi
krg @ Sgr = permeabilitas relatif gas pada Sgr
krg @ SL = permeabilitas relatif gas pada SL
krg @ Sw = permeabilitas relatif gas pada Sw
kro @ SL = permeabilitas relatif minyak pada SL
kro @ Sw = permeabilitas relatif minyak pada Sw
kro @ Swc = permeabilitas relatif minyak pada Swc
krw @ Sgr = permeabilitas relatif air pada Sgr
krw @ Sor = permeabilitas relatif air pada Sor
krw @ Sw = permeabilitas relatif air pada Sw
* Keterangan : Semua simbol tidak bersatuan
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 8 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6. LAMPIRAN
6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS
Apabila dilakukan pengukuran permeabilitas relatif (kr terhadap S) dari sejumlah analisis contoh
batuan inti yang berasal dari reservoir yang sama, hampir selalu didapatkan harga titik akhir (end
points : Swc, Swi, Sor, Sgr) yang berbeda untuk setiap analisis core sehingga akan menghasilkan
bentuk kurva kr terhadap S yang berbeda pula.
Sebuah kurva kr(S) yang representatif untuk suatu reservoir diperoleh dengan cara normalisasi
dan de-normalisasi harga-harga titik akhir analisis core. Adapun harga yang dinormalisasi adalah
sebagai berikut :
Sistem Titik Akhir
Gas/Minyak Gas/Air Air/Minyak
kro @ Swi atau Swc 1.0 - 1.0
kro @ Sor atau Sgr 0 - 0
krw @ Swi atau Swc - 0 0
krw @ Sor atau Sgr - 1.0 1.0
krg @ Swi atau Swc 0 1.0 -
krg @ Sor 0 0 -
Berdasarkan harga titik akhir tersebut di atas, kurva kr terhadap S yang diperoleh dari hasil
pengukuran dinormalisasikan berdasarkan rumus berikut :
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 9 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 1
Normalisasi Titik-Titik Akhir
Jenis Sistem Harga yang
dinormalisasi Gas/Minyak Gas/Air Air/Minyak
k *ro
wcro
Lro
SkSk
@@
- wcro
wro
SkSk
@@
k *rw -
grrw
wrw
SkSk
@@
orrw
wrw
SkSk
@@
k *rg
orrg
Lrg
SkSk
@@
wcrg
wrg
SkSk
@@
-
S *w
grwi
wiL
SSSS−−
−1
grwi
wiw
SSSS−−
−1
orwi
wiw
SSSS−−
−1
Perhitungan di atas dilakukan terhadap data yang didapatkan dari setiap analisis core. Kemudian
plot seluruh harga k *r dan S* yang didapat seperti pada Gambar 1.
Karena titik k *r (S*) tersebar, maka kurva normalisasi rata-rata harus diperkirakan seperti pada
Gambar 1.
Untuk melakukan de-normalisasi, yaitu menentukan kurva kr(S) yang mewakili atau
representatif, lakukan perata-rataan harga "end points" seluruh hasil analisis core yang ada
dengan formula sebagai berikut :
N
N
ii∑
=− = 1
ratarata
)endpoint()endpoint(
dimana End Point adalah harga-harga Swc, Swi, Sor, Sgr, dan lain-lain dari setiap sampel dan N
adalah jumlah sampel yang diukur.
Langkah terakhir untuk mendapatkan kurva kr(S) adalah menghitung harga kr dan S dengan
menggunakan rumus pada Tabel 1 dimana harga S* dan k *r dibaca dari kurva k *
r (S*) rata-rata
pada Gambar 1.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 10 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.2. CONTOH SOAL
Dari pengukuran tiga buah sampel batuan didapatkan data permeabilitas relatif terhadap saturasi
sebagai berikut :
Sampel # 1 :
Sw (fraksi) kro (fraksi) krw (fraksi)
0.528 0.973 0
0.639 0.170 0.060
0.653 0.136 0.070
0.668 0.105 0.083
0.711 0.046 0.126
0.754 0.016 0.194
0.771 0.003 0.222
0.779 0.0003 0.237
0.782 0 0.265
Swc = 0.528
Sor = 0.218
krw@Sor = 0.265
kro@Swc = 0.973
Sampel # 2 :
Sw (fraksi) kro (fraksi) krw (fraksi)
0.535 0.81 0
0.7442 0.081 0.0638
0.8139 0.0243 0.0858
0.8404 0.0016 -
0.8604 0.0002 -
0.8670 0 0.11
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 11 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Swc = 0.535
Sor = 0.133
krw@Sor = 0.11
kro@Swc = 0.81
Sampel # 3 :
Sw (fraksi) kro (fraksi) krw (fraksi)
0.3920 0.9 0
0.4114 0.7560 0.0119
0.4633 0.4590 0.0408
0.6220 0.0270 0.1224
0.6577 0.0090 0.1377
0.7095 0.0003 -
0.7160 0 0.17
Swc = 0.392
Sor = 0.284
krw@Sor = 0.17
kro@Swc = 0.9
Dari ketiga sampel tersebut, akan dibuat kr(Sw) rata-rata dengan proses normalisasi de-
normalisasi.
