Kuliah-1 Sd 6 Tekres

7/24/2019 Kuliah-1 Sd 6 Tekres

http://slidepdf.com/reader/full/kuliah-1-sd-6-tekres 1/170

TEKNIK RESERVOIR

(3 SKS)

Oleh :

Dr. Ir. Yosaphat Sumantri, MT.

Dr. Ir. Dyah Rini Ratnaningsih, MT.

Ir. Sunindyo, MT.Boni Swadesi, ST., MT.



Deskripsi Mata Kuliah

Memahami konsep Teknik Reservoir, mulai

dari wadah, isi dan komposisi serta kondisi,

jenis-jenis mekanisme pendorong yang

reservoir hidrokarbon (media porous).



Kompetensi Mata Kuliah

• Mampu menjelaskan reservoar hidrokarbon yang terdiri dari

komponen-komponen : wadah, isi dan kondisi.• Memahami dan mendeskripsikan jenis-jenis mekanisme

pendorong reservoir.

• Mampu mengklasifikasikan cadangan hidrokarbon.

• Mampu melakukan perhitungan perkiraan cadangan hidrokarbonsecara volumetris (berdasarkan peta isopach), baik untukreservoir yang homogen maupun heterogen.

• ampu mema am onsep ese m angan ma er ar s s emeksploitasi reservoir.

• Mampu melakukan perhitungan perkiraan cadangan hidrokarbonberdasarkan konsep kesetimbangan materi (persamaankesetimbangan materi).

• Mampu melakukan penyederhanaan bentuk persamaankesetimbangan materi dalam bentuk linier.

• Mampu melakukan perhitungan perkiraan cadangan sisa reservoirhidrokarbon berdasarkan data penurunan produksi (decline curve).



Literatur :

1. Craft , B.C. and Hawkins, M.F., “Applied Petroleum ReservoirEngineering”, Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, New Jersey, 1969.

2. Clark Norman J., ”Element of Petroleum Reservoir”,

Henry L. Doherty Service, Revised Edition, AIME Inc,

Dallas.

3. Dake L.P.,“Fundamentals of Reservoir Engineering”,

Development in Petroleum Science 8, Elsevier ScientificPublishing Company, Amsterdam – Oxford - New York, 1978.

4. Cole , F.W., “Reservoir Engineering Manual”, Gulf PublishingCompany, Houston Texas, 1961.

5. Ahmed Tarek, “Reservoir Engineering Handbook”, 2nd Ed., Gulf Publishing Company, Boston, London, Auckland, Johannesbourg,Melbourne, New Delhi, 2001.

6. Paper, dan Journal.7. Dll.



PENILAIAN

1 Kehadiran dan keaktifan di kelas 10 %

2 Kuis 10 %

3 Tugas 10 %

4 Ujian Tengah Semester 30 %

5 Ujian Akhir Semester 40 %

Jumlah 100 %



Dasar-Dasar Teknik Reservoir

Review Mekanika Reservoir

Review Kimia Fisika Hidrokarbon

Komponen Reservoir

Kondisi Reservoir



DEFINISI RESERVOIR Reservoir adalahBatuan yang porous (storativity) danpemeable (productivity) yang menjadi

hidrokarbon (minyak dan/atau gas) danair di bawah permukaan tanah yangmemiliki satu sistem tekanan tertentu.

“A porous and permeable underground formation containing anindividual and separate natural accumulation of produciblehydrocarbons (oil and/or gas) which is confined by impermeablerock or water barriers and is characterized by a single naturalpressure system.” (Oil Gas Glossary)



Wadah : Batuan ReservoirLapisan tudung (cap rock)Perangkap (trap)

KOMPONEN

RESERVOIR

Isi : Fluida Reservoir

Unsur Penyusun Reservoir

Kondisi : P dan T



GENERATION, MIGRATION, AND TRAPPING OF HYDROCARBONS

Oil/water contact (OWC)

Fault(impermeable)

Seal

Reservoir rock

Seal

Migration route

Hydrocarbonaccumulation

in thereservoir rock

Top of maturity

Source rock



A. Wadah (Batuan Reservoir)

• Batuan Pasir

- Orthoquartzite

- Graywacke

- Arkose

kimia yang berbeda-beda sesuai dengan sumber danproses sedimentasinya).

• Batuan Karbonat.

• Batuan Shale.



Sifat fisik batuan reservoir

Porositas

Kompresibilitas

Permeabilitas absolut

Wetabilitas

Tekanan Kapiler

Permeabilitas Efektif dan Relatif

Sifat Kelistrikan



B. Isi (Minyak, Gas, dan Air Formasi)

Sifat fisik minyak:

- Densitas minyak- Viskositas minyak

- Kelarutas gas dalam minyak

- Faktor volume formasi minyak

- Koefisien Kompresibilitas minyak.

Sifat fisik gas:

- Densitas gas

- Viskositas gas

- Faktor kompresibilitas gas

- Faktor volume formasi gas

- Koefisien Kompresibilitas gas.

Sifat fisik air formasi:

- Densitas air formasi

- Viskositas air formasi

- Kelarutan gas dalam air formasi

- Faktor volume formasi air

- Koefisien Kompresibilitas air formasi.



C. Kondisi Reservoir

• Kondisi reservoir meliputi tekanan reservoirdan temperatur reservoir yang sangatberpengaruh terhadap sifat fisik batuanmaupun fluida reservoir (minyak, gas dan airformasi.

• Kondisi reservoir berhubungan dengankedalamaan reservoir. Sehingga untukreservoir yang berbeda, tekanannya juga akanberbeda .



C.1. Tekanan Reservoir

• Adanya tekanan reservoir menyebabkan

terjadinya aliran fluida di dalam reservoir ke

dalam lubang sumur yang mempunyai

.• Tekanan reservoir akan berkurang (turun)

sejalan dengan lama waktu kegiatan produksi

(banyaknya fluida reservoir yang terproduksi).



Tekanan yang bekerja di dalam reservoir pada dasarnya

disebabkan oleh :

1. Ekspansi gas (tudung gas) pada gas cap drive reservoir, tenaga ini disebutdengan body force. Adanya pengaruh gravitasi karena adanya perbedaandensitas antara minyak dan gas, maka gas dapat terpisah dengan minyaksedangkan gas yang terpisah dengan minyak ini akan berakumulasi padatudung reservoir dan karena pengembangan ini maka gas akanmendorong minyak kedalam sumur produksi

2. Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan adanya tekanan hidrostatikdan/atau beban formasi di atasnya (overburden).

3. Pengembangan gas yang berupa gas bebas pada reservoir solution gasdrive. Perbedaannya dengan reservoir gas cap drive adalah bahwa gasyang terjadi (terbebaskan dari minyak) tidak terperangkap di dalam pori-pori batuan tetapi mengalir bersama minyak ke dalam sumur produksi.

4. Tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi olehtegangan permukaan dan sifat kebasahan batuan.



C.2. Temperatur Reservoir

• Sebagaimana diketahui bahwa keadaan batuan kulit bumimakin kedalam temperaturnya makin tinggi, dengananggapan ini, maka temperatur batuan formasi ataureservoir akan bertambah dengan bertambahnyakedalaman.

• Td = Ta + Gt Ddimana :

Td : Temperatur reservoir pada kedalaman D ft, ºF

Ta : Temperatur permukaan rata-rata, ºF

Gt : Gradien temperatur, ºF/100 ft

D : Kedalaman, ratusan ft.



