ANALISA DATA WELL LOGGING DAN WELL TEST UNTUK

MEMPERKIRAKAN PERFORMANCE RESERVOIR MINYAK

PROPOSAL

KOMPREHENSIF

OLEH :

GEDE SIDDIARTA

113080151 / TM

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2011

ANALISA DATA WELL LOGGING DAN WELL TEST UNTUK

MEMPERKIRAKAN PERFORMANCE RESERVOIR MINYAK

PROPOSAL

KOMPREHENSIF

Oleh :

GEDE SIDDIARTA

113080151 / TM

Disetujui untuk Jurusan Teknik Perminyakan

Fakultas Teknologi Mineral

Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta,

Oleh Dosen Pembimbing:

Pembimbing

( Ir. BAMBANG BINTARTO, MT)

I. JUDUL

ANALISA DATA WELL LOGGING DAN WELL TEST UNTUK

MEMPERKIRAKAN PERFORMANCE RESERVOIR MINYAK

II. LATAR BELAKANG PERMASALAHAN.

Penentuan performance reservoir penting di lakukan, baik untuk mengestimasi

perilaku reservoir pada waktu yang akan datang, maupun untuk perhitungan

cadangan. Oleh karena itu di perlukan data penilaian formasi yang mencakup data

logging dan juga well test untuk menentukan perilaku reservoir yang akan terjadi.

Kelakuan reservoir ini sangat tergantung pada drive mekanisme yang

mempengaruhi atau bekerja pada reservoir. Akibat adanya selang waktu produksi

akan menyebabkan turunnya tekanan reservoir, yang mana hal ini akan menimbulkan

terjadinya perubahan perubahan kelakuan pada reservoirnya. Untuk mengontrol atau

mengetahui performance dari suatu reservoir pada masa yang akan datang, maka

perlu dilakukan peramalan. Karena dalam meramalkan performance reservoir untuk

masa yang akan datang bukan merupakan hal yang pasti, maka perlu dilakukan

observasi yang kontinyu pada setiap interval waktu yang diiinginkan.

Untuk mengatasi masalah tersebut, salah satu teknologi yang digunakan

adalah dengan analisa log sumur digunakan sebagai sarana penentuan jenis tenaga

pendorong reservoir yang dominan. Dan juga di kombinasikan dengan analisa data

well test yang dapat digunakan untuk menetahui karakteristik reservoir setelah sumur

berproduksi selama selang waktu tertentu.

III. PERMASALAHAN

Permasalahan yang timbul adalah bagaimana mengkombinasikan antara data

dari well logging dengan data dari well test, sehingga di dapat performance reservoir

yang akurat.

IV. MAKSUD DAN TUJUAN PENULISAN

Maksud dan tujuan penulisan komprehensif ini adalah untuk meramalkan

perilaku reservoir (performance) di masa akan datang dengan analisa data well

logging dan well test.

V. METODOLOGI

5.1 Perkiraan Perilaku Reservoir

Perilaku reservoir merupakan gambaran tentang kelakuan produksi suatu

reservoir, yang meliputi tekanan, laju produksi minyak, gas dan air, perbandingan

gas-minyak (GOR) perbandingan minyak air (WOR) dan produksi kumulatif

terhadap waktu.

Dengan melakukan ploting data data yang diperoleh melalui tes terhadap

tekanan dan pengukuran laju produksi dari sumur pada suatu reservoir, maka akan

dapat diperoleh gambaran secara grafis mengenai perilaku reservoir pada interval

waktu tertentu.

Metode metode yang biasa digunakan untuk peramalan perilaku reservoir

adalah metode material balance dan metode decline curve.

5.1.1 Parameter Performance reservoir

Parameter parameter performance reservoir terdiri dari sebagai berikut :

5.1.1.1 Tekanan

Dengan berlangsungnya produksi suatu sumur, maka tekanan reservoir akan

menurun sejalan dengan waktu, dimana kecepatan penurunan tekanan reservoir

tergantung dari jenis mekanisme pendorong yang bekerja pada reservoir tersebut.

