BAB 4 Saturasi PF [PDF]

Citation preview

BAB IV PENENTUAN SATURASI AIR



4.1. TUJUAN PENENTUAN SATURASI AIR Praktikum penentuan saturasi air bertujuan untuk mengetahui seberapa banyak atau volume fluida yang ada pada suatu formasi. Dengan mengetahui saturasi air, maka banyak fluida dalam suatu formasi dapat diketahui. Selain menentukan banyaknya fluida dalam suatu formasi, lapisan formasi yang mengandung minyak atau water oil contact dapat juga diketahui kemudian dapat dijadikan acuan dalam pelaksanaan well completion atau perforasi pada formasi tertentu.



4.2. DASAR TEORI 4.2.1. Definisi Saturasi Saturasi adalah perbandingan antara volume fluida tertentu (air, minyak dan gas) terhadap jumlah volume pori – pori.



4.2.2. Konsep Resistivitas Resistivitas adalah daya tahan batuan terhadap arus. Resistivitas batuan bisa diukur melalui well logging. Ada dua jenis alat untuk mengukur resistivitas. Lateralog mengukur resistivitas secara langsung dan induksi yang mengukur konduktivitas. Resistivitas dan konduktivitas memiliki hubungan dimana C berbanding terbalik dengan R. Batuan reservoir memiliki karakteristik resistivitas sebagai berikut:  matriks batuan



: resistivitas tinggi



 air formasi



: resistivitas rendah



 minyak



: resistivitas tinggi



 gas



: resistivitas tinggi



 water-based mud filtrate : resistivitas rendah



 oil-based mud filtrate



: resistivitas tinggi



Pada dasarnya batuan reservoir memiliki resistivitas yang tinggi. Tetapi tergantung pada fluida yang mengisi pori batuannya. Jika reservoir terisi minyak/gas, maka resistivitas akan tinggi dan jika terisi air formasi/water-based mud filtrate, maka resistivitas akan rendah. Resistivitas merupakan fungsi dari porositas, jenis fluida dan jenis batuan. Hubungan antara resistivitas air (Rw) dengan resistivitas batuan basah (Ro) ditunjukkan dengan persamaan: 𝐹 = 𝑅𝑜⁄𝑅𝑤 Profil Resistivitas 



Uninvaded Formation (Formasi Tidak Terinvasi)



Resistivitas di dalam uninvaded formation dan porositas berfungsi untuk menghitung Sw, sehingga dapat menghitung STOOIP (Stock Tank Original Oil In Place) dengan menggunakan resistivitas dalam (deep resistivity). 



Invaded Zones (Zona Invasi)



Zona invasi adalah zona dimana fluida formasi telah disapu oleh fluida pemboran dan diukur dengan menggunakan resistivitas dangkal (shallow resistivity). Simbol yang digunakan di logging di dalam lubang sumur bisa dilihat di gambar bawah ini:



Profil Resistivitas Faktor yang Berpengaruh Terhadap Pengukuran Resistivitas 



Tekanan dan Temperatur



Temperatur dapat mempengaruhi besarnya resistivitas tetapi pada tekanan tidak terlalu mempengaruhi resistivitas. Semakin tinggi temperatur, maka resistivitas akan semakin kecil. 



Komposisi Garam



Resistivitas fluida formasi tergantung pada konsentrasi dan jenis garam yang terlarut di dalamnya. Garam terlarut direpresentasikan dengan NaCl ekuivalen atau biasa disebut salinitas.



Matrik, minyak dan gas adalah insulator listrik, yang tidak dapat mengalirkan aliran listrik dan mengakibatkan resistivitas dari ketiga benda tersebut bisa dikatakan tak terhingga jika dimasukkan ke dalam rumus dibawah. 𝐹 =



𝑅𝑜 𝑅𝑡



Air garam yang memiliki konsentrasi yang tinggi akan dapat mengalirkan listrik dengan mudah dibandingkan dengan air tawar. Dalam suatu lapisan batuan, pori batuan tersebut akan terisi oleh hidrokarbon dan air formasi. Zona air dominan pada suatu lapisan batuan tersebut akan memiliki konduktivitas lebih tinggi (resistivitas rendah) dibanding pada zona hidrokarbon dominan. Resistivity pada suatu formasi (Ro) sendiri akan tergantung pada formation water resistivity (Rw) dan formation resistivity factor (Fr). 𝐹𝑟 =



