Modul 2 - Kamis 4 - 12212034 [PDF]

Citation preview

MODUL II PENGUKURAN POROSITAS BATUAN DENGAN METODE LIQUID SATURATION Laporan Praktikum Petrofisika Nama



: Agam Gumelar Soinanda



NIM



: 12212034



Kelompok



: Kamis 4



Tanggal Praktikum



: 6 Maret 2014



Tanggal Penyerahan



: 14 Maret 2014



Dosen



: Dr. Ir. Taufan Marhaendrajana



Asisten Modul



: Rian Irawan Miftah Hidayat



(12210001) (12210030)



PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2014



I.



TUJUAN PERCOBAAN 1. Memahami prinsip kerja metode liquid saturation 2. Menentukan porositas suatu batuan sampel dengan metode liqid saturation 3. Mengetahui metode –metode pengukuran porositas



II.



ALAT dan BAHAN Alat yang digunakan : 1. Tabung Erlenmeyer yang dilengkapi dengan sumbat karet dan funnel di atasnya 2. Tabung Erlenmeyer yang berisi kapur yang dihubungkan dengan pompa vakum 3. Pompa vakum dan manometer Hg 4. Electric Hg Picnometer dan bola – bola penjepit 5. Jangk sorong dan penjepit 6. Picnometer dan neraca analisis Bahan yang digunakan : 1. Beberapa sampel core 2. Vaseline 3. Air



III.



DATA PERCOBAAN Tekanan atas = 70,7 mmhg Tekanan bawah = 40,2 mmhg



Pengukuran hari pertama core k-4



core k-5



panjang



3,97 cm



2,83 cm



lebar



2,60 cm



2,60 cm



massa



32,5 gr



34,4 gr



no. 1



berat picno 18 gr



berat picno + air 44,9 gr



2



18gr



44,7 gr



3



18gr



44,8 gr



Bola



Diameter bola



simpangan



simpangan bola



(cm)



awal



1



2,23



3,71



9,35



5,64



2



2,01



3,71



8,18



4,47



3



1,67



3,71



6,27



2,56



simpangan



Pengukuran hari kedua massa



core k-



core k-5



4 1



37,7



35,8



2



37,7



35,8



3



37,7



35,8



core



simpangan



simpangan



awal



IV.



delta



delta simpangan



k-4



0,82



21,46



20,64



k-5



0,52



15,38



14,56



PENGOLAHAN DATA Pengukuran picnometer : Massa Picnometer : 18 gr Massa Picnometer + air : 44,8 gr Massa air : 26,8 gr Penghitungan Densitas Fluida Penjenuh (Air)



=



=



26.8 = 1.072 25



Densitas fluida pembasah = 1.072 gr/mL



Pengukuran volume bola pejal : Volume bola pejal 1 ( diameter 2,23 cm) = 5.8035 Volume bola pejal 2 ( diameter 2,01 cm) = 4,2497 Volume bola pejal 3 (diameter 1,67 cm) = 2,4374



Pengukuran volume Bulk secara langsung : Volume bulk core k4 = 21,0672 Volume Bulk core k5 = 15,0176



Perhitungan regresi berdasarkan tabel simpangan. Didapat hasil regresi : y = 1.0794x - 0.3931 Lalu persamaan regresi ini memiliki tingkat kepercayaan , R² = 0.9913.



Grafik hugungan simpangan dengan volum sampel pada electric Hg picnometer volume (cm3)



8 y = 1,079x - 0,393 R² = 0,991



6 4 2 0 0



1



2



3 simpangan



4



5



6



Perhitungan Volume Bulk dengan Electric Hg Picnometer masing – masing core Untuk core k4 y = 1.0794x - 0.3931 y = 1.0794 (20,94) - 0.3931 y = 22.2095 cm3



Untuk core k5 y = 1.0794x - 0.3931 y = 1.0794 (14.56) - 0.3931 y = 15.3251 cm3



Pengukuran Volume pori −



= Core K4 =



37.7 − 32.5 = 4.851 1.072



=



35.8 − 34.4 = 1.072 1.072



Core K5



Pengukuran Nilai efektif alat : Pv = 76 – (Patas – Pbawah) Pv = 76 – (70,7 – 40,2) Pv = 45,5