5.1.1.2 Laju Produksi

Laju produksi mempunyai pengaruh besar terhadap efektifitas maksimum

perolehan minyak dari suatu reservoir. Karena itu besarnya laju produksi dari suatu

sumur harus diatur seoptimal mungkin.

Pengeplotan laju produksi minyak, gas dan air terhadap waktu dapat menggambarkan

perilaku reservoir

5.1.1.3 Gas Oil Ratio (GOR)

Merupakan perbandingan antara gas bebas atau yang masih terlarut dalam

minyak dengan minyak. Untuk formasi produktif yang horizontal, homogen dan

hanya memproduksikan minyak dan gas, maka GOR dapat dituliskan kedalam

persamaan :

GOR = qoqg

5.1.1.4 Water Oil Ratio (WOR)

Merupakan Perbandinan antara laju produksi air dengan laju produksi minyak.

Pada kondisi reservoir, maka WOR dapat dituliskan kedalam persamaan :

WOR = qwqo

5.1.1.5 Kumulatif Produksi

Kumulatif produksi adalah jmlah perolehan minyak atau gas yang

diproduksikan setiap waktunya.

Produksi kumulatif minyak akan terus meningkat sejalan dengan semakin

bertambahnya waktu produksi. Sedangkan secara kuantitatif jumlah kumulatif

minyak yang di peroleh masing masing mekanisme pendorong akan berbeda, hal ini

disebabkan karena efektifitas pendorong minyak dari masing masing mekanisme

pendorong reservoir juga tidak sama.

5.2. Mekanisme Pendorong Reservoir

Setiap reservoir minyak pasti memiliki mekanisme pendorong. Mekanisme

pendorong reservoir didefinisikan sebagai tenaga yang dimiliki oleh reservoir

secara alamiah, sehingga menyebabkan dapat mengalirnya fluida hidrokarbon dari

formasi menuju ke lubang sumur dan selanjutnya ke permukaan pada saat

produksi berlangsung. Sedangkan besarnya tenaga pendorong ini tergantung dari

kondisi P dan T formasi dimana reservoir tersebut berada, dan pelepasan

energinya dipengaruhi oleh proses dan sejarah produksi yang dilakukan.

Pada dasarnya ada empat sumber tenaga yang bekerja di reservoir, yaitu :

1. Tenaga dorong eksternal / tekanan hidrostatik, yang biasanya berupa perembesan

air (baik dari bawah maupun samping) dan pengembangan tudung gas.

2. Tenaga penggerak internal, yang terjadi karena adanya pembebasan gas terlarut

dalam cairan.

3. Tenaga potensial, merupakan tenaga yang berasal dari formasi itu sendiri dan

biasanya dipengaruhi oleh adanya gravitasi dan perbedaan kerapatan antara fluida

formasi.

4. Tenaga permukaan fluida, berasal dari gaya-gaya kapiler dalam pori-pori batuan.

Kenyataan yang ada di lapangan menunjukkan bahwa mekanisme pendorong

yang ada tidak selalu bekerja sendiri-sendiri, akan tetapi lebih sering dijumpai

dalam bentuk kombinasi. Sedangkan jenis-jenis reserevoir berdasarkan

mekanisme pendorongnya dibedakan menjadi :

1. Depletion Drive Reservoir.

2. Gas Cap Drive Reservoir.

3. Water Drive Reservoir.

4. Segregation Drive Reservoir.

5. Combination Drive Reservoir.

5.2.1 Depletion Drive Reservoir

Sering pula disebut solution gas drive reservoir atau internal gas drive

reservoir. Sumber energi utama yang mendorong minyak dari reservoir adalah

ekspansi gas yang terbebaskan dari dalam larutan minyak selama penurunan

tekanan reservoir,.