Penyelesaian :
Dari masing-masing titik akhir (end point) yang diketahui, lakukan normalisasi sebagai berikut :
orwc
wcww SS
SSS
−−−
=1
*
wcro
wroro Sk
Skk
@@* =
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 12 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
orrw
wrwrw Sk
Skk
@@* =
Sampel # 1 :
2540.0
528.0218.0528.01
528.0* −=
−−−
= www
SSS
973.0@* wro
roSk
k =
265.0@* wrw
rwSk
k =
Tabel 2
Normalisasi Titik-Titik Akhir Sampel 1
Sw kro krw S *w k *
ro k *rw
0.528 0.973 0 0 1 0
0.639 0.170 0.060 0.437 0.175 0.226
0.653 0.136 0.070 0.492 0.140 0.264
0.668 0.105 0.083 0.551 0.108 0.313
0.711 0.046 0.126 0.720 0.047 0.476
0.754 0.016 0.194 0.890 0.0164 0.732
0.711 0.003 0.222 0.957 0.0031 0.838
0.779 0.0003 0.237 0.988 0.000308 0.894
0.782 0 0.265 1 0 1
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 13 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Sampel # 2 :
3320.0
535.0133.0535.01
535.0* −=
−−−
= www
SSS
81.0
@* wroro
Skk =
11.0
@* wrwrw
Skk =
Tabel 3
Normalisasi Titik-Titik Akhir Sampel 2
Sw kro krw S *w k *
ro k *rw
0.535 0.81 0 0 1 0
0.7442 0.081 0.0638 0.63 0.1 0.58
0.8139 0.0243 0.0858 0.84 0.03 0.78
0.8404 0.0016 - 0.92 0.002 -
0.8604 0.0002 - 0.98 0.0003 -
0.8670 0 0.11 1 0 1
Sampel # 3 :
3240.0
392.0284.0392.01
392.0* −=
−−−
= www
SSS
9.0
@* wroro
Skk =
17.0
@* wrwrw
Skk =
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 14 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 4
Normalisasi Titik-Titik Akhir Sampel 3
Sw kro krw S *w k *
ro k *rw
0.392 0.9 0 0 1 0
0.4114 0.7560 0.0119 0.06 0.84 0.07
0.4633 0.4590 0.0408 0.22 0.51 0.24
0.6220 0.0270 0.1224 0.71 0.03 0.72
0.6577 0.0090 0.1377 0.82 0.01 0.81
0.7095 0.0003 - 0.98 0.0003 -
0.7160 0 0.17 1 0 1
Plot S *w vs k *
r untuk ketiga sampel tersebut pada satu kertas grafik Kartesian (Gambar 2).
Tentukan harga rata-rata titik-titik akhir (end points) :
485.03
392.0535.0528.0=
++=wcS
212.03
284.0133.0218.0=
++=orS
182.03
17.011.0265.0@ =++
=orrw Sk
894.03
90.081.0973.0@ =++
=wcro Sk
Baca harga S *w , k *
ro , k *rw dan hitung harga Sw, kro dan krw berdasarkan harga titik-titik akhir rata-
rata di atas (De-Normalisasi).
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 15 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Tabel 5
Normalisasi Titik-Titik Akhir Rata-Rata dari Tiga Sampel
Sw kro krw S *w k *
ro k *rw
0 1 0 0.485 0.894 0
0.1 0.79 0.06 0.5153 0.7063 0.0109
0.2 0.57 0.12 0.5456 0.5096 0.0218
0.3 0.37 0.19 0.5759 0.3308 0.0346
0.4 0.23 0.28 0.6062 0.2056 0.0510
0.5 0.15 0.355 0.6365 0.1341 0.0646
0.6 0.1 0.45 0.6668 0.0894 0.0819
0.7 0.6 0.58 0.6971 0.0536 0.1056
0.8 0.03 0.73 0.7274 0.0268 0.1329
0.9 0.01 0.92 0.7577 0.0089 0.1674
1.0 0 1.0 0.7880 0 0.1820
dimana :
wcorwcww SSSSS +−−= )1(*
485.0)212.0485.01(* +−−= ww SS
485.0)3030.0(* += ww SS
)894.0()@( **rowcrororo kSkkk ==
)182.0()@( **rworrwrwrw kSkkk ==
Plot harga kr terhadap S hasil de-normalisasi di atas pada kertas kartesian (Gambar3).