Basis for

Reservoir Classification

Basis Reservoir types

Rock composition Sand, sandstone, carbonate, shalysand, fractured shale

Grain cementation Consolidated, friable,unconsolidated

Porosity system Single porosity, dual porosity

Hydrocarbon system Heavy oil, light oil, condensate,wet gas, dry gas

Natural drivemechanism

Solution gas, gas cap, wateraquifer, gravity drainage

Saturation conditions Saturated, undersaturated



JENIS-JENIS RESERVOIR

• Berdasarkan Perangkap

• Berdasarkan Fasa Fluida Reservoir

•

20



1. Berdasarkan Perangkap Reservoir

1. Perangkap Struktur

Perangkap yang terbentuk akibat adanya gejala-gejala tektonik atau struktur, seperti perlipatan dan patahan.

2. Perangkap Stratigrafi

21

Perangkap yang terbentuk karena perubahan lithologi batuan,seperti batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadibatuan lain atau batuan yang karakteristik reservoir menghilangsehingga merupakan penghalang permeabilitas.

3. Perangkap Kombinasi

Perangkap yang terbentuk karena kombinasi antara perangkapstruktur dan perangkap stratigrafi.



2. Berdasarkan Fasa Fluida

Reservoir

• Reservoir Minyak

• Reservoir Gas Kondensat

• Reservoir Gas

22



A. Reservoir Minyak

• Reservoir minyak tak-jenuh (under -

saturated)

e anan reservo r > e anan ge em ung.

Reservoir ini hanya terdiri dari fluida satu fasa

yaitu fasa cair, karena semua fasa yang ada

telah terlarut dalam fasa minyak.

23



Reservoir Minyak Jenuh (saturated)

Terdapat dalam daerah dua fasa.

Tekanan reservoir < tekanan jenuh (Pb).

24

(minyak) yang berada dibawah zona gas yang

umumnya disebut tudung gas atau gas cap.



B. Reservoir Gas Kondensat

Temperatur reservoir terletak antaratemperatur kritis dan krikondenterm.

Tekanan reservoir terletak di atas tekanan dewpoint (titik embun).

Penurunan tekanan tidak akan menambahcairan tetapi sebaliknya justru menyebabkanpenguapan kembali dari cairan yang ada(peristiwa retrograde).

25



C. Reservoir Gas

• Reservoir Gas Basah

Mengandung fraksi berat yang lebih banyak

daripada gas kering.

secara keseluruhan, akan tetapi dalam proses

produksinya sebagian gas berubah menjadi

cairan (kondensat) pada kondisi permukaan.

26



Reservoir Gas Kering

Kandungan utamanya adalah fraksi ringan seperti

methana dan ethana.

Kondisi reservoir maupun separator untuk reservoir

ini terletak pada daerah satu fasa (gas), sehingga di

27

permukaan tidak dijumpai HK cair akibat proses

kondensasi.



3. Berdasarkan Tenaga

Pendorong Reservoir• Tenaga pendorong reservoir adalah tenaga alamiah

yang dapat menggerakkan minyak di dalam reservoir

menuju ke dalam sumur.

• Da at beru a:

1. Rock and Liquid Expansion 2. Depletion (Solution Gas) Drive 3. Gas Cap Drive 4. Water Drive

5. Segregation (Gravity Dainage) Drive 6. Combination Drive



1. Rock and Liquid Expansion

Drive Reservoir

• Pada tekanan di atas bubble-point, hanya ada minyak, air-konat (interstitial), dan batuan reservoir di dalam reservoir.Sejalan dengan penurunan tek. reservoir akibat produksiminyak maka batuan, air konat, dan minyak memuai sesuaidengan kompresibilitas masing-masing. Akibatnya, volumepori batuan reservoir mengecil dan volume fluida bertambah

sehingga air dan minyak terdorong keluar dari pori-poribatuan menuju ke lubang sumur.

• Karena kompresibilitas batuan, air konat, dan minyak relatif kecil maka mekanisme dorong ini termasuk mekanismependorong yang paling tidak efisien dan hanya menghasilkanproduksi minyak yang relatif sedikit.

• Tenaga dorong ini dicirikan oleh tekanan reservoir yang cepatturun dan GOR yang konstan.



2. Depletion Drive Reservoir

30



3. Gas Cap Drive Reservoir



4. Water Drive Reservoir



5. Segregation (Gravity) Drive

Reservoir



6. Combination Drive Reservoir



37



REVIEWREVIEW

SIFAT FISIK BATUANSIFAT FISIK BATUAN

38



Sifat-Sifat Fisik

Batuan Reservoir:1. Porositas

2. Kompresibilitas

3. Saturasi Fluida

4. Wetabilitas

5. Tekanan Kapiler

6. Permeabilitas

7. Sifat Kelistrikan



Adalah perbandingan antara

volume ruang pori terhadapvolume bulk batuan.

Vb

Vp

Vb

VsVb Q u a r t z G r a i n

1.1. PorositasPorositas BatuanBatuan

40

P o r o s i t y

O i l

Vb : volume bulk batuan.

Vs : volume padatan (grain).

Vp : volume ruang pori.

Porositas menentukanvolume fluida yang bisaterkandung di dalambatuan (storage capacity).



KlasifikasiKlasifikasi PorositasPorositas BatuanBatuan

• Porositas Absolut:

Perbandingan antara volume pori total terhadap volumebulk batuan.

• Porositas Efektif:

Perbandin an antara volume ori an salin berhubun an

A.A. BerdasarkanBerdasarkan hubunganhubungan antarantar porinyaporinya::

41

terhadap volume bulk batuan.

B.B. BerdasarkanBerdasarkan waktuwaktu terjadinyaterjadinya:: Porositas Primer:

Terbentuk bersamaan proses pengendapan.

Porositas Sekunder:Terbentuk setelah proses pengendapan sebagai hasil dariproses pelarutan, kekar, dolomitisasi, dsb.



1. Tipe kemasan (packing).

2. Bentuk butiran (roundness atau angularity).

3. Pemilahan butir (sorting).

Faktor Faktor yangyang mempengaruhimempengaruhi hargaharga porositas porositas

42

. .5. Faktor sementasi.

6. Kontribusi porositas sekunder.



PengaruhPengaruh SusunanSusunan ButirButir ((kemasankemasan))

Cubic

V b = (2r)3 = 8r 3

V s = (4/3)pr 3

Porosity = 47,6%

43

Rhombohedral

Porosity = 25,96%



• Tipikal porositas beberapa batuan sedimen:

- Soil: 55%

- Gravel & pasir: 20-50%

- Lempung (clay): 50-70%

44

- Batupasir: 5-30%- Batu gamping (limestone): 10-30%

- Batuan beku yang rekah-rekah: 10-40%



Pada keadaan statis, gaya (beban)

overburden harus diimbangi olehgaya ke atas dari matriks batuan dan

fluida di dalam pori-pori.

2. Jadi:

1.

Fo

Fr Ff

Fo = Fr + Ff

danPo = Pr + P

2. KOMPRESIBILITAS BATUAN2. KOMPRESIBILITAS BATUAN

45

4.Ketika fluida diproduksikan dari reservoir, maka tekanan fluida (P) turun sementaratekanan overburden konstan, dan:

(a) gaya terhadap matriks naik ( “net compaction pressure”, Pr =Po-P)

(b) bulk volume mengecil (turun), dan

(c) volume pori mengecil (turun).

3. Gradien tekanan normal:

dpo /dZ = 1.0 psia/ft dan dp/dZ = 0.465 psia/ft



Persamaan Kompressibilitas

dP

dV

V C r

r

r

1

*

1 dV C

p

Cr : kompressibilitas matriks batuan, tekanan-1

(biasanya Cr 0)

Cp: kompressibilitas pori, tekanan-1

Cb: kompressibilitas bulk, tekanan-1

br b

p

b

b

b

C C C C

dP

dV

V C

1*

46

p r : vo ume pa a an ma r s

Vp: volume pori

Vb: volume bulk batuan

P : tekanan hidrostatik fluida (pori)

P * : tekanan luar (overburden) : porositas, fraksi.