Eff = 1 – (Pv/76) Eff = 1 – (45,5/76) Eff = 0,40131



Pengukuran porositas masing – masing core dengan Electric Hg Picnometer Untuk core k4 Φ eff Volumetric = (Vp/Vb) x 100% Φ eff Volumetric = (4,851/22.2095) x 100% = 21.842% Φ eff = (1/Eff) x Φ eff Volumetric



Φ eff = (1/0,40131) 21,84% Φ eff = 54,421 %



Untuk core k5 Φ eff Volumetric = (Vp/Vb) x 100% Φ eff Volumetric = (1.072/15.3251) x 100% = 6.995% Φ eff = (1/Eff) x Φ eff Volumetric Φ eff = (1/0,40131) x 6,995 % Φ eff = 17,430 %



Pengukuran porositas masing – masing core Untuk core k4 Φ eff Volumetric = (Vp/Vb) x 100% Φ eff Volumetric = (5,2/21,0672) x 100% = 24,6829 Φ eff = (1/Eff) x Φ eff Volumetric Φ eff = (1/0,40131) x 24,6829 Φ eff = 61,505 %



Untuk core k5 Φ eff Volumetric = (Vp/Vb) x 100% Φ eff Volumetric = (1,4/15,0176) x 100% = 9,3223 Φ eff = (1/Eff) x Φ eff Volumetric Φ eff = (1/0,40131) x 9,3223 % Φ eff = 23,2296 %



V.



ANALISIS dan PEMBAHASAN Dalam Praktikum ini ada beberapa asumsi yang digunakan : 1. Sample core terasurasi sempurna sehingga volume pori efektif batuan sama dengan Volume fluida yang menjenuhi core tersebut. Selain itu, dengan asumsi ini tidak akan ada lagi air yang masuk ke dalam core saat pengukuran volume bulk dengan electric Hg Picnometersehingga simpangannya benar 2. Tidak terjadi kebocoran sehingga tidak ada udara yang masuk ke dalam labu erlenmeyer selama proses pemvakuman dan penjenuhan. Antisipasi terjadinya



kebocoran dengan melapisi Vaseline pada katup dan sumbat labu Erlenmeyer serta menjaga aliran air dari funnel selalu kontinu 3. Setelah proses pemvakuman, diasumsikan tidak ada lagi udara yang tersisa di dalam pori – pori batuan sehingga air bisa mensaturasi core 100% 4. Koreksi terhadap kondisi tekanan udara di laboratirium untuk melihat efisiensi proses pemvakuman 5. Tidak ada air yang tersisa pada ujung paku akibat gaya adhesi air 6. Picno untu pengukuran densitas fluida pensaturasi dalam keadaan bersih dan kering



Pada percobaan modul2 ini, kita akan menentukan porositas core sample dengan metode liquid saturation. Prinsip dari percobaan modul ini adalah pengukuran volume pori dan volume bulk suatu batuan sehingga didapatkan harga porositas dari batuan tersebut. Pengukuran volume pori dilakaukan dengan metode liquid saturation. Sedangkan untuk pengukuran volume bulk, kita membandingkan dua buah metode, yaitu dengan metode volumetrik dan metode elektrik Hg Picnometer. 1. Pengukuran Volume Bulk dengan Metode Volumetrik Metode pertama yang digunakan adalah metode volumetrik yaitu pengukuran secara langsung dengan menggunakan jangka sorong. Kelemahan dari metode ini adalah ketidakakuratan hasil pengukuran karena bentuk dari sample core yang tidak berbentuk silinder sempurna. Dari hail percobaan didapatkan bahwa pengukuran Volume bulk dengan metode volumetric menghasilkan nilai yang berbeda dengan metode electric Hg Picnometer. Hal ini dipengaruhi oleh kesempurnaan bentuk silinder core itu sendiri. 2. PengukuranVolume Bulk dengan Metode Electric Hg Picnometer Metode kedua adalah dengan menggunakan alat electric Hg picnometer. Prinsip kerja dari alat ini adalah displacement Hg oleh volume sample core. Hubungan simpangan dan volume sample core didapat dengan melakukan kalbrasi alat. Klaibrasi ini dilakukan dengan mencari korelasi antara simpangan yang terjadi akibat ukuran bola – bola kalibrasi. Lalu dari data simpangan dan volume bola kalibrasi ini dapat dibuat persamaan garis yang menghubungkan simpangan dan volume bulk, dimana untuk percobaan ini persamaan garisnya adalah