Pada kondisi awal tidak ditunjukkan adanya tudung gas bebas dan tidak ada water

drive yang aktif. Kemudian gas yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke

sumur produksi pada saat penurunan tekanan reservoir karena produksi tersebut.

Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak dimulai,

maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan

tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor

melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan disekitar lubang bor akan

menimbulkan terjadinya fasa gas.

Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih sangat kecil (belum

membentuk fasa yang kontinyu), maka gas-gas tersebut terperangkap pada ruang

antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil

dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak, maka gas tersebut turut serta

terproduksi ke permukaan.

Sedangkan karakteristik dari depletion drive reservoir ini adalah :

1. Penurunan tekanan yang cepat.

Karena tidak adanya fluida ekstra atau tudung gas bebas dalam jumlah besar yang

akan menempati ruangan pori yang dikosongkan oleh minyak yang terproduksi.

2. Produksi minyak bebas air.

Karena reservoir terisolir dan dengan tidak adanya water drive maka sangat

sedikit atau hampir tidak ada yang ikut terproduksi bersama minyak selama masa

produksi reservoir. Meskipun terdapat connate water tetapi hampir-hampir tidak

dapat terproduksi. Saturasi air interestial tidak akan terproduksi sampai tercapai

harga saturasi minimum.

3. GOR bertambah dengan cepat pada semua struktur sumur.

Pada awal produksi, karena gas yang dibebaskan minyak masih terperangkap

pada sela-sela pori-pori batuan, maka GOR produksi akan lebih kecil jika

dibandingkan dengan GOR reservoir.

Setelah tekanan reservoir mencapai tekanan di bawah tekanan saturasi, gas akan

berkembang dari larutan pada saluran pori-pori diseluruh bagian reservoir. Pada

waktu saturasi, gas akan bertambah dan membentuk suatu fasa yang kontinyu

sehingga mencapai titik dimana gas dapat mengalir (saturasi keseimbangan).

Akibatnya gas bebas ini akan mengalir ke lubang sumur. Gas juga akan bergerak

vertikal akibat adanya gaya gravitasi yang pada akhirnya dapat membentuk

tudung gas.

Hal ini terus menerus berlangsung hingga tekanan reservoir menjadi rendah. Bila

tekanan telah cukup rendah maka GOR akan menjadi berkurang sebab volume

gas di dalam reservoirnyapun tinggal sedikit. Dalam hal ini GOR produksi dan

GOR reservoir harganya hampir sama.

4. Ultimate recovery rendah.

Produksi minyak dengan depletion drive biasanya merupakan metode recovery

yang paling tidak efisien dengan perolehan pendapatan yang kurang dari 5 %

hingga 25 %. Hubungan permeabilitas relatif (Kg/Ko) turut menentukan besarnya

perolehan pendapatan dari reservoir jenis ini. Selain itu jika viscositas minyak

bertambah, maka ultimate recovery minyak akan berkurang. Dengan demikian

untuk reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan

meninggalkan residual oil yang cukup besar.

5.2.2 Gas Cap Drive Reservoir

Reservoir gas cap drive dapat dikenali oleh adanya tudung gas yang relatif

besar dengan water drive yang relatif kecil atau bahkan tidak ada, sedangkan

reservoir dalam keadaan jenuh. Pada gas cap drive reservoir tenaga pendorongnya

berupa pengembangan di dalam gas cap (tudung gas) akibat dari turunnya tekanan

di dalam reservoir.

Makin besar ukuran gas cap, maka efisiensi pendorong makin besar, karena

dengan penurunan tekanan sedikit saja sudah dapat mendorong minyak yang

cukup besar. Karakteristik reservoir dengan tenaga pendorong gas cap antara lain:

- Penurunan tekanan kecil, karena kemampuan dari tudung gas untuk mengembang

dengan cepat, maka penurunan tekanan reservoir tidak begitu cepat jika

dibandingkan dengan reservoir depletion drive dengan ukuran yang sama.