Kurva Kompressibilitas Efektif Batuan

|

47 Porosity, %



Kompresibilitas Batuan (lanjutan)

• Kompresibilitas pori (C p) sering disebut juga sebagaikompresibilitas formasi (C f ) (Tiab, 2004).

• Hall (1953) meneliti hubungan kompresibilitas formasidengan porositas dan mendapatkan:

48

C f : kompresibilitas formasi (pori), psi-1

f : porositas, fraksi.

415.0

6 x

10

87.1 f C



Kompresibilitas Batuan (lanjutan)

f ww g g oot C S C S C S C C

Kompresibilitas total formasi dan fluida didefinisikansebagai:

Ct : Kompressibilitas total formasi, tekanan-1

Co: Kompressibilitas minyak, tekanan-1

-1

49

Bila kompresibilitas total formasi diabaikan, maka OOIP(metoda Material Balance) bisa 30% sd. 100% lebih besar

dari harga sebenarnya (Hall, 1953).

,Cw : Kompresibilitas air, tekanan-1

Cf : Kompresibilitas formasi, tekanan-1

So : Saturasi minyak, fraksi

Sg : Saturasi gas, fraksi

Sw : Saturasi air, fraksi.



3.3. SaturasiSaturasi FluidaFluida

• Perbandingan antara volume pori batuan yangditempati oleh fluida dengan volume pori efektif (saling berhubungan) batuan.

volume pori yang diisi oleh minyak =

50

volume pori yang saling berhubungan

volume pori yang diisi oleh air Sw =

volume pori yang saling berhubungan

volume pori yang diisi oleh gas Sg = volume pori yang saling berhubungan



HalHal--HalHal PentingPenting MengenaiMengenai SaturasiSaturasi::

• Sg +So +Sw =1

• So Vb + Sg Vb = (1 – Sw ) Vb

51

• Saturasi fluida bervariasi terhadapposisi di dalam reservoir.



4.4. WetabilitasWetabilitas ((WettabilityWettability))

• Bila gaya kohesi antar molekul-molekul suatu fluida lebihkecil daripada gaya adhesi antara molekul fluida denganpermukaan padatan, maka dikatakan fluida tersebutbersifat membasahi padatan.

• Air membasahi permukaan kaca. Air raksa tidakmembasahi permukaan kaca.

• Wetabilitas atau tin kat kebasahan adalah kemam uan

52

fluida untuk membasahi padatan.• Wetabilitas suatu fluida dinyatakan dengan sudut kontak

(contact-angle =q ).• < 90o berarti fluida membasahi padatan (batuan), > 90o

berarti fluida tidak membasahi padatan.

• Faktor yang mempengaruhi: komposisi kimia fluida,

komposisi kimia (mineral) padatan, dan temperatur.



SudutSudut kontakkontak untukuntuk beberapabeberapa sistemsistemyangyang berbedaberbeda



5.5. TekananTekanan KapilerKapiler

• Tekanan kapiler didefinisikan sebagai perbedaantekanan antara permukaan dua fluida yang tidaksaling-campur (immiscible) sebagai akibat terjadinyapertemuan permukaan yang memisahkan mereka.

• er e aan te anan ua u a n a a a per e aantekanan antara fluida “non-wetting phase” denganfluida “wetting phase”, atau :

Pc = Pnw - Pw

54



TekananTekanan kapilerkapiler padapada pipapipa kapilerkapiler

• Tekanan kapiler dalam pipa kapiler tergantungpada jari-jari pipa dan jenis fluida yang ada.

• Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalamhubungan sebagai berikut:

2. .cos

dimana :

Pc = tekanan kapiler

= tegangan antar-muka antara dua fluida

= sudut kontak fluida pembasah

r = jari-jari pipa kapiler = perbedaan densitas dua fluida

g = percepatan gravitasi

h = tinggi kenaikan fluida pembasah dalam pipa kapiler. 55

P r g hc . .



Untuk sistem butiran yang teratur danseragam, Plateau mengemukakan pers.tekanan kapiler sbb.:

R1 dan R2 = jari-jari prinsipal lengkunganbidang antar-muka dari sistemfluida dalam pori-pori batuan.

Rm

= jari-jari rata-rata (mean)

swnw = tegangan antar-muka fluida

pembasah dan bukan-pembasah.



Pc height

Zona

Non-Wetting

h = Pc / ∆f .g

P90

0,20 1,00Sw

Zona Transisi

Free Water Level

P50

P10



Kurva Tekanan Kapiler dan Ketinggian vs Sw(Wright dan Woddy, 1955)



6. Permeabilitas

• Kemampuan suatu batuan (media berpori) untukmengalirkan fluida yang ada di dalam pori-porinya.

• Permeabilitas absolut;

bila fluida yang mengisi ruang pori dan mengalir di dalammedia ber ori han a satu fasa.

• Permeabilitas efektif;

bila fluida yang mengisi ruang pori lebih dari satu fasa.

• Permeabilitas relatif;

perbandingan antara permeabilitas efektif dengan

permeabilitas dasar (base permeability). Basepermeability bisa berupa k absolut atau k nw @ Sw =Swirr .



Percobaan Darcy

untuk PenentuanPermeabilitas

h1-h2

h1

q

A

A

2(Panjang kolom pasir) L

q

•Aliran Laminer Steady State

•Q = K A (h1-h2)/L

•K = konstanta proporsionalitas

•h1>h2 untuk aliran downward



• Konstanta Darcy “K” kemudian diketahui merupakan

kombinasi dari: k (permeabilitas media pori), dan

(viscositas cairan).K = (k/m)

• Untuk aliran linier horizontal, pers. Darcy menjadi:

P P kA 21

L

L

ΔP kAQ

P = tekanan (atm),

A = luas penampang media pori (cm

2

), L = panjang media pori (cm)

m = viskositas fluida (centipoise),

k = permeabilitas (darcy = 0,987 mm2).



Permeabilitas absolut dipengaruhi oleh:

Porositas

Bentuk dan ukuran pori-pori

Hubungan antar pori-pori.



Contoh, Tipikal Hubungan

Permeabilitas dan Porositas

Sumber: Tiab and Donaldson, 1996



Permeabilitas - porositas dan arah aliran



Permeabilitas – Bentuk dan Ukuran Butir



Homogen, heterogen, isotropik,

anisotropik

• Batuan reservoir disebut isotropik bila:

k x

= k y = k

z.

• Bila permeabilitas tergantung pada arah, batuan

disebut anisotropic.

• Areally isotropic bila k x

= k y , tetapi k

z harganya

berbeda.



Permeabilitas efektif dan relatif

• Bila di dalam media berpori terdapat lebih dari satu fluida(misal: minyak dan air, atau gas dan air, atau minyak, gas, dan

air) maka pers. Darcy perlu di-generalisir dengan

memasukkan konsep permeabilitas efektif.

• Permeabilitas efektif adalah tingkat kemampuan media

berpori untuk mengalirkan suatu fasa fluida bila di dalammedia berpori terdapat lebih dari satu fluida.

• Anggapan dalam konsep permeabilitas efektif adalah masing-

masing fluida tidak saling-campur (immiscible), sehingga pers.

Darcy dapat diberlakukan kepada masing-masing fluida.



• Oil: L P Ak q

o

ooo

P Ak ww

Pers. Aliran steady state, 1-D, linier

horizontal (satuan Darcy):

qn = laju alir volumetrik untuk fasa, n

A = luas penampang aliran

Permeabilitas efektif minyak, gas, dan air adalah: k o , k g , dan k w

• Gas:

ww

L

P Ak q

g

g g

g

P n = penurunan tekanan alir untuk

fasa-n

n = viscositas fluida untuk fasa-n

L = panjang aliran.