𝑅𝑜 𝑅𝑤



Ketika porositas berkurang, jumlah dari air yang dapat mengalirkan listrik pun akan berkurang, sehingga akan mengakibatkan meningkatnya formation resistivity (Ro). Oleh karena itu didapatkan bahwa Fr adalah kebalikan dari porositas (∅). Hubungan antara resistivity dan porosity telah diteliti oleh G.E Archie hingga menemukan



bahwa



seiring



perubahan



dalam



kompleksitas



jaringan



pori



mempengaruhi sifat konduktif dari fluida, dan Fr dapat berbeda tergantung pada tipe reservoirnya. Perubahan tersebut dinyatakan oleh tortousity factor (a) dan cementation exponent (m). 𝐹𝑟 =



𝑎 ∅𝑚



True resistivity (Rt) adalah perhitungan resistivity pada matrik dan fluida yang terkandung pada batuan. Rt akan sama dengan wet resistivity (Ro) ketika porositas dari formasi tersebut dipenuhi oleh air. Namun ketika sebagian dari pori dalam formasi terisi oleh minyak atau gas, maka Ro dapat dihubungkan dengan mengkali beberapa faktor tambahan (F’). 𝐹′ =



𝑅𝑜 𝑅𝑡



F’ dalam persamaan diatas mempresentasikan water saturation (Sw), yang merupakan persentasi dari pori dalam suatu formasi yang ditempati oleh air formasi yang konduktif. Dengan memasukkan beberapa persamaan, maka Sw dapat dihubungkan dengan fluida dalam suatu formasi tersebut. Sw ini berkaitan dengan properti oleh eksponen n (saturation exponent) yang biasanya diasumsikan dengan nilai 2. 𝑛



𝑎



Archie Water Saturation



𝑆𝑤 = √ 𝑚 × ∅



Hydrocarbon Saturation



𝑆ℎ𝑐 = 1 − 𝑆𝑤



𝑅𝑤 𝑅𝑡



Determinasi harga Rw dapat ditentukan dengan berbagai metode diantaranya dengan menggunakan metode crossplot resistivitas-neutron, resistivitas-sonic dan resistivitas-densitas. Harga Rw juga dapat dihitung dengan menggunakan rumus SSP (statik SP) dan rumus Archie, serta dari percobaan di laboratorium. Rumus SSP dipakai jika terdapat lapisan mengandung air (water-bearing) cukup tebal dan bersih, serta defleksi kurva SP yang baik. Keakuratan dari penentuan harga Rw dengan metode ini dipengaruhi oleh beberapa faktor sebagai berikut: 1. Komponen elekrokinetik dari Sp diabaikan. 2. Rmf kadang-kadang jelek (filtrasi lumpur tidak baik). 3. Hubungan antara Rwe-Rw dan Rmfe-Rmf, khususnya pada Rw yang tinggi. Berdasarkan hal tersebut serta rekaman penampang mekanik pada daerah penelitian tidak mempunyai kurva defleksi SP yang cukup baik, maka di dalam formasi kandungan air, kejenuhan air adalah 1 di daerah murni dan terkontaminasi Sw = Sxo = 1, sehingga rumus Archie menjadi: 𝑅𝑤𝑎 =



𝑅𝑡 𝐹



Keterangan: Rwa



= resistivitas formasi (apparent resistivity)



Rt



= resistivitas dalam formasi kandungan air



F



= faktor formasi



 Menggunakan Rt/Rxo 𝑅𝑤 =



𝑅𝑡 × 𝑅𝑚𝑓@𝑇𝑓 𝑅𝑥𝑜



dimana: Rw



= Resistivity water



Rxo



= Resistivity water pada zona terinvasi



Rt



= Nilai Resistivity



Rmf@Tf = Resistivitas lumpur pada formasi 



Metode SP Dimana 𝑆𝑆𝑃 = −𝐾 𝑙𝑜𝑔



𝑅𝑚𝑓 𝑅𝑤



Pada zona air (SW = 1), Rxo = F x Rmf, dan Ro = F x Rw. Maka: 𝑆𝑃 = −𝐾 𝑙𝑜𝑔



Rxo Ro



dimana: K



= 60 + (0,133 x temperatur formasi)