y = 1.0794x - 0.3931 Alat ini menggunakan Hg dalam peninjauan simpangan karena densitasnya yang besar dan sifat Hg yang selalu merupakan Non-wetting phase(karena gaya kohesi pada molekul Hg lebih dominan dibanding gaya adhesinya). Karena sifat Hg yang non – wetting phase inilah maka Hg tidak akan membasahi permukaaan pori – pori media berpori. Karena Hg merupakan nonwetting phase ini juga, maka dibutuhkan suatu tekanan tertentu untuk mendesak Hg agar masuk kedalam pori – pori batuan (threshold pressure). Artinyaapabila tidak ada tekanan pendesak Hg, maka Hg tidak akan masuk ke dalam pori – pori batuan sehingga nantinya akan didapatkan hasil pengukuran volume bulk yang akurat. Tetapi pada praktikum modul 2 ini, penggunaan Hg diganti dengan air. Akibat dari penggunaaan Hg dengan air ini antara lain : a. wettability batuan memberikan pengaruh yang cukup berarti pada data simpangan.apabila batuan tersebut merupakan batuan water – wet, maka air disini bertindak sebagai wetting phase, artinya ada kemungkinan air dapat masuk kedalam pori – pori batuan sehingga simpangan yang terjadi tidak terlalu besar. Namun bila batuannnya bersifat oil – wet, maka air disini bertindak sebagai non – wetting phase, artinya tidak akan ada air yang masuk kedalam core tanpa diberikan tekanan pendesakan sehingga simpangan yang terjadi menjadi lebih besar dan lebih akurat. Beda halnya jika kita menggunakan Hg, kita tidak perlu memperdulikan batuan tersebut adalah water-wet maupun oil-wet karena hg selalu bertindak sebagai non-wetting phase b. Densitas air lebih kecil dari densitas core dan bola – bola besi, sehingga sample core dan bola besi bisa mencapai dasar kolom. Efek yang ditimbulkan adalah tersumbatnya penghubung antara kolom yang berisi core dengan kolom yang digunakan untuk pengukuran simpangan.



Yang perlu menjadi atensi kita selanjutnya adalah persamaan garis simpangan vs volume bulk, yaitu y = 1.0794x - 0.3931 Pada persamaan garis tersebut, untuk simpangan yang terjadi nol vilume bulk-nya adalah -0,3931cc. Akan tetapi hal ini tidak mungkin, idealnya persamaan garis yang terbentuk memotong titik (0,0) karena tidak mungkin tidak terjadi simpangan bila kita memasukkan suatu volume bulk tertentu. Hal ini mungkin dapat terjadi karena sifat air yang mungkin menjadi wetting phase bagi batuan water wet sehingga mengurangi simpangan yang



harusnya terbentuk. Selain itu gaya adhesi yang dominan dibanding gaya kohesi mengakibatkan ada sejumlah molekul air yang tertinggal diujung paku pada electric Hg picnometer sehingga lampu akan menyala sebelum paku tersebut menyentuh permukaaan yang sebenarnya. Sehingga bisa saja terjadi kesalahan pada alat serta pengambilan data yang kurang sempurna.