• Berdasarkan percobaan-percobaan, faktor yang menentukan

harga permeabilitas efektif suatu batuan terhadap suatu fluida

adalah itu harga saturasi fluida yang bersangkutan.

• Oleh sebab itu harga permeabilitas efektif dinyatakan untuk suatu

harga saturasi fluidanya, misal: k o(50,30) adalah permeabilitas efektif

minyak pada Sw = 50%, So = 30%, dan Sg = 20%.

• Permeabilitas relatif adalah perbandingan antara harga

permeabilitas efektif pada suatu harga saturasi fluida dengan

harga permeabilitas dasar (base permeability)

• Base permeability bisa berupa k absolut atau k nw @ Sw =Swirr .

Amyx, Bass, and Whiting, 1960



• Oil

k k k

o

ro

)3.0,5.0(

)3.0,5.0(

k

Penulisan Permeabilitas Relatif

Sw =0.5

So =0.3

S = 0.2

• ater

• Gas

k rw

.,.

)3.0,5.0(

k

k k

g

rg

)3.0,5.0(

)3.0,5.0(

Modified from Amyx, Bass, and Whiting, 1960



Kurva Permeabilitas Relatif

y ( f r a c t i o n )

1.00

0.80

Two-Phase Flow

k ro @ S wir r • Sifat kebasahan batuan dan

arah perubahan saturasi perlu

dipertimbangkan

• Drainage (pengurangan

saturasi fluida pembasah)

Imbibition Relative Permeability

0.40

0

0.20

0.400 1.000.600.20 0.80

Water Saturation (fraction)

R e l a t i v e P e r m e a b i l i t

0.60

Water k rw @ S or

Oil

Region • saturasi fluida pembasah).

• Harga permeabilitas dasar

(base) yang digunakan untuk

menormalisasi kurva

permeabilitas relatif ini adalah

k ro @ S wi r r

• Bila Sw naik, k ro turun dan k rw

naik sampai mencapai saturasi

minyak residual

Modified from NExT, 1999



• Saturasi fluida

• Geometri pori-pori dan distribusi ukuran pori-

Faktor yang mempengaruhi harga

permeabilitas relatif

por

• Sifat kebasahan (wettability)

• Sejarah saturasi fluida (imbibition atau

drainage).

After Standing, 1975



Pengaruh Sifat Kebasahan

m e a b i l i t y , F r a c t i o n

1.0

0.6

0.8

Oil m e a b i l i t y , F r a c t i o n

1.0

0.6

0.8

.

0

0.2

400 1006020 80

Water Saturation (% PV)

R e l a t i v e P e

Water

Strongly Water-Wet Rock

R e l a t i v e P e

.

0

0.2

400 1006020 80

Water Saturation (% PV)

Oil

Strongly Oil-Wet Rock

• Air mengalir secara lebih bebas

• Saturasi minyak residual tinggi

Modified from NExT, 1999



Rules of Thumb

• Untuk sistem 2-fasa minyak-air

– Bila batuan basah-air (water wet):

• Saturasi air irreducible, 0 Swirr 0.25

• Perpotongan kurva pada Sw > 0.5

• Harga k rw pada Sor biasanya 0.3

– Bila batuan basah-minyak (oil wet):

• Saturasi air irreducible, 0.1 Swirr 0.15

• Perpotongan kurva pada Sw < 0.5

• Harga k rw pada Sor biasanya 0.5

h S j h S i l id



Pengaruh Sejarah Saturasi Fluida



Permeabilitas relatif 3-fasa

• Karena So+Sw+Sg=1, maka bisa digunakan diagram terner(ternary diagram) untuk menggambarkan saturasi ketiga

fasa fluida dan memplot harga-harga permeabilitas relatif

sebagai variabel independen.

Sw=0.30

So=0.25

Sg=0.45

0.00 So 1.00

Permeabilitas Relatif Air Sebagai Fungsi Saturasi



Permeabilitas Relatif Air Sebagai Fungsi Saturasi

Fluida Tiga Fasa

• Saturasi fluida diplot pada

diagram terner

• Garis-garis tebal

menun ukkan k konstan

– sejajar garis saturasi air

• krw hanya dipengaruhi oleh

saturasi air saja

– Untuk water-wet, air mengisi

ruang pori-pori terkecil.

Permeabilitas Relatif Gas Sebagai Fungsi Saturasi



Permeabilitas Relatif Gas Sebagai Fungsi Saturasi

Fluida Tiga Fasa

• Gasir-garis tebal

memperlihatkan harga krg

konstan.

– hampir paralel terhadap

garis saturasi gas• krg terutama dipengaruhi oleh

saturasi gas

– gas mengisi pori-pori

terbesar

Permeabilitas Relatif Minyak Sebagai Fungsi Saturasi



Permeabilitas Relatif Minyak Sebagai Fungsi Saturasi

Fluida Tiga Fasa

• Garis-garis tebal

menunjukkan harga kro

konstan

– tidak se a ar terhada salah

satu garis saturasi

• kro merupakan fungsi saturasi air

dan gas

– air: pori terkecil

– gas: pori terbesar

– minyak: pori medium



• Aliran tiga fasa hanya terjadi dalam rentang harga saturasi tigafasa yang sempit (daerah sekitar Sw=50%, So=30%, Sg=20%) .

– di luar rentang harga tersebut, aliran dua fasa atau satu fasa yang

terjadi.



7. Sifat Kelistrikan Batuan

• Konduktivitas listrik adalah kemampuan untuk

menghantarkan arus listrik.

• Resistivitas listrik adalah tingkat hambatan terhadap

arus listrik (merupakan sifat intensif batuan/fluida).

• .

Untuk aliran listrik linier (1-D), tahanan listrik adalah:

r =(R L)/A

• r = tahanan listrik, • R = resistivitas listrik, m

• L = panjang jalur aliran listrik, m• A = luas penampang aliran (tegak lurus terhadap

jalur aliran), m2.



Resistivitas bahan-bahan alam

R e s i s t i v i t a s (1) Batuan

(2) Gas

(3) Minyak

(4) Air Tawar

(5) Air Asin

C on d u c t i vi t a s

From J. Jensen, PETE 321 Lecture Notes

Ro = Resistivitas batuan bersih (non-shaly) yang disaturasi 100%

(Sw=1) dengan air formasi (ohm-m)

Rt = Resistivitas formasi sebenarnya (true) (ohm-m)

Rw = Resistivitas air formasi (ohm-m).

Notasi-Notasi:

P



Rt Kubus air yang

Memiliki resistivitas,

Rw

Batuan non-shaly, 100% tersaturasi

dengan air yang memiliki resistivitas,

Rw

Batuan berpori disaturasi

Dengan air dan hidrokarbon

= 20%

Sw = 20%

Persamaan

Faktor

Formasi

Persamaan

Saturasi

Rw

= 100%

Sw = 100%

= 20%

Sw = 100%



Faktor Formasi (F= Ro/Rw)

• Faktor formasi batuan dipengaruhi oleh:

– Porositas ( ≈ Ap/A),

– Hubun an antar ori → tortuositas L L

– Tingkat sementasi (m),

– Kandungan mineral-mineral clay dan besi,

– Jenis batuan (lithologi).

From J. Jensen, PETE 321 Lecture Notes



• F = a f-m

a = konstanta 1.0 (for most formations).m = faktor sementasi 2 (for most formations).