- Produksi air kecil.

- Kenaikan GOR cepat pada sumur-sumur dengan struktur tinggi, selama tudung

gas mengembang ke zona minyak.

- Recovery factor cukup tinggi yaitu berkisar antara 20 % - 40 %.

5.2.3. Water Drive Reservoir

Mekanisme pendorong jenis water drive reservoir merupakan jenis

pendesakan yang paling efisien jika dibandingkan dengan mekanisme pendorong

lainnya. Reservoir ini mengalami kontak langsung antara zona minyak dengan

formasi air (aquifer) yang besar.

Proses pendesakan air ini terjadi selama masa produksi berlangsung, dimana

air formasi mengalami pengembangan akibat dari penurunan tekanan. Air formasi

yang mengalami pengembangan ini akan merembes masuk ke dalam pori-pori

batuan dan mendesak minyak keluar dari ruang pori batuan tersebut. Kemudian

air formasi tadi mengisi pori-pori batuan yang kosong akibat ditinggalkan oleh

minyak. Dengan adanya pendesakan air ini, mungkin akan terjadi penyusutan

ukuran pori. Proses pendesakkan air ini dapat pula terjadi apabila aquifer

berhubungan dengan sumber air di permukaan atau dilakukan injeksi air.

Untuk mendapatkan recovery yang besar, maka harus dihindari terjadinya

water coning. Sedangkan tekanan reservoir dipengaruhi oleh laju produksi dan

laju perembesan air. Ditinjau dari arah gerakan perembesan air dari aquifer,

reservoir water drive ini dapat dibedakan menjadi :

a. Edge water drive, gerakan air disini sejajar dengan bidang perlapisan dan masuk

dari arah samping. Zona produktif lebih tebal dari aquifer.

b. Bottom water drive, gerakan air dari aquifer ke reservoir minyak adalah vertikal

lurus dari bawah ke atas. Tebal lapisan minyak relatif lebih tipis dibandingkan

dengan aquifernya. Batas air minyak terletak pada bidang datar atau sedikit

menyimpang dari bidang datar.

c. Bottom and edge water drive, gerakan air dari aquifer ke reservoir merupakan

gabungan dari samping dan bawah.

Karakteristik dari kedua mekanisme water drive tersebut adalah sama, hanya

berbeda arah gerakannya ke dalam bidang batas antara minyak–air. Reservoir

water drive mempunyai karakteristik yang dapat dipakai untuk mencirikan

mekanisme pendorongnya, yaitu :

1. Penurunan tekanan reservoir adalah relatif kecil dan prosesnya bertahap, karena

volume air yang masuk ke reservoir sebanding dengan volume minyak yang

dikeluarkan.

2. Adanya air formasi yang ikut terproduksikan.

3. Water Oil Ratio (WOR), berubah dengan cepat dan membesar secara berlebihan,

pada saat sumur menembus zona minyak pada struktur yang rendah.

4. Gas Oil Ratio (GOR) produksi relatif konstan, hal ini dikarenakan tekanan

reservoir tetap besarnya di atas tekanan gelembung (Pb) untuk waktu yang lama

sehingga tidak ada gas bebas di dalam reservoir (tidak ada initial gas cap), dan

hanya ada gas terlarut yang ikut terproduksi bersama dengan minyaknya.

5. Harga PI relatif tetap, karena penurunan tekanan relatif kecil selama masa

produksi.

6. Selama masa produksi sering dijumpai tekanan tetap lebih besar dari tekanan

gelembung untuk waktu yang lama, sehingga produksi berupa satu fasa minyak.

7. Biasanya dijumpai pada perangkap struktur.

8. Recovery oil (minyak yang dapat dikuras) dari reservoir adalah berkisar antara 40

% - 85 %.

5.2.4 Segregation Drive Reservoir

Sering juga disebut gravity drainage atau gravitational segregation.