Setelah didapatkan volume pori dan volume bulk, maka porositas dapat dicari dengan membandingkan harga keduanya dan harga porositas dinyatakan dalam persen. Dari pengolahan data, maka harga porositas untuk masing – masing sampel adalah sebagai berikut :



Sampel



Volumetric



Hg Picnometer



Φ



Φ eff



Φ



Φ eff



K4



24,6829 %



61,505 %



21.842%



54,421 %



K5



9,3223 %



23,2296 %



6.995%



17,430 %



Setelah didapatkan volume pori dan volume bulk, maka porositas dapat dicari dengan membandingkan harga keduanya, kemudian harga porositas dinyatakan dalam persen. Jika kita mengklasifikasikan harga porositas core k-4 dan k-5 berdasarkan klasifikasi kuantitatif, maka core k-4 termasuk dalam golongan excellent (>25%) dan core k-5 juga termasuk golongan baik sampai sangat baik (15%-25%).



Dalam perhitungan volume bulk dengan menggunakan dimensi volumetrik dan Hg picnometer terlihat perbedaan yang cukup besar. Ini dapat disebabkan dari penggunaan Hg picnometer yang tidak menggunakan Hg sebagai bahan percobaan, hal ini seperti yang telah disampaikan diatas bahwa penggunaan akuades sebagai bahan pengisi Hg picnometer akan menghasilkan error atau galat terhadap percobaan, sehingga pada saat menggunakan bola-bola besi untuk membuat plot grafik simpangan akan menghasilkan nilai yang berbeda dengan seharusnya. Dengan melakukan 2 metode untuk mencari volume bulk, menurut saya Selain itu juga saat sebelum pengukuran volume bulk dengan metode



volumetric, sample core yang ingin digunakan sempat terjatuh sehingga menyebabkan bentuk dari core tersebut tidak sempurna. Hal itu juga sangat mempengaruhi dalam proses perhitungannya.



VI.



KESIMPULAN 1. Prinsip percobaaan metode liquid saturation dalam penentuan volume pori adalah kita menghitung selisih massa sample core kering dan massa core sample yang telah dijenuhi fluida. Selisih massa tersebut merupakan massa fluida yang masuk mengisi pori – pori batuan. Dengan mengukur densitas yang mensaturasi core sample tersebut, maka dapat ditentukan volume fluida yang mengisi pori – pori tersebut. Volume fluida yang mengisi pori – pori batuan sama jumlahnya dengan volume dari pori – pori yang saling berhubungan satu sama lain( interconnected) pada sample core tersebut. Selanjutnya dengan data volume bulk batuan, kita dapat menentukan porositas core sample.



2. Untuk mencari volume bulk dari sample core, kita memiliki 2 metode yang digunakan. Yaitu metode volumetric dan metode electric Hg picnometer. Masing – masing memiliki kelebihan dan kekurangan. kelebihan dan kekurangan masing – mansing, yaitu : 1. Metode Volumetric Kelebihan : a. Volume core dapat ditentukan dengan lebih mudah dan lebih cepat b. Peralatan yang diperlukan pada metode volumetric relatif murah dan lebih sederhana dibandingkan metode kalibrasi Kekurangan : a. Hasil yang diperoleh hanya akurat untuk core yang bentuknya benar – benar sempurna, padahal sampel core yang dipakai bentuknya tidak ada yang sempurna 2. Metode Kalibrasi Kelebihan : a. Hasil yang diperoleh lebih akurat dibandingkan dengan metode volumetric b. Bentuk sampel tidak mempengaruhi keakuratan hasil perhitungan volume Kekurangan : a. prosesnya lebih lama dari metode volumetric



b. Alat yang digunakan relatif mahal c. Perhitungannya lebih rumit dibandingkan metode volumetric.



3. Hasil pengukuran porositas yang didapat :



Sampel



Volumetric



Hg Picnometer



Φ



Φ eff



Φ



Φ eff



K4



24,6829 %



61,505 %



21.842%



54,421 %



K5



9,3223 %



23,2296 %



6.995%



17,430 %



4. Klasifikasi secara sederhana membagi-bagi porositas menjadi beberapa kelas berdasarkan harga dari porositas batuan itu sendiri. Klasifikasinya adalah sebagai berikut :



VII. 