• Harga-harga lain yang umum digunakan:

– Sandstones:• F = 0.8/f2 (Tixier)

• F = 0.62/f2.15 (Humble)

– Carbonates:

• F = 0.8/f2



Persamaan Saturasi

• Power Law

Model:

IR = Rt/R0 = Sw-n Rock type 1

1000

100

– Setiap sampelmemiliki kurvasendiri.

– Mengabaikanpengaruh bahan-bahan konduktif

(clay).

Rock type 210

1.01 .1 1.0

Sw

I R = R

t

R

0

P A hi (K bi i P F kt



Persamaan Archie (Kombinasi Pers. Faktor

Formasi dan Pers. Saturasi)

w R a

Resistivitas air

formasi, -m

w R Konstanta empiris

(biasanya ≈ 1)

a n

t

m

R Saturasi

air, fraksi

True formation

resistivity, -m

t R Porositas,fraksi

Eksponen

Saturasi

(biasanya

juga ≈ 2)

n Eksponensementasi

(biasanya ≈ 2)

m



Faktor Sementasi (m) dan Lithologi

Rock Description m

Uncosolidated rocks (loose sand, oolitic

limestone)1.3

Very slightly cemented (Gulf Coast type of 1.4 – 1.5

sand, expert Wilcox)Slightly cemented (most sand with 20%

porosity or more)1.6 – 1.7

Moderately cemented (highly consolidated

sands of 15% porosity or less)1.8 – 1.9

Highly cemented (low-porosity sands,

quartzite, limestone, dolomite of

intergranular porosity, chalk)

2.0 – 2.2



• Fluida reservoir yang dimaksud adalah air formasi, minyak dan gas.

• Gas dan minyak bumi tersusun dari senyawa hidrokarbon yang memilikistruktur dan berat molekul yang bervariasi.

• -

YS 15/9/08

,maka akan berbentuk gas pada temperatur dan tekanan normal(permukaan), dan dikenal sebagai “gas alam” (natural gas) .

• Apabila campuran tersebut terdiri dari molekul-molekul berat,maka akan berbentuk cairan pada temperatur dan tekanannormal, dan dikenal sebagai ”minyak mentah” (crude oil ).

• Sifat-sifat fisik fluida reservoir yg diperlukan dalam pemecahan masalah

reservoir antara lain: kompresibilitas (C), faktor volume formasi (FVF),

kelarutan gas dalam cairan (Rs), dan viskositas (m).

Komponen Penyususun Gas dari Sumur Komponen Penyusun Gas dari



Komponen Penyususun Gas dari Sumur

Gas

(Non-asociated Gas)

Komponen % mol

Hidrokarbon:

Methane

Ethane

Prophane

Butane

50 – 92 %

5 – 15 %

2 – 14 %

1 – 10 %

Komponen % mol

Hidrokarbon:

Methane

Ethane

Prophane

Butane

70 – 98 %

1 – 10 %

trace – 5 %

trace – 2 %

Komponen Penyusun Gas dariSumur Minyak

(Asociated Gas)

en ane

Hexane

Heptane

Non Hidrokarbon:

Nitrogen

Carbon dioxide

Hidrogen Sulfide

Helium

trace – 5 %trace – 2 %

s/d – 1.5%

trace – 10 %

trace – 4 %

trace – 6 %

tidak ada

YS 15/9/08

en ane

Hexane

Heptane

Non Hidrokarbon:

Nitrogen

Carbon dioxide

Hidrogen sulfide

Helium

trace – 1 %

trace – 0.5 %

kecil (biasanya

tidak ada)

Trace – 15 %

Trace – 1 %

Kadang-kadang

s/d 5 %



Komponen Pembentuk Crude Oil

Elemen (Unsur) % Berat

Carbon

Hidrogen

84 – 87

11 – 14

SulfurNitrogen

Oksigen

0.06 2.00.1 – 2.0

0.1 – 2.0

YS 15/9/08



Sifat-Fisik Gas Hidrokarbon

YS 15/9/08

1 Faktor Kompresibilitas Gas (Z)



1. Faktor Kompresibilitas Gas (Z)

Persamaan gas nyata:PV = Z m RT/M atau PV = Z n RT

Harga faktor Z dapat ditentukan dengan:• korelasi Standing dan Katz,• persamaan keadaan (equation of state, EOS).

Penentuan harga Z gas alam dengan korelasi Standing dan Katz danpersamaan keadaan (EOS) memerlukan harga tekanan tereduksi

YS 15/9/08

semu pr an temperatur tere u s semu pr .Tekanan tereduksi: P pr =P/P pc

Temperatur tereduksi: T pr =T/T pc

dimana: P pc = y i Pc i

T pc = y i Tc i

y i = fraksi mol komponen (gas murni) ke-i didalam sistem,

Pc i = tekanan kritis komponen ke-i (dari tabel),

Tc i = temperatur kritis komponen ke-i.(dari tabel).

P dan T campuran gas hidrokarbon (di permukaan) dapat juga



P pc dan T pc campuran gas hidrokarbon (di permukaan) dapat jugaditentukan dengan grafik (Gambar 4.1) atau persamaanStanding:

Tc = 168 + 325 (g

g) - 12,5 (g

g)

2

Pc = 677 + 15 (gg) - 37,5 (gg)2

dimana: gg adalah specific gravity gas atau campuran gas.

YS 15/9/08

Gb. 4.1Pseudo-criticalproperties ofnatural gases.

Faktor Z dengan metoda Standing dan Katz



Faktor Z dengan metoda Standing dan Katz

Harga Ppr dan Tpr ditentukan, kemudian harga faktor Zcampuran gas ditentukan dengan menggunakan grafik Gambar

4.2, Gambar 4.3, atau Gambar 4.4 (sesuai dengan tinggirendahnya harga Ppr).

Bila gas alam mengandung impurities, seperti CO2, H2S, N2, makapenentuan faktor Z perlu dikoreksi dengan berbagai cara, al:

a. Cara Eilerts Sa e dan Lace

YS 15/9/08

b. Koreksi Cara Wichert dan Aziz,c. Cara Carr, Kobayashi dan Burrows,

Faktor Koreksi Terhadap Pc dan T c Untuk Setiap 1 % mol Impuritis(Carr, Kobayashi dan Burrows)

Impurities Koreksi Tc, oR Koreksi Pc, psia

CO2 - 0,8 + 4,4H2S + 1,3 + 6,0

N2 - 2,5 - 1,7



Gb. 4.3 Grafik faktor Z untukharga Ppr ≤ 1,5

Gb. 4.2 Grafik faktor Z untukharga Ppr ≤ 0,07



Gb. 4.4 Grafik faktorZ untuk harga Ppr > 1,5



Cg = Cpr/Ppc

3 i k i G ( )



3. Viskositas Gas (mg)

• Viskositas merupakan suatu ukuran tahanan fluida terhadap aliran.

• Viskositas gas dipengaruhi oleh tekanan (P), temperatur (T), dan komposisigas.

Gb. 4.7Grafik mg vs P

U t k s l m p d t k tm sf bil h dik t h i SG



• Untuk gas alam pada tekanan atmosfer, bila hanya diketahui SG-nya, maka viskositasnya dapat ditentukan dengan Gb. 4.8.

• Bila mengandung gas impuritis, maka koreksi terhadap viskositas

gas perlu dilakukan dengan grafik-grafik koreksi (inside ), ataudengan persamaan koreksi Standing.