Mekanisme pendesakan pada reservoir ini terjadi oleh adanya pemisahan atau

perbedaan densitas fluida reservoir karena gaya gravitasi. Gravity drainage

mempunyai peranan yang penting dalam memproduksi minyak dari suatu

reservoir. Sebagai contoh bila kondisinya cocok, maka recovery dari solution gas

drive reservoir bisa ditingkatkan dengan adanya gravity drainage ini.

Ciri khas dari reservoir segregation drive ini, antara lain :

- Terdapat gas cap, baik besar maupun kecil. Seandainya dalam reservoir itu

terdapat tudung gas primer (primary gas cap) maka tudung gas ini akan

mengembang sebagai proses gravity drainage tersebut. Reservoir yang tidak

mempunyai tudung gas primer segera akan mengadakan pembentukkan tudung

gas sekunder (secondary gas cap).

- Produksi air sangat kecil, karena dianggap tidak berhubungan dengan aquifer.

- Umumnya terdapat pada perangkap struktur dengan kelerengan curam.

- Primary recovery lebih besar dibandingakan dengan reservoir depletion drive,

tetapi lebih kecil dibandingkan dengan water drive reservoir, yaitu berkisar antara

20 – 40 %. Primary recovery ini tergantung pada ukuran gas cap mula-mula,

permeabilitas vertikal, viscositas gas dan derajat kekekalan gasnya sendiri.

- Sedangkan besarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity minyak,

permeabilitas zona produktif dan juga dari kemiringan formasinya sendiri.

Penurunan tekanan lebih lama jika dibandingkan dengan depletion drive, karena

pengembangan gas akan memberikan tenaga yang cukup lama.

Sedangkan untuk pemisahan gas dari larutan memerlukan beberapa kondisi

yang antara lain :

a. Penurunan tekanan merata diseluruh zona minyak, sehingga gas yang terbentuk

akan dapat bergabung dan bergerak ke atas sebagai aliran yang kontinyu.

b. Aliran gas ke atas berlangsung dengan gradien tekanan kecil, sehingga sistem

fluida tidak terganggu.

c. Gerakan ke atas dikontrol oleh harga mobilitas terkecil antara minyak dan gas.

Terdapat dua proses pendorongan minyak yang berbeda pada segregation drive

reservoir ini, yaitu :

- Segregation drive tanpa counter flow.

Dimana gas yang keluar dari larutan tidak bergabung dengan gas cap, sehingga

akan menambah keefektifan gaya dorong.

Sering dijumpai pada formasi dengan permeabilitas kecil atau rendah, seperti

lensa pasir.

Produksi gas hanya dari fasa minyak, hasil dari gas cap tidak terbawa. Tidak

terdapat gas coning atau water coning. Saturasi minyak tergantung dari tekanan

reservoir.

Bila gas cap cukup besar, GOR akan naik sampai waktu abandonment.

- Segregation drive dengan counter flow.

Disebut juga dengan gravity drainage. Gas yang dibebaskan dari dalam larutan

akan bergabung dengan gas cap bila permeabilitas vertikal memungkinkan. Gas

dari gas cap ikut terproduksikan bersama dengan minyak dalam bentuk aliran

kontinyu dua fasa.

Gerakan ke atas dikontrol oleh besar kecilnya mobilitas gas dan mobilitas

minyak.

Faktor-faktor kombinasi seperti viscositas rendah, specific gravity rendah,

mengalir pada atau sepanjang zona dengan permeablilitas tinggi dengan

kemiringan lapisan cukup curam, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran

dalam pergerakan minyak dalam struktur lapisannya.

Pada awal dari reservoir ini, GOR dari sumur-sumur yang terletak pada

struktur yang lebih tinggi akan cepat meningkat sehingga diperlukan suatu

program penutupan sumur-sumur tersebut.