Dapat diabaikan (negligible) : untuk porositas 0% - 5%







buruk (poor) : untuk porositas 5% - 10%







cukup baik (fair) : untuk porositas 10%- 15%







baik (good) : untuk porositas 15%- 20%







sangat baik ( very good ) : untuk porositas 20%- 25%







istimewa ( excellent ) : untuk porositas >25%



KESAN DAN PESAN Praktikumnya memberikan kita pemahaman mengenai metode – metode dalam penentuan porositas batuan, terutama pengukuran volume pori efektif dengan menggunakan metode liquid saturation







Asistennya memahami modul percobaan dan dapat menyampaikan materi percobaan dengan baik kepada praktikannya.







Semoga praktikum kedepannya bisa jauh lebih baik lagi



VIII. DAFTAR PUSTAKA



Amyx, James W, “Petroleum Reservoir Engineering”, McGrawhill Book Company, New York, 1960 Craft, Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Prentice Hall, New York, 1959 http://lifetoact.blogspot.com/2010/06/kurva-pc-vs-sw.html diakses 11 Maret 2014 pukul 21.34 http://iatmismmigas.files.wordpress.com/2012/06/113.png diakses, 11 Maret 2014 pukul 21.45



IX.



JAWAB PERTANYAAN Soal 1. Gambar grafik KRSW beserta Penjelesannya ! 2. Gambar grafik PCSW beserta penjelasannya ! 3. Jelaskan cara penentuan cadangan secara volumetric ! 4. Resume paper tentang porositas !



Jawab 1. Klasifikasi tekanan kapiler Tekanan kapiler dalam grafik hubungannya dengan saturasi air terdapat 2 jenis, yaitu kurva pada proses drainage dan proses imbibisi. Proses drainage adalah proses saat non-wetting phase mendesak wetting phase. Contoh dari proses ini yaitu saat terjadinya migrasi minyak dari source rock menuju batuan reservoir. Pada awalnya pori-pori batuan reservoir terisi 100% oleh air, namun dengan adanya proses migrasi minyak tersebut akhirnya air sebagai wetting phase terdesak oleh minyak yang merupakan non-wetting phase. Sedangkan proses imbibisi adalah kebalikannya, terjadi saat fluida wetting phase mendesak non-wetting phase. Contoh dari proses ini yaitu saat dilakukan produksi minyak dari suatu reservoir. Kelengkungan dari kurva Pc vs Sw dipengaruhi oleh berbagai variabel lain, seperti besarnya pore body, besar dari pore throat, serta permeabilitas batuan.



a. Drainage



Grafik Pc (tekanan kapiler) vs Sw (saturasi air) di atas merupakan contoh grafik drainage dengan sistem water-wet. water wet. Pada sistem tersebut minyak berperan sebagai non-wetting wetting phase, sedangkan air sebagai wetting phase. Proses drainage diawali saat batuan reservoir reservoir 100% terjenuhi air, sehingga kurva berawal dari Sw = 1. Titik Pcd, capillary displacement pressure atau disebut juga tekanan threshold, yaitu tekanan minimum yang diperlukan sehingga fluida non-wetting non wetting dapat mendesak wetting phase. Seiring dengan semakin semakin berkurangnya saturasi air dalam batuan, tekanan kapiler dari batuan reservoir meningkat karena besar tegangan permukaan pada pori semakin besar. Kurva ini berakhir pada titik di mana air sudah tidak dapat didesak lagi oleh minyak (Swir).



b. Imbibisi Grafik Pc vs Sw di bawah ini juga untuk sistem water-wet, water wet, dengan proses imbibisi. Batuan reservoir pasti memiliki Swir, di mana Swir yaitu irreducible water saturation, yaitu saturasi air yang sudah tidak dapat di-reduce di reduce (didesak) lagi pada kondisi reservoir.