Rxo = Nilai resistivity dangkal dari log Ro



= Nilai resistivity pada zona 100% air (Ro = Rt ketika Sw = 100%) 



Metode Pickett Plot



Metode Pickett Plot didasarkan pada observasi bahwa nilai Rt (true resistivity) adalah fungsi dari nilai porositas (), saturasi air (Sw), dan faktor sementasi (m). Metode ini menggunakan crossplot nilai porositas dan nilai resistivity dalam (ILD atau LLD).



4.2.3. Dasar Penentuan Saturasi Air Archie Dalam percobaan Archie digunakan batugamping (limestone), nilai a (eksponen tortuosity) dan m (eksponen sementasi) selalu konstan (a=1 dan m=2). Untuk, batupasir akan berbeda pula nilai a dan m-nya. Pada umumnya a dan m yang digunakan adalah sebagai berikut:



True resistivity (Rt) adalah perhitungan resistivity pada matrik dan fluida yang terkandung pada batuan. Ketika porositas dari formasi tersebut dipenuhi oleh air, Rt akan sama dengan wet resistivity (Ro). Tetapi, saat sebagian dari pori dalam formasi terisi oleh minyak atau gas maka Ro dapat dihubungkan dengan mengkali beberapa faktor tambahan (F’). 𝑅𝑜 = 𝐹 ′ × 𝑅𝑡 F’ dalam persamaan diatas merepresentasikan water saturation (Sw), yang merupakan persentasi dari pori dalam suatu formasi yang ditempati oleh air formasi yang konduktif. Maka Sw dapat dihubungkan dengan physical properties dan konduktif properti (fluida) dalam suatu formasi. Sw berkaitan dengan properti oleh eksponen n (saturation exponent) yang biasanya diasumsikan dengan nilai 2 pada metode Archie. 𝑆𝑤 𝑛 =



𝑅𝑜 𝐹𝑟 × 𝑅𝑤 𝑎 𝑅𝑤 = = 𝑚× 𝑅𝑡 𝑅𝑡 Ф 𝑅𝑡



4.2.4. Metode-Metode Penentuan Rw Metode Rasio Resistivitas Pada metode ini harga Rw tidak tergantung dari porositas. Dari persamaan kejenuhan Archie dapat diperoleh suatu persamaan Sw sebagai fungsi rasio dari resistivitas daerah terinvasi (Invaded Zone) dengan resistivitas daerah tak terinvasi (Uninvaded Zone). Kemudian analisa secara kuantitatif dapat meliputi analisis porositas, tahanan jenis air formasi, tahanan air formasi, saturasi, permeabilitas, dan ketebalan lapisan produktif. Determinasi harga Rw dapat ditentukan dengan berbagai



metode diantaranya dengan menggunakan metode cross-plot resistivitas-neutron, resistivitas-sonic, dan resistivitas-densitas. Harga Rw juga dapat dihitung dengan menggunakan rumus SSP (statik SP) dan rumus Archie, serta dari percobaan di laboratorium. Keakuratan dari penentuan harga Rw dengan metode ini dipengaruhi oleh beberapa faktor sebagai berikut: a. Komponen elekrokinetik dari SP diabaikan. b. Rmf kadang-kadang jelek (filtrasi lumpur tidak baik) . c. Hubungan antara Rwe-Rw dan Rmfe-Rmf, khususnya pada Rw yang tinggi. Pada lapisan yang mengandung air dengan kondisi yang bersih dan menunjukkan harga Rwa paling kecil serta mendekati harga Rw sumur terdekat, merupakan harga Rw pada interval yang dievaluasi (Schlumberger, 1986; dalam Abdurrahman C, dkk, 2008).