Laju penurunan tekanan tergantung pada jumlah gas yang ada. Jika produksi

semata-mata hanya gas gravitasi, maka penurunan tekanan dengan berjalannya

produksi akan cepat. Hal ini disebabkan karena gas yang terbebaskan dari

larutannya, terproduksi pada sumur struktur sehingga tekanan cepat turun.

Bila gravity drainage baik atau bila laju produksi dibatasi untuk mendapatkan

keuntungan maksimal dari gaya gravity drainage ini maka recovery yang didapat

akan tinggi.

5.2.5 Combination Drive Reservoir

Sebelumnya telah dijelaskan bahwa reservoir minyak dapat dibagi dalam

beberapa jenis sesuai dengan jenis energi pendorongnya. Namun pada umumya di

lapangan, energi-energi pendorong ini bekerja bersama-sama dan simultan. Bila

demikian, maka energi pendorong yang bekerja pada reservoir itu merupakan

kombinasi beberapa energi pendorong, sehingga dikenal dengan nama

combination drive reservoir.

Kombinasi yang umum dijumpai adalah antara gas cap drive dengan water

drive. Sedangkan bentuk kombinasi lainnya seperti antara depletion drive - water

drive, depletion drive - segregation drive, segregation drive - water drive, atau

bahkan terdiri dari tiga mekanisme pendorong seperti depletion-segregation-water

drive reservoir.

Ciri-ciri reservoir combination drive adalah :

- Penurunan tekanan relatif cepat, perembesan air dan pengembangan gas cap

adalah faktor utama yang mengontrol tekanan reservoir.

- Jika berhubnungan dengan aquifer, perembesan air lambat sehingga produksi air

kecil.

- Jika berhubungan dengan gas cap yang kecil, kenaikkan GOR konstan sesuai

dengan pengembangan gas cap tersabut. Akan tetapi jika selama produksi,

pengembangan gas cap ditambah gas bebas, GOR justru menurun.

- Recovery tergantung pada keaktifan masing-masing mekanisme pendorong.

- Biasanya primary recovery dari combination drive lebih besar dari depletion

drive, tetapi lebih kecil dari segregation drive dan water drive. Semakin kecil

pengaruh depletion, semakin besar harga recovery-nya.

- Performance reservoir selama masa produksi mirip dengan reservoir depletion

drive.

Pada prinsipnya perilaku reservoir dapat di analisa dengan data well logging dan

juga well test, yaitu dari log ini ditetapkan pula batas fluida yang terekam dalam log

sumur. Satu jenis log saja tidak dapat menetapkan keberadaan gas bebas, minyak dan

air dalam suatu lapisan. Kombinasi log yang dapat membedakan lapisan yang

mengandung gas bebas, minyak dan air formasi, baik tawar maupun asin adalah

Induction, Electromagnetic Propagation Log (EPT) dan Compensated Neutron Log

(CNL). Induction log (resistivity log) digunakan dalam membedakan lapisan yang

mengandung air tawar dengan air asin. FDC dan CNL memberikan rekaman yang

hampir sama untuk lapisan yang mengandung minyak. Sebaliknya, gas memberikan

bacaan porosity unit yang berbeda secara nyata; CNL memberikan bacaan yang jauh

lebih kecil dari FDC. Lapisan minyak dan air (tawar maupun asin) menghasilkan

rekaman FDC dan CNL yang tidak berbeda, sedangkan lapisan minyak menghasilkan

bacaan EPT yang lebih kecil dari lapisan air.

5.3 Well Logging

Tujuan logging adalah menentukan besaran-besaran fisik dari batuan reservoir

yang didasarkan pada sifat fisik batuan reservoir itu sendiri. Di dalam pemilihan

kombinasi logging, log dibagi menjadi Lithologi tool, resistivity tool, dan porosity

tool.