Gb. 4.8Grafik mg

pada tek. atm.

vs BMgas



Standing (1977) membuat persamaan koreksi terhadap m i yangdiperoleh dari Gambar 4.8 dengan persamaan sbb:

………… (5-22a)

………… (5-22b)

………… (5-22c)

Vi k it G Al d P d T ti i



Untuk gas alam pada tekanan dan temperatur sembarang, cara-cara penentuan viskositas berikut ini dapat digunakan :

1. Cara Korelasi Carr – Kobayashi – Burrows

2. Cara Hollo–Holmes–Pais.

Viskositas Gas Alam pada P dan T tinggi

g g g T log10x15,610x188,8)(10x062,210x709,1 3365

1

315

2141312

3311

21098

2

37

2654

33

221

1

ln

r r r r r r r r

r r r r r r r or

g

g

P a P a P aaT P a P a P aaT

P a P a P aaT P a P a P aaT

dimana : g g = specific gravity gasm g1 = viskositas gas pada tekanan atmosfer temp. res.m

g = viskositas gas pada tekanan > tek. AtmosferT = temperatur gas, oF

T r = temperatur tereduksi (semu) gas.

P r = tekanan tereduksi (semu) gas.



ao = -2,4621182 a1 = 2,97054714a2 = -2,86264054 x 10-1 a3 = 8,05420522 x 10-3

a4 = 2,80860949 a5 = -3,49803305a6 = 3, 60373020 x 10-1 a7 = -1,04432413 x 10-2

a8 = -7,93385684 x 10-1 a9 = 1,39643306a10 = -1,49144925 x 10-1 a11 = 4,41015512 x 10-3

a12 = 8,39387178 x 10-2 a13 = -1,86408848 x 10-1

a14 = 2,03367881 x 10-2 a15 = -6,09579263 x 10-4.

• Bila harga mg1 dan mg/mg1 telah diperoleh, maka harga viskositas

gas dapat dihitung.

• Perlu diingat, untuk menghitung ln((mg/mg1)Tr ) dengan Pers.

Hollo-Holmes-Pais harga Pr, dan T r harus sudah dikoreksi

tehadap gas impuritis.

4. Faktor Volume Formasi Gas (Bg)



4. Faktor Volume Formasi Gas (Bg)

• Satu cuft gas didalam reservoir, bila dibawa ke permukaanvolumenya tidak akan tetap 1 cuft, melainkan bertambah

besar karena pemuaian.• Perbandingan volume gas pada kondisi reservoir dengan

kondisi standar disebut “Faktor Volume Formasi Gas”:

res g

V

V B

Bila standard condition (sc) adalah

P = 14,7 psia dan T = 520 oR, sehingga Zsc = 1,00; maka:

res

resres

P nR

nRT Z Bg

)520()00,1(

)7,14(

res

resres

P

T Z Bg

0282,0

cuft/scf

cuft/scf



Gb. 4.9 Hubungan Bg vs P



5. Kelarutan Gas di dalam cairan (Rs)

• Kelarutan (solubility) gas adalah volume gas yangterbebaskan dari cairan sewaktu cairan (minyak bumi)berubah dari kondisi reservoir menjadi kondisi permukaan.

• Faktor yang mempengaruhi:

• Tekanan,

• Temperatur,

• Komposisi total fluida,

• Proses pembebasan gas (flash atau differential

liberation).



Gambar 4.10Hubungan Rs dan P pada T konstan.

Gambar. 4.11Pengaruh proses pembebasan gasterhadap harga kelarutan gas.



Gambar. 4.12. Hubungan Rs, Oil API Gravity, Temperatur, Gas Gravitydan Tekanan Saturasi (Lasater).



Sifat-Fisik Cairan Hidrokarbon



1. Koefisien Kompresibilitas Minyak (Co)

• Pada tekanan di atas tekanan gelembung (bubble pointpressure) koefisien kompresibilitas minyak didefinisikan

seperti untuk gas.

T

M

M T P

V

V Co

P

V

V Co

1atau

1

• Pada tekanan di bawah tekanan gelembung, koefisienkompresibilitas minyak dipengaruhi oleh perubahanvolume cairan dan perubahan jumlah gas yang terlarut.

T P

Bo

BoCo

1

T T P Rs Bg

P Bo

BoCo 1



2. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)



y ( )



Gambar 4.15Hubungan TekananReservoir dengan Bo.

Gambar 4.16Pengaruh Proses

Pembebasan GasTerhadap Bo.

Penentuan Bo dengan Metode Standing



3 Faktor Volume Formasi Total (Bt)



3. Faktor Volume Formasi Total (Bt)



Gambar. 4.18. Hubungan Tekanan Reservoir dengan Bt dan Bo.



4. Viskositas Cairan Hidrokarbon



Faktor-faktor yang mempengaruhi viskositas cairan hidrokarbon

adalah : Temperatur → viskositas turun dengan naiknya temperatur.

Tekanan → pada P < Pb, viskositas naik dengan turunnya tekanan;

pada P > Pb, viskositas turun dengan turunnya.

Jumlah gas terlarut → viskositas naik dengan semakin sedikitnyagas terlarut di dalam cairan.

Gambar 4.20 memperlihatkan hubungan tekanan reservoir padatemperatur tetap terhadap viskositas minyak bumi.



Perkiraan Viskositas minyak pada tekanan Pb



y p

Gambar 4.21 ( Korelasi Beal) dapat dipergunakan untukmemperkirakan viskositas minyak pada tekanan atmosfir dan

temperatur reservoir.

Data yang diperlukan:- API gravity minyak,- Temperatur reservoir.

Gambar 4.21. Viskositas minyakpada tekanan atmosfer dantemperatur reservoir (Beal).

Sedangkan grafik Gambar 4 22 (Korelasi Chew



Sedangkan grafik Gambar 4.22 (Korelasi Chewdan Conally) dapat dipergunakan untukmemperkirakan viskositas minyak pada tekanan

tekanan gelembung (Pb).

Data yang diperlukan:

• Viskositas minyak pada tekanan atmosfir dantemperatur reservoir.

• Kelarutan gas pada kondisi reservoir.Jadi Gambar 4.21 dan 4.22 dapat digunakan untukmemperkirakan viskositas minyak pada kondisireservoir di bawah Pb berdasarkan data:• API gravity minyak di stock–tank,• Temperatur dan tekanan reservoir, dan• Harga solution gas–oil ratio (kelarutan gas).



Gambar 4.22. Viskositas minyak pada tekanan saturasi ( Pb) dan temperatur reservoir(Chew dan Conally).



KLASIFIKASI CADANGAN RESERVOIR



KLASIFIKASI CADANGAN RESERVOIR

Definisi:Cadangan (reserves) adalah jumlah hidrokarbon (crudeoil dan natural gas) yang diperkirakan dapatdiproduksikan ke permukaan secara komersial padawaktu mendatang dari akumulasi hidrokarbon yang

telah diketahui.• Cadangan merupakan bagian dari sumberdaya

(recources) yang telah ditemukan, yang memilikikelayakan tinggi untuk diproduksikan secara ekonomis.

130

Project Status vs. Recources Class(Aft R SPE P 68573)



(After Ross SPE Paper 68573)

P l a c e ( R e c o u r c e s )

e r e d ( I d e n t i f i e

d )

c a r b o n I n - P l a c

e

C o m m e r c

i a l

e r c i a l

PRODUCTION PROJECT STATUS

RESERVESProved

(P1)Proved

Probable(P2)

ProvedProbablePossible

(P3)

CONTINGENT RESOURCES

On Production

Under Development

Planned for Development

Development Pending

e c t M a t u r i t y

T o t a

l H y d r o c a r b o n I n -

D i s c o v

H y d

r

U n d i s c o v e r e d

H y d r o c a r b o n

I n

- P l a c e

S u b - C o

m

Estimate(P4) Estimate(P5) Estimate(P6)

UNRECOVERABLE

PROSPECTIVERESOURCES

LowEstimate

BestEstimate

HighEstimate

UNRECOVERABLE

Development not Viable P r

o j

• Cadangan diklasifikasikan berdasarkan derajat



Cadangan diklasifikasikan berdasarkan derajatkepastiannya untuk bisa diperoleh dipermukaan secara komersial yang bertitik tolak

pada hasil evaluasi data geologi dan geofisik,keteknikan (engineering), keekonomian, sertaditunjang data sumuran yang meliputi dataproduksi, tekanan, sifat fisik batuan, logging,

.