4.2.5. Metode-Metode Penentuan Saturasi Air 4.2.5.1. Automatic Compensated Method Metode ini pada dasarnya menggunakan data sonic porosity dan Induction resistivity langsung ke dalam rumus Archie. Efek dari porositas yang dihitung sonic log dijadikan faktor kompensasi untuk mengoreksi perhitungan saturasi (Dewan, J. T., 1983). Metode ini cocok digunakan untuk dispersed shale dan batuan berporositas tinggi (Dewan, J. T., 1983). Metode Automatic Compensation ini hanya menggunakan log resistivitas dan log sonic dalam melakukan analisis saturasi air. Kehadiran shale dalam metode ini diduga mengakibatkan pembacaan Rt menjadi terlalu kecil dan membuat pembacaan Φs terlalu tinggi, kedua faktor tersebutlah yang dapat membuat kesalahan pada penentuan nilai saturasi air (Dewan, J. T., 1983). Meskipun demikian penelitian tentang porositas tetap membutuhkan adanya koreksi atas kehadiran shale untuk mendapatkan nilai porositas efektif. (Dewan, J. T., 1983). Dalam menentukan nilai saturasi air, metode ini menggunakan persamaan di bawah ini 𝑆𝑤 = 0,9 √𝑅𝑤 ⁄𝑅𝑡 ⁄Ф𝑠 Ф𝑒 = Ф𝑠 − 𝑉𝑠ℎ . Ф𝑠𝑠ℎ



Metode Automatic Compensation ini memiliki kelebihan diantaranya adalah, metode ini dapat dengan baik menentukan nilai saturasi air pada batupasir yang memiliki kandungan dispersed shale, selain itu metode ini juga dapat dengan baik menentukan saturasi air pada batupasir yang memiliki porositas menengah hingga tinggi. Metode Automatic Compensation ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memiliki beberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa pada metode ini cara persebaran shale dan jenis shale yang belum diperhatikan secara maksimal sehingga dapat mengurangi nilai keakuratan perhitungan saturasi air.



4.2.5.2. Simandoux Method Pada tahun 1963, Simandoux mempublikasikan persamaan saturasi yang dibuatnya, dimana pada saat itu banyak berbagai kalangan yang menerimanya. Persamaan saturasi yang dipublikasikannya ini berdasarkan log resisitivitas, log densitas dan log neutron (dalam Dewan, J. T., 1983). Metode simandoux menggunakan log densitas dan log neutron untuk menentukan porositas. Adapun fraksi lempung dapat ditentukan dari log Gamma Ray, SP dan indikator kehadiran shale lainnya. Metode ini telah menjadi tulang punggung bagi service company, dan program interpretasi untuk shaly sand selama 10 tahun terakhir. Metode ini baik digunakan pada pasir yang mengandung dispersed dan laminated shale.(Dewan, J. T., 1983) Dalam bentuk yang berbeda, dan pada reservoar yang terdiri dari batupasir, persamaan diatas dapat dituliskan sebagai berikut (Dewan, J. T., 1983).



𝑆𝑤 =



0,4 . 𝑅𝑤 𝜙𝑒 2



5 . 𝜙𝑒 2 𝑉𝑠ℎ 𝑉𝑠ℎ √ [ +( )− ] 𝑅𝑤 . 𝑅𝑡 𝑅𝑠ℎ 𝑅𝑠ℎ



Metode Simandoux ini memiliki kelebihan diantaranya pada persamaan ini kehadiran shale sudah mulai diperhitungkan. Selain itu, metode ini sangat baik dalam melakukan perhitungan saturasi air pada formasi yang memiliki kadar salinitas air yang tinggi atau saline water. Metode Simandoux ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memiliki beberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa



metode ini hanya dapat mengcover zona dengan salinitas tinggi. selain itu, metode ini juga tidak memperhitungkan cara persebaran dan jenis shale yang ada. Padahal jenis shale yang berbeda tentu akan menyebabkan dampak yang berbeda pula pada pembacaan log.