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 16 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN
Gambar 1. Kurva Normalisasi (S* vs k *r ) Seluruh Sampel (Core)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 17 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 2. Normalisasi Kurva S* vs k *r Seluruh Sampel
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.04
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata
Halaman : 18 / 18 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
Gambar 3. Kurva Sw vs kr, De-Normalisasi (rata-rata dari seluruh sampel)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.05
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Perhitungan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata Menggunakan Tekanan Kapiler
Halaman : 1 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
PRAKIRAAN KURVA PERMEABILITAS RELATIF RATA-RATA
MENGGUNAKAN TEKANAN KAPILER
1. TUJUAN
Menentukan kurva permeabilitas relatif dari data tekanan kapiler.
2. METODE DAN PERSYARATAN
2.1. METODE
Dengan menggunakan metode Purcell dan metode Fatt-Dykstra.
2.2. PERSYARATAN
Diperlukan hubungan antara tekanan kapiler dan saturasi.
3. LANGKAH KERJA
3.1. PERHITUNGAN PERMEABILITAS RELATIF DENGAN METODE PURCELL
1. Siapkan data tekanan kapiler terhadap saturasi.
2. Hitung permeabilitas relatif fluida pembasah (wetting phase fluid) dengan persamaan berikut :
∫
∫=
=
=
== 1
0
2
0
2
)/(
)/(
S
Sc
SS
Sc
rwt
PdS
PdSk
wt
(1)
3. Hitung permeabilitas relatif fluida bukan pembasah (non-wetting phase fluid) dengan
persamaan berikut :
∫
∫=
=
=
== 1
0
2
12
)/(
)/(
S
Sc
S
SSc
rnwt
PdS
PdSk wt (2)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.05
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Perhitungan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata Menggunakan Tekanan Kapiler
Halaman : 2 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3.2. PERHITUNGAN PERMEABILITAS RELATIF DENGAN METODE FATT - DYKSTRA
1. Siapkan data tekanan kapiler terhadap saturasi.
2. Hitung permeabilitas relatif fluida pembasah (wetting phase fluid) dengan persamaan berikut :
∫
∫=
=
=
== 1
0
3
0
3
)/(
)/(
S
Sc
SS
Sc
rwt
PdS
PdSk
wt
(3)
3. Hitung permeabilitas relatif fluida bukan pembasah (non-wetting phase fluid) dengan
persamaan berikut :
∫
∫=
=
=
== 1
0
3
13
)/(
)/(
S
Sc
S
SSc
rnwt
PdS
PdSk wt (4)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.05
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Perhitungan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata Menggunakan Tekanan Kapiler
Halaman : 3 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. DAFTAR PUSTAKA
1. Amyx, J. W., Bass, D. M. dan Whiting, R. L. : :"Petroleum Reservoir Engineering - Physical
Properties", McGraw-Hill, Inc., USA, 1960.
2. Honarpour, M., Koederitz, L. dan Harvey, A. H. : "Relative Permeability of Petroleum
Reservoirs", CRC Pres, Inc., Boca Raton, Florida, 1986.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.05
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Perhitungan Kurva Permeabilitas
Relatif Rata-Rata Menggunakan Tekanan Kapiler
Halaman : 4 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
5. DAFTAR SIMBOL
krnwt = permeabilitas relatif non-wetting-phase fluid
krwt = permeabilitas relatif wetting-phase fluid
Pc = tekanan kapiler
Swt = saturasi wetting-phase fluid
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.06
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif
Tiga Fasa
Halaman : 1 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
PENENTUAN KURVA PERMEABILITAS RELATIF TIGA FASA
1. TUJUAN
Tujuan dari bab ini adalah untuk memberikan metode perhitungan permeabilitas relatif tiga fasa
berdasarkan data permeabilitas relatif dua fasa air-minyak dan minyak-gas.