• Klasifikasi cadangan:

A. Cadangan Terbukti (Proved Reserves).

B. Cadangan Potensial (Unproved Reserves):

Cadangan Mungkin (Probable). Cadangan Harapan (Possible).

132

A Cadangan Terbukti (Proved Reserves)



A. Cadangan Terbukti (Proved Reserves)

• Definisi: Adalah jumlah hidrokarbon, yang berdasarkan analisis data geologidan/atau keteknikan, dapat diperkirakan dengan tingkat kepastian tinggi,akan dapat diperoleh secara ekonomis pada saat mendatang dengan kondisiekonomi, metode operasi, maupun peraturan pemerintah yang ada.

• Tingkat kepastian: minimal 90 % dari jumlah cadangan terbukti bisadiperoleh di permukaan (bisa diproduksikan).

Kriteria: Telah memiliki data test sumur (DST) dan/atau data performancehasil produksi yang telah dikorelasi dengan log data.

• Daerah reservoir yang dikategorikan sbg terbukti (proved) meliputi:

1) Daerah yang telah di-deliniasi dan telah didefinisikan dengan kontakfluida hidrokarbon dengan air.

2) Daerah-daerah reservoir yang belum dibor tetapi dapat ditentukan

sebagai daerah komersial untuk diproduksikan, berdasarkan datageologi dan keteknikan.

133

Besar cadangan dapat mengalami perubahan dgn



Besar cadangan dapat mengalami perubahan dgnpertambahan waktu, al. disebabkan oleh :

• Perubahan status suatu lapangan, dengan telahdimulainya produksi pada lapangan tersebut.

• Adanya perhitungan ulang dengan adanya pengeboran-pengeboran baru, ataupun oleh adanya data penunjang

.

• Diketemukannya lapangan-lapangan baru/lapangan-lapangan yang baru dilaporkan.

• Adanya studi-studi atau analisa-analisa baru yangdilakukan.

134

B C d P t i l



B. Cadangan Potensial

(Unproved Reserves)

Adalah jumlah hidrokarbon (minyakdan/atau gas) yang berdasarkan padadata geologi dan keteknikan, jumlahnya

pemboran dan pengujian lebih lanjut.Dengan dmk Cadangan Potensial inimempunyai derajat kepastian yg relatif rendah.

135

Cadangan Mungkin (”Probable Reserves”)Cadangan Mungkin (”Probable Reserves”)



Definisi : Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang terdapat

didalam reservoir yang mungkin dapat diproduksikan.

Tingkat kepastian: minimal 50 % dari jumlah cadangan terbukti+cadangan mungkin bisa diperoleh di permukaan (bisadiproduksikan).

Kriteria: Hanya memiliki data sumur dan log tetapi belum pernah ada

136

.

Cadangan mungkin bisa berupa:

• Cadangan mungkin bisa menjadi terbukti (proved) melalui ”step-out

drilling” normal dimana sub-surface tidak mencukupi untuk

mengklasifikasikan cadangan ini sebagai cadangan terbukti.

• Cadangan yang terdapat pada formasi yang mungkin produktif berdasrkan

data log tetapi belum ada data core atau test sumur.

• Tambahan cadangan yang mungkin bisa diperoleh dari infill-drilling

( mestinya bisa menjadi cadangan terbukti bila spasi sumur dibuat lebih

rapat).

Cadangan Harapan (”Possible Reserves”)Cadangan Harapan (”Possible Reserves”)



Definisi : Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang terdapat

didalam reservoir yang diharapkan dapat diproduksikan.

Tingkat kepastian: minimal 10 % dari jumlah cadangan terbukti +cadangan mungkin + cadangan harapan bisa diperoleh dipermukaan (bisa diproduksikan).

Kriteria: : Zona reservoir penghasil hidrokarbon yang diperoleh

137

investigasi test sumur (DST). Cadangan mungkin bisa berupa:

• Cadangan yang berdasarkan interpretasi geologi bisa jadi terdapat di luar

daerah yang dikilasifikasikan sebagai daerah mungkin.

• Cadangan yang terdapat pada formasi yang memperlihatkan tanda

sebagai ”petroleum bearing” berdasarkan analisis core dan log tetapi tidak

bisa diproduksikan pada laju produksi komersial.

• Tambahan cadangan yang mungkin bisa diperoleh dari infill-drilling tetapi

masih mengandung ketidak-pastian.



HUBUNGAN OOIP/IGIP, CADANGAN, PRODUKSIKUMULATIF DAN CADANGAN SISA



KUMULATIF, DAN CADANGAN SISA

Produksi Kumulatif

Cadangan SisaCadangan minyaktahap primer Original OIL

In Place

Produksi Kumulatif

Cadangan Sisa

Cadangan gas

mula-mula

Initial GAS

In Place(IGIP)Residual Gas

M t d P ki C dM t d P ki C d



Metode Perkiraan CadanganMetode Perkiraan Cadangan

Perkiraan cadangan (proved reserves) dapat dilakukandengan beberapa metode:

1. Metode Volumetrik; dapat digunakan sebelum maupunsesudah reservoir diproduksikan.

2

141

digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah adapenurunan tekanan reservoir.

3. Metode Decline Curve (Kurva Penurunan Produksi);digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah adapenurunan laju produksi maupun tekanan reservoir.



Perkiraan Original Oil In Place ( OOIP )



g ( )

• Untuk setiap batuan reservoir yang memiliki volume satu

acre–feet pada kondisi awal, maka volume minyak dapatdihitung dengan persamaan sebagai berikut :

SwiVb Ni

17758

dimana :Ni = original oil in place, STB

Vb = volume bulk batuan reservoir, acre–feet

= porositas batuan, fraksi

Swi = saturasi air formasi mula–mula, fraksi

Boi = FVF minyak mula–mula, bbl/STB7758 = faktor konversi, bbl/acre–feet .

143



Ultimate Recovery (UR)



Ultimate Recovery (UR)

UR = Ni x RF

Secara volumetris, ultimate recovery minyak dapatditentukan dengan persamaan sbb.:

Sor Swi1

.

Untuk reservoir gas dengan mekanisme pendorong air, RFdapat ditentukan dengan persamaan:

SCF.

145

Boa Boi

Bga

Sgr

Bgi

Swi

VbUR

1

43560

Recovery Factor



y

Atau

awalminyak volume

sisavolumeawalminyak volume

placeinoilinitial

reservesRF

146

Soi

Boi

Boa

Soa

Boi

Soi Boa

Soa Boi

Soi

BoiSoiVb

BoaSoaVb

BoiSoiVb

RF

1

Perhitungan Volume Batuan Reservoir



g

• Langkah pertama adalah membuat peta kontur bawahpermukaan pada peta isopach.

• Peta kontur bawah permukaan merupakan peta yangmenggambarkan garis yang menghubungkan titik-titik dengankedalaman yang sama pada batas atas (top) lapisan produktif.

• -

garis yang menghubungkan titik-titik dengan ketebalan yangsama dari lapisan produktif.

• Setelah peta isopach dibuat, maka luas daerah setiap garisisopach dapat dihitung dengan menggunakan planimeter dandiplot pada kertas, yaitu luas lapisan produktif versuskedalaman.