4.2.5.3. Dispersed Clay Method Dispersed clay menggunakan log densitas dan log sonic untuk mendapatkan data porositas. Peneliti terdahulu menggunakan porositas total, sedangkan peneliti yang sekarang menggunkan porositas efektif pada dispersed clay. Perbedaan ini akan menunjukkan beda derajat kelempungan yang berada pada suatu shaly sand formation (Dewan, J. T., 1983). Metode ini mengusulkan bahwa clay atau shale memiliki ukuran halus dan mengalami pertumbuhan pada batupasir menggantikan rongga pori pada batupasir. Akibat pertumbuhan lempung atau clay tersebut luas permukaan menjadi lebih besar dan banyak air yang terserap oleh lempung atau clay tersebut. Dispersed clay menggantikan porositas yang ada. Sehingga nilai maksimum Vdis sama dengan nilai porositas asli, akan tetapi nilai dari volume batupasir bernilai tetap dan tak terubah (dalam Bateman, R. M., 1985). Electrical model dari dispersed clay mempertimbangkan bahwa porositas total terisi dengan resistivitas campuran lempung dengan kandungan fluida seperti air dan hidrokarbon (dalam Bateman, R. M., 1985). Jika demikian, maka konduktivitas total formasi merupakan pertambahan dari total porositas yang didefinisikan oleh Archie (baik lubang pori yang saling berhubungan dan lubang pori yang terisi oleh lempung atau clay) dan konduktivitas lempung yang bergantung baik pada saturasi air dan fraksi lempung, oleh karena itu pada kasus dispersed clay, persamaan untuk menghitung saturasi air adalah sebagai berikut (Dewan, J. T., 1983).



[√ 𝑆𝑤 =



0,8 𝑅𝑤 𝑞 2 𝑞 2 . 𝑅 + ( 2) − 2] 𝑡 Ф𝑠 (1 − 𝑞)



Dimana q dapat dihitung dengan persamaan di bawah ini.



𝑞=



(Ф𝑠 − Ф𝑑 ) Ф𝑠



Menghitung porositas efektif dengan persamaan di bawah ini. Ф𝑒 = Ф𝑑 − 𝑉𝑠ℎ . Ф𝑠ℎ Metode dispersed clay ini memiliki kelebihan diantaranya adalah, metode ini baik digunakan pada shaly sand formation, selain itu cara persebaran shale atau clay sudah diperhitungkan sehingga hasil perhitungan tentunya akan lebih baik dan juga metode ini masih menunjukkan hasil yang cukup baik pada kasus laminated shale. Metode dispersed clay ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memiliki beberapa kekurangan diantaranya adalah, metode ini dibuat untuk kasus tertentu, maka metode ini hanya dapat diaplikasikan pada kasus tertentu saja, tidak dapat secara umum dan dalam kasus ini hanya berlaku pada dispersed clay saja.



4.2.5.4. Indonesia Equation Method Tahun 1971, Poupon and Leveaux mengusulkan sebuah model empiris yang disebut sebagai “Indonesia Equation Method”. Persamaan ini dikembangkan berdasarka karakteristik tipikal dari fresh water atau air fresh yang berada pada suatu formasi dan tingginya kandungan shale yang berkisar antara 30% - 70% yang sering dijumpai pada reservoar minyak di Indonesia (Poupon & Leveaux, 1971). Dalam metode ini, hubungan konduktivitas antara Rt dan Sw merupakan hasil dari konduktivitas lempung, air formasi dan konduktivitas lainnya yang diakibatkan interaksi anatara kedua konduktivitas tersebut tersebut. Berikut ini adalah hubungan empiris dari penjelasan di atas (Poupon & Leveaux, 1971).



1 √𝑅𝑡



𝑉𝑠ℎ 𝑑



Ф𝑒 𝑚⁄2



= [ + ] √𝑅𝑠ℎ √𝑎. 𝑅𝑤



𝑑 =1−



𝑉𝑠ℎ atau 𝑑 = 1 2



Metode Indonesia ini memiliki kelebihan diantaranya adalah pada metode ini kehadiran shale sudah mulai diperhitungkan. Selain itu, metode ini sangat baik dalam melakukan perhitungan saturasi air pada formasi yang mengandung low salinity water / fresh water. Metode Indonesia ini selain memiliki beberapa kelebihan tentu masih memiliki beberapa kekurangan diantaranya adalah bahwa metode ini hanya dapat mengcover zona salinitas rendah. Selain itu, metode ini tidak memperhitungkan cara persebaran dan jenis shale yang ada. Padahal jenis shale yang berbeda tentu akan menyebabkan dampak yang berbeda pula pada pembacaan log.