Proses imbibisi terjadi setelah terjadi drainage pada migrasi minyak, sehingga grafik imbibisi dimulai dari saturasi air sebesar Swir. Kemudian semakin bertambah saturasi dari air, maka semakin kecil tegangan permukaan yang ditimbulkan. Kurva tersebut akan berakhir pada saat saturasi air sebesar 1 - Sor. Sor ialah residual oil saturation, saturasi minyak pada kondisi di mana minyak sudah tidak dapat didorong oleh fluida lain. Besar nilai dari Sor berkisar pada 15-40 %.



Jika grafik Pc vs Sw digabungkan dari kedua proses di atas diperoleh :



Keterangan : - Titik a dan b menunjukkan batas daerah oil-water contact yang merupakan daerah gradasi / bercampurnya minyak dan air (daerah c). - Pada titik b juga merupakan titik capillary displacement pressure / tekanan threshold, yaitu tekanan kapiler di mana nilai saturasi air berubah. - Daerah d menunjukkan zona di mana hanya ada fasa non-wetting pada sistem water-wet. Pada daerah d air sudah tidak dapat mengalir karena telah melewati titik Swir. - Garis e merupakan dareah free water level (FWL) di mana hanya tersisa non-wetting phase pada sistem water wet. Di bawah daerah ini minyak tidak dapat dialirkan lagi karena telah mencapai Sor. - Titik f adalah Swir, yaitu saturasi air yang sudah tidak dapat didesak lagi. - Pundular : suatu komposisi pada batuan reservoir yang terisi fluida multi fasa (wetting dan non wetting phase) dimana saturasi fluida fasa wetting (misal: air) sedikit. Akibatnya pore



body akan banyak terisi oleh fluida fasa nonwetting (misal: minyak)



dan air akan



terakumulasi di pore throat (ruang antar pori) dengan membentuk pola seperti cincin. - Funicular : suatu kondisi yang berlawanan dengan pendular ring distribution, dimana saturasi minyak lebih sedikit dibandingkan saturasi air. Minyak berada di dalam pore body dalam jumlah kecil dan dikelilingi oleh air. Air terhubung antar suatu pori dengan pori lainnya. - Titik h menunjukkan nilai Sw = 1 - Sor.



Proses imbibisi dan drainage bukan merupakan proses yang irreversible, sehinggga setelah terjadi proses imbibisi nilai saturasi air tidak dapat kembali pada Sw = 1 karena adanya Sor. Perbedaan tersebut disebut sebagai hysterysis.



3.



Metode Volumetris



Metode volumetris digunakan untuk memperkirakan besarnya cadangan reservoir pada suatu lapangan minyak atau gas yang baru, dimana data-data yang tersedia belum lengkap. Data-data yang diperlukan untuk perhitungan perkiraan cadangan secara volumetris, yaitu bulk volume reservoir (Vb), porositas batuan (f), saturasi



fluida (Sf), dan faktor volume formasi fluida. Perhitungan perkiraan cadangan secara volumetris dapat digunakan untuk mengetahui besarnya initial hidrocarbon in place, ultimate recovery, dan recovery recov factor.



1.1.. Penentuan Initial Oil In Place (IOIP) Pada batuan reservoir yang mengandung satu acre-feet acre feet pada kondisi awal, maka volume minyak dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut :



Sedangkan untuk sejumlah gas mula-mula mula (initial gas in place) dapat ditentukan dengan persamaan:



Pada persamaan diatas, besaran yang perlu ditentukan terlebih dahulu adalah volume bulk batuan (Vb). Penentuan volume bulk batuan (Vb) ini dapat dilakukan secara analitis dan grafis.



1.1.1.1.



Penentuan Volume Volu Bulk Batuan Secara Analitis Langkah pertama yang dilakukan dalam menentukan volume bulk batuan



adalah membuat peta kontur bawah permukaan dan peta isopach. Peta kontur bawah



permukaan merupakan peta yang menggambarkan garis-garis garis garis yang menghubungkan titik-titik titik dengan kedalaman yang sama pada setiap puncak formasi. Sedangkan peta isopach merupakan peta yang menggambarkan garisgaris garis yang menghubungkan titik-titik titik dengan ketebalan yang sama dari formasi produktif.