Jika peta isopach telah dibuat, maka perhitungan volumebulk batuan dapat dilakukan dengan metode :



A. Persamaan Trapezoidal

12

nn A Ah

Vb

,

dimana :DVb : volume batuan, acre-ft.An : luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre.An+1 : luas yang dibatasi garis kontur isopach di atasnya, acre.h : interval garis kontur isopach,ft.

B. Metode Pyramidal



y

113

nnnn A A A AhVb

Digunakan apabila : (An+1)/An 0,5

dimana :DVb : volume batuan, acre-ft.An : luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre.An+1 : luas yang dibatasi garis kontur isopach di atasnya, acre.h : interval garis kontur isopach, ft.

Perhitungan OOIP



g

Boi

SwiVb N )1(7758

N : original oil in place , STB. Vb : jumlah volume batuan mengandung minyak, cuft. : porositas batuan, fraksi.Swi : saturasi air mula-mula, fraksi.Boi : faktor volume formasi minyak mula-mula, bbl/STB.

7758 : Konstanta faktor konversi, bbl/acre-ft.

Perhitungan OGIP



g

Bgi

SwiVbG )1(43560

mana :G : original gas in place, SCF Vb : volume batuan mengandung gas, cuft. : porositas batuan, fraksi.Swi : saturasi air mula-mula, fraksi.Bgi : faktor volume formasi gas mula-mula, cuft/SCF.

43560 : Konstanta faktorkonvers, cuft/acre-ft

Contoh Soal Volumetrik-1



Area Produktif Luas Area acre

A0 450

Diketahui luas planimeter area garis isopach A0,A1, A2, dan seterusnya, sebagai berikut :

Pertanyaan :

A1 375A2 303

A3 231

A4 154

A5 74

A6 0

Hitung total volumereservoir dari petaisopach tersebut danberapa cadangan minyakawal (N) bila diketahui = 0,19, Swi = 0,30 dan Boi= 1,27.

Peta Isopach Reservoir



Jawaban Volumetrik-1



Untuk skala peta 1 inc = 1000 ft ; 1 inc2 = 22.96

acreArea A4 :

9631542312

5Vb

Area A5 : 5587415474154

3

5Vb

Area A6 :

997434 Vb

Jawaban (lanjutan)



Area Luas Area Perbandingan Interval Pers. Vb

Produktif acre Luas Area ft acre-ft

A0 450

A1 375 0,83 5 Trap. 2063

A2 303 0,81 5 Trap. 1695A3 231 0,76 5 Trap. 1335

A4 154 0,67 5 Trap. 963

A5 74 0,48 5 Pyr. 558

A6 0 0 4 Pyr. 99

Total Volume 6712

Jawaban (lanjutan)



Cadangan minyak awal (IOIP) :

Boi

SwiVb N

)1(7758

= 5.452.842 STB

271

300119067127758

,

, , N

Contoh Soal Volumetrik-2



1 acre = 43.560 ft2

1 kotak = 1.000.000ft2

Diketahui peta isopach, sebagai berikut :

Pertanyaan :Hitung total volumereservoir dari peta isopachtersebut dan berapacadangan minyak awal (N)bila diketahui

= 0,21,Swi = 0,29 dan Boi =1,06.



Jawaban Soal Volumetris-2



Area A1 :

66,2278477,198517,25712

10Vb

Area A4 :

03,348618,17244,56218,17244,5623

10Vb




kontur Luas perbandingan Pers. interfal DVbacre ft acre-ft

A0 2.571,17

A1 1.985,77 0,71 Tra . 10 22.784,66

A2 1.216,71 0,61 Trap. 10 16.012,40 A3 562,44 0,46 Pyr. 10 8.687,99

A4 172,18 0,31 Pyr. 10 3.486,03

A5 22,96 0,13 Pyr. 10 860,01

jumlah 51.831,10




Cadangan minyak awal (IOIP) :

Boi

SwVb N

)1(7758

N = 53.866.986,49 STB

06 ,1

29 ,0121 ,01 ,518317758 N

Contoh Soal-3

Suatu reservoir gas volumetrik memiliki karakteristik sbb.:

A = 3 000 acres h = 30 ft f = 0 15 Swi = 20%



A = 3.000 acres, h = 30 ft, f = 0,15, Swi = 20%,

T = 150°F, Pi = 2.600 psia.

P, psia Z

2600 0.82

1000 0.88400 0.92

Hitung produksi gas kumulatif dan recovery factor

setelah tekanan reservoir turun menjadi 1000 dan 400psia.

Jawaban Contoh Soal-3

L k h 1 Hit l i i (PV)



• Langkah 1. Hitung volume pori reservoir (PV)PV = 43.560 Ahf

PV = 43.560 (3000) (30) (0,15) = 588,06 MMcuft

• Langkah 2. Hitung Bg pada beberapa tekanan

reservoir dengan persamaan:resresT Z

Bg 0282,0

P,

psia

Z Bg,

cuft/scf

2600 0,82 0,0054

1000 0,88 0,0152

400 0,92 0,0397

res

• Langkah 3. Hitung initial gas in place pada tekanan reservoir =



g g g p p

2600 psia.

G = 588,06 (106) (1 – 0,2)/0,0054 = 87,12 MMMscf.

• langkah 4. Karena reservoir dianggap volumetrik, maka sisa

gas (remaining gas) pada tek. 1000 dan 400 psia:

- Remaining gas pada 1000 psia

G1000 psi = 588,06(106) (1 – 0,2)/0,0152 = 30,95 MMMscf.

- Remaining gas pada 400 psia

G400 psi = 588,06(106) (1 – 0,2)/0,0397 = 11,95 MMMscf.

• Langkah 5 . Hitung cumulative gas production, Gp, danrecovery factor (RF) pada 1000 dan 400 psia.



- Pada 1000 psia:

Gp = (87,12 – 30,95) x109 = 56,17 MMM scf

%5,641012,87

1017,569

9

x

x RF

- Pada 400 psia:Gp = (87,12 – 11,95) x109 = 75,17 MMM scf

%3,861012,87

1017,759

9

x

x RF

TUGAS TEKRES



1. Perangkap reservoir minyak TM 2010 mempunyai keliling garis konturketebalan sebagaimana ada dalam kolom A dan B. Interval ketebalankontur atas dan bawahnya ada pada kolom E. Hitung C,D dan F, sertatentukan rumus untuk menghitung DVb pada kolom G (Trapezoidal atauPyramidal). Terakhir hitung pula Vb sebagai jumlah dari masing-masingDVb yang dibatasi 2 kontur pada kolom H.

2. Jika diketahui bahwa porositas batuan reservoir TM 2010 adalah 23%dan saturasi air saat ditemukan sebesar 30%, serta FVF minyaknya 1,15rbbl/STB, hitung harga Original Oil Inplace dalam STB.

A B C D E F G H



Prod.

area

Keliling

Kontur

(in)

Luas

area

prod. dipeta

L (in2)

Luas area

prod. riil

lapanganA (acres )

Interval

kontur

h (ft)

Rasio

area

Persa-

maan

Vb

(acre

– ft)

A0 96 -

A2 60 5

A3 48 5

A4 36 5

A5 20 5

A6 0 4

a sesuai teorema transformasi bentuk2 Keliling



a. , sesuai teorema transformasi bentuk .

b. , sesuai skala peta .

c. Rasio Area

2;2 Keliling r r Lmap

200,10in

acre L A mapriil

n A 1n

12

nntrap A Ah

V

11

3 nnnn pyr xA A A Ah

V



Selamat Belajar

Sam ai Jum a

Setelah UTS

Kuliah-1 Sd 6 Tekres

Documents

Transcript of Kuliah-1 Sd 6 Tekres