5.3.1. Lithologi Tool

Langkah awal dalam interpretasi logging (penilaian formasi) adalah

mengidentifiksi lapisan permeabel. Jenis log yang digunakan untuk identifikasi

lapisan permeabel adalah :

a. Log Spontaneous Potential (SP)

b. Log Gamma Ray (GR)

c. Caliper Log

5.2.2. Resisivity Tool

Resisivity tool digunakan untuk mengukur tahanan batuan formasi beserta

isinya, yang mana tahanan ini tergantung pada porositas effektif, salinitas air formasi,

dan banyaknya hidrokarbon dalam pori-pori batuan.

5.2.2.1 Induction Log

Pengukuran tahanan listrik batuan formasi dengan konvensional resistivity log

memerlukan adanya lumpur bor yang bersifat konduktif agar dapat menghantarkan

listrik ke formasi. Akibatnya tidak satupun peralatan tersebut yang dapat digunakan

apabila lubang bor kosong, terisi minyak, gas oil base mud atau udara. Untuk

mengatasi hal-hal semacam ini, maka dikembangkan perlatan khusus yang dapat

digunakan tanpa terpengaruh oleh kondisi-kondisi tersebut diatas. Peralatan tesebut

adalah induction log.

Prinsip kerjanya adalah arus bolak-balik dengan frekuensi tinggi (± 20.000

cps) yang mempunyai intensitas konstan dikirimkan melalui kumparan pengirim

(transmitter coil) sehingga menghasilkan medan elektromagnetik yang mana akan

menimbulkan arus induksi dalam formasi. Arus induksi yang berputar ini akan

menimbulkan pula medan magnet kedua yang dapat dideteksi oleh receiver coil.

Besarnya medan magnet kedua ini akan sebanding dengan konduktivitas formasi.

Tujuan utama dari induction log ini adalah menghasilkan kurva dari suatu

daerah investigasi yang jauh didalam lapisan-lapisan yang tipis untuk menentukan

harga Rt dan kadang-kadang untuk korelasi batuan, tanpa memandang jenis lumpur

yang digunakan.

Keunggulan dari induction log adalah pengaruh diameter lubang bor, lapisan

batuan disekitarnya dan pengaruh invasi air filtrat dapat diperkecil. Bila .induction

log dikombinasikan dengan SP log dan short normal 16” akan membentuk suatu

kombinasi yang lazim disebut IES (Induction Electrical Survey). Didalam kombinasi

ini short normal 16” merupakan log pelengkap induction log dalam penentuan R t,

selain itu juga dapat digunakan untuk mengoreksi dan mengontrol induction log.

5.2.3. Porosity Tool

Suatu log yang digunakan untuk mengukur porositas batuan formasi. Log

porositas jenisnya antara lain:

1. Neutron Log

2. Density Log

3. Sonic Log

Penentuan data well logging yang berperan dalam peramalan perilaku reservoir yaitu

dengan persyaratan tersedia kombinasi log yang tepat untuk menentukan batas fluida

reservoir : gas-minyak dan air-minyak serta catatan data produksi yang memadai.

Tahap penyiapan reservoir berproduksi menentukan urutan cara yang digunakan

dalam penentuan jenis tenaga pendorong. Tahap pengembangan lapangan tanpa

produksi menempatkan log sumur dan uji kandung lapisan sebagai sarana untuk

menentukan jenis mekanisme pendorong secara kualitatif.Tahap produksi reservoir

memungkinkan penentuan jenis tenaga pendorong yang dominan secara kuantitatif.

5.3 TAHAP PENGEMBANGAN RESERVOIR

1. Siapkan hasil rekaman log induction, FDC, CNL dan EPT.

2. Baca dan bandingkan hasil log induction, FDC, CNL dan EPT.

a. Pembacaan porosity unit CNL jauh lebih kecil dari FDC pada lapisan gas,

sedangkan keduanya memberikan hasil bacaan yang hampir sama pada

lapisan minyak.

b. Hasil bacaan FDC dan CNL untuk lapisan minyak dan air tidak berbeda

jauh. Hasil bacaan EPT pada lapisan minyak jauh lebih kecil dari hasil bacaan

pada lapisan air.

c. Induction Log akan membedakan lapisan air tawar dengan air asin. Air

tawar aka memberikan resistivity yang lebih besar.