Gambar 4.1. Peta Isopach (a). Total Net Sand, (b). Net Oil Sand, (c). Completed Isopach Map of Oil Reservoir (Amyx, J. W., D. M. Bass, Jr. and R. L. Whiting, 1960,”Petroleum Reservoir Engineering-Physical Properties”)



1.1.1.2.



Penentuan Volume Bulk Batuan Bat Secara Grafis



Penentuan volume bulk batuan secara grafis dilakukan dengan cara membuat plot antara ketebalan yang ditunjukkan oleh tiap-tiap tiap tiap garis kontur terhadap luas daerah masing-masing, masing, seperti terlihat pada Gambar 3.2. Dari gambar tersebut terliha terlihat bahwa volume bulk batuan merupakan luas daerah yang ditunjukkan dibawah kurva.



Gambar 4.2. Contoh Grafik Penentuan Volume Bulk Batuan (Amyx, J. W., D. M. Bass, Jr. and R. L. Whiting, 1960,”Petroleum Reservoir EngineeringPhysical Properties”)



1.1.2. Ultimate Recovery (UR) Ultimate recovery merupakan jumlah maksimum hidrokarbon yang diperoleh dari reservoir dengan mekanisme pendorong alamiahnya. Ultimate recovery ini biasanya dinyatakan dengan parameter unit recovery (UR), yang merupakan hasil bagi antara ultimate recovery terhadap volume bulk batuan yang dapat diproduksikan oleh beberapa pengaruh mekanisme pendorong sampai saat abandonment. Untuk mengetahui besarnya ultimate recovery harus diketahui datadata data seperti mekanisme pendorong yang dominan, ominan, saturasi fluida mula-mula, mula mula, dan akhir dari masa produksi (tekanan abandonment), serta faktor volume formasi minyak dan gas sebagai fungsi tekanan. Ultimate recovery ini dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut:



UR



= N x RF………………………………..………………….….(4 RF………………………………..………………….….(4-7)



Keterangan : N



: initial oil or gas in place, satuan volume



RF



: recovery factor, fraksi



Secara volumetris, ultimate recovery ini ditentukan dengan persamaan sebagai berikut:



Unit recoveryy pada reservoir gas dengan mekanisme pendorong water drive yaitu:



1.1.3. Recovery Factor (RF) Untuk jumlah cadangan yang dapat diperoleh dipermukaan, maka terlebih dahulu perlu diketahui harga recovery factor (RF) yaitu perbandingan antara recoverable reserve dengan initial oil in place (fraksi), atau dapat ditulis dengan persamaan sebagai berikut:



4. Title of Paper : POROSITY IN LIMESTONE AND DOLOMITE PETROLEU RESERVOIRS



Paper ini menjelaskan bagaimana batuan kapur dan dolomite dapat terbentukdi dalam reservoir. Porositas pada batu kapur dan dolomit di dalam reservoir dibentuk oleh kondisi primer dari proses deposisi yang dilanjutkan kondisi sekunder oleh pergerakan air tanah. Air tanah ini di sinyalir sebagi alasan utama adanya batu kapur dan dolomit di dalam reservoir. Porosity primer maupun sekunder dapat diperbesar oleh pembesaran bukaan , atau mungkin dapat dihancurkan oleh fillinithe bukaan dengan deposito kimia sekunder . Bukaan primer , seperti patahan , joints , dan jarak antar kristal secara umum terbentuk dalam batuan karbonat. Oleh karena itu , paparan pelapukan atau agen Pelarut lainnya adalah semua kondisi yang diperlukan untuk Meningkatkan akan memperbesar porositas primer. Kondisi dari pemamparan ini dapat Ditemukan di unconformities . Analisis pori model ruang plastik memberikan bukti yang meyakinkan bahwa batuan karbonat yang Mampu Mengembangkan porositas yakni umunya terhubung , tetapi belum tentu seragam . Meskipun sistem porositas batu kapur dan dolomit porositas berbeda dari pasir dari sudut pandang geologi , akan muncul masalah yang tidak dapat diselesaikan yang berhubungan dengan operasi – operasi secondary recovery. .