Kondisi fluida dalam tiga fasa (minyak, gas dan air) dalam reservoir bukanlah hal yang jarang terjadi
selama proses produksi sehingga pengetahuan akan permeabilitas relatif tiga fasa menjadi penting.
Pengukuran secara langsung permeabilitas relatif tiga fasa di laboratorium tidaklah mudah dan
memerlukan jumlah percobaan yang berlipat dibandingkan dengan mengukur permeabilitas relatif
dua fasa.
2. PERSYARATAN
− Metode yang digunakan adalah Normalized Stone’s Method I dan Normalized Stone’s Method II,
− Tersedia dua set data permeabilitas relatif air-minyak dan minyak-gas,
− Sistem adalah water-wet (akan tetapi dapat juga dipakai untuk oil-wet), minyak dianggap sebagai
intermediate wetting phase dan gas dianggap sebagai least wetting phase,
− Jika saturasi minyak berkurang, gunakan kurva imbibisi untuk air-minyak dan kurva drainage
untuk minyak-gas,
− Jika saturasi air berkurang, gunakan kurva drainage untuk air-minyak dan minyak-gas.
Langkah KerjaPerhitungan Porositas Rata-Rata
Perhitungan Permeabilitas Rata-Rata Perhitungan SatuRasi air Rata –Rata
Daftar Pustaka Daftar Simbol LampiranLatar Belakang Dan Rumus
Persamaan Persamaan Analitik RegresiContoh Soal
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.06
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif
Tiga Fasa
Halaman : 2 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
# + $ TEKNIK RESERVOIR
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Parameter Reservoir Rata-Rata
3. LANGKAH KERJA K
Prosedur perhitungan dilakukan menurut urutan seperti berikut ini :
1. Siapkan dua set kurva permeabilitas relatif dua fasa sistem air-minyak dan minyak-gas, yaitu :
− krw, krow terhadap Sw
− krg, krog terhadap Sg
2. Karena sistemnya water wet dan gas dianggap sebagai least wetting phase, maka permeabilitas
relatif tiga fasa untuk air dan gas adalah sebagai berikut :
)(),( wrwgwrw SkSSk = (1)
)(),( grggwrg SkSSk = (2)
3. Tentukan permeabilitas relatif minyak pada sistem tiga fasa :
Normalized Stone’s Method I :
)1)(1(),( **
*
gw
rogrowogwro SS
kkSSSk
−−= (3)
dimana :
omwc
omoo SS
SSS−−
−=
1* (4)
omwc
wcww SS
SSS−−
−=
1* (5)
#LANGKAHKERJA31 + 20 $ Langkah Kerja K Langkah-langkah
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.06
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif
Tiga Fasa
Halaman : 3 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
omwc
gg SS
SS
−−=
1* (6)
orgorwom SSS )1( αα −+= (7)
orgwc
g
SSS−−
−=1
1α (8)
Normalized Stone’s Method II :
( )
+−
+
+= rgrwrg
rocw
rogrw
rocw
rowrocwgwro kkk
kk
kkkkSSk ),( (9)
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.06
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Kurva Permeabilitas Relatif
Tiga Fasa
Halaman : 4 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
4. DAFTAR PUSTAKA
1. Stone, H. L. : "Probability Model for Estimating Three-Phase Relative Permeability," JPT (Feb.
1970) 214-218.
2. Fayers, F. J. dan Mathews, J. D. : "Evaluation of Normalized Stone’s Methods for Estimating
Three-Phase Relative Permeabilities," SPEJ (April 1984) 224-232.
3. Fayers, F. J. : "Extension of Stone’s Method I and Conditions for Real Characteristics in Three-
Phase Flow," SPE 16965; Proceeding of The 62nd Annual Technical Conference and Exhibition of
SPE, Dallas, TX, September 27-30, 1987.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.07
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Bidang-Bidang Batas
Minyak/Air dan Gas/Air
Halaman : 1 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
PENENTUAN BIDANG-BIDANG BATAS MINYAK/AIR DAN GAS/AIR
1. BIDANG BATAS DAN FREE WATER LEVEL
Batas antara zona minyak dan zona air atau zona gas dan zona air, masing-masing disebut sebagai
Water - Oil Contact (WOC) dan Gas - Water Contact (GWC), perlu diketahui dalam upaya
menghitung atau memperkirakan volume minyak atau gas mula-mula di tempat (Original Oil In Place
atau Original Gas In Place). Batas antara zona gas (gas cap) dan zona minyak disebut Gas-Oil
Contact (GOC). Penentuan atau perkiraan batas (contact) dimaksud dapat dilakukan dengan
menggunakan data atau kombinasi data yang ada berikut ini :
1. Data/hasil interpretasi logs (electric log, Neutron-Density log),
2. Data Repeat Formation Tester (RFT), yaitu data gradien tekanan statik pada masing-masing zona
tersebut di atas,
3. Data analisa fluida reservoir, terutama sifat-sifat fisik dan kimiawinya, dan
4. Data analisa batuan inti (Conventional dan Special Core Analysis).
Bilamana semua data tersebut ada, maka penentuan WOC atau GWC harus terintegrasi. Pada situasi
tertentu mungkin saja hanya sebagian data yang tersedia dan ini harus dimanfaatkan semaksimal
mungkin. Perlu dicatat bahwa bila ada data RFT, maka perpotongan garis gradien tekanan minyak
atau gas dengan garis gradien tekanan air merupakan posisi atau kedalaman Free Water Level (FWL),
bukan WOC atau GWC, kecuali threshold Pressure-nya PCT = 0. Bila harga PCT ≠ 0 (dari data
capillary pressure), maka WOC atau GWC berada di atas FWL sejauh :
oilwater
CTPh
ρρ −=
144 atau
gaswater
CTPh
ρρ −=
144
Semua parameter dalam kondisi reservoir dan h, PCT dan ρ masing-masing dalam satuan feet, psi dan
lb/cuft.
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.07
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Bidang-Bidang Batas
Minyak/Air dan Gas/Air
Halaman : 2 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
2. METODE ADCAP
Ada situasi tertentu saat mana WOC atau GWC tidak atau belum tertembus oleh satu atau lebih sumur
yang sudah dibor. Bila pada situasi ini WOC atau GWC harus diperkirakan, maka ada cara estimasi
(metode Adcap) memperkirakan posisi FWL di bawah �base sand� (terutama untuk reservoir yang
relatif homogen) sebagai berikut :
1. Data yang diperlukan : permeabilitas absolut (kgas), porositas (φ), saturasi air (Sw) vs Depth dan Pc
vs Sw.
2. Tentukan displacement pressure (Pd) :
( )φ3406.0
8.937k
Pd =
dimana Pd dalam satuan psi, k dalam millidarcy dan φ dalam fraksi.
3. Hitung faktor geometri pori-pori (Fg) :
303.2
21.5ln21254.0
=φ
k
Fg
4. Hitung Pc untuk harga Sw di (dekat) �base sand� :
( ) dw
gc P
SF
P log1ln
log +−
−=
5. Prakiraan FWL dari �base sand� ke bawah sejauh hFWL (dalam satuan feet) :
oilwater
cFWL
Ph
ρρ −=
144
atau untuk reservoir gas :
cFWL Ph 37.0=
6. Bila ada data tekanan kapiler, maka posisi WOC atau GWC di bawah �base sand� adalah :
oilwater
CTFWLWOC
Phh
ρρ −−=
144 atau
gaswater
CTFWLGWC
Phh
ρρ −−=
144
Hasil estimasi di atas perlu dicek terhadap kedalaman �spill point�-nya, konsultasikan dengan
geologist Anda apakah posisi kedalaman WOC melebihi �spill point�-nya atau tidak. Juga, cek tebal
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.07
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Bidang-Bidang Batas
Minyak/Air dan Gas/Air
Halaman : 3 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
kolom hidrokarbon (minyak dan/atau gas) hHC dan ini perlu data tekanan kapiler dari �cap rock� atau
�seal� :
( )HCwater
dRdSHC
PPh
ρρ −−
≤433.0
dimana :
PdS = displacement pressure dari �seal�, psi
PdR = displacement pressure dari reservoir, psi
ρwater = densitas air formasi, gr/cc
ρHC = densitas minyak atau gas, gr/cc
hHC = tebal kolom minyak atau gas dalam reservoir, feet
TEKNIK RESERVOIR NO : TR 01.07
JUDUL : ANALISA BATUAN INTI SUB JUDUL : Penentuan Bidang-Bidang Batas
Minyak/Air dan Gas/Air
Halaman : 4 / 4 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003
Manajemen Produksi Hulu
3. DAFTAR PUSTAKA
1. Hawkins, J. M., Luffel, D. L. dan Harris, T. G. : "Capillary Pressure Model Predicts Distance to
Gas/Water, Oil/Water Contact", Oil and Gas Journal, January 18, 1993, page 39-43.