3. Hasil analisis langkah 2 secara kualitatif memberikan gambaran apakah reservoir

minyak didampingi dengan tudung gas dan aquifer.

4. Hasil Uji Kandung Lapisan (UKL) memberikan ketegasan jenis fluida yang

mengisi lapisan.

a. Produksi air dengan fraksi aliran yang lebih besar dari minyak

menunjukkan lapisan air terletak di bagian bawah zone minyak.

b. Faktor perbandingan gas-minyak sesaat (R) yang besar secara tiba-tiba

dibandingkan dengan hasil UKL dari bagian lapisan di bawahnya

menunjukkan kemungkinan terdapatnya tudung gas.

Catatan :

• Hasil analisis langkah 2 sampai 4 memberikan petunjuk apakah reservoir minyak

didampingi tudung gas dan aquifer.

• Hasil analisis secara kualitatif ini memberikan petunjuk apakah reservoir memiliki

tenaga pendorong Depletion, Gravity dan Water Drive.

5.4 Well Test

Pada uji sumur ini ada beberapa metode yang digunakan, yaitu : Drill Steam

Test, Pressure Test (PDD, PBU, Type Curve Macthing), Pengujian Laju

Aliran(Multiple Rate Test,Two Rate Flow Test),

5.4.1 Fungsi DST

1. Menentukan apakah sumur akan diprodusikan atau ditinggalkan.

2. Memilih peralatan dan metoode well completion yang cocok.

3. Menentukan kedalaman yang tepat untuk pemasangan packer dan pemilihan

interval perforasi.

4. Mempertimbangkan kemungkinan perlunya dilakukan stimulasi.

5. Menentukan produktivitas reservoir dan kapasitas produksi optimum.

6. Mengevaluasi kembali besarnya perkiraan cadangan hydrocarbon.

7. Meramalkan perilaku reservoir dimasa yang akan datang.

5.4.1.1 Analisa DST

Analisa DST ada tiga macam :

1. Analisa Drillstem Test Pressure Buildup Normal.

2. Analisa Drillstem Test Builup Dengan data terbatas.

3. Analisa data periode aliran.

5.4.2. Pressure test

5.4.2.1. Pressure Build-upTest

Pressure build-up test adalah salah satu cara yang bertujuan untuk

mendapatkan informasi secara langsung mengenai sifat-sifat fluida yang yang

terkandung dalam reservoir, karakteristik batuan reservoir, temperature, dan tekanan

reservoir yang merupakan suatu teknik pengujian tekanan tansien dan dilakukan

dengan pertama-tama dengan memproduksikan sumur selama suatu selang tertentu

dengan laju alir yang tetap kemudian sumur ditutup.penutupan sumur ini

menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu

5.4.2.2. Tujuan analisa Pressure Build-up Test

Untuk menentukan permeabilitas formasi (K)

Untuk menentukan adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi

(faktor skin)

Untuk menentukan produktivitas formasi (PI)

Untuk menentukan tekanan statis (P*) dan tekanan rata-rata (Pave) reservoir

5.4.2.3. Pressure Drowdown Test

Pressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan

jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian

berlangsung. Dengan syarat awal, sebelum pembukaan sumur tersebut tekanan

hendaknya seragam di seluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara

waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoirnya. Pada dasarnya pengujian ini

dapat dilakukan pada :

a. Sumur baru

b. Sumur-sumur lama yang telah ditutup sekian lama hingga dicapai

keseragaman tekanan reservoir.

c. Sumur-sumur produktif yang apabila dilakukan buil-up test, yang punya

sumur akan sangat merugi.

5.4.2.4. Tujuan analisa Pressure Drowdown Test

Untuk menentukan permeabilitas formasi (k).

Untuk menentukan factor skin (S)

Untuk mengetahui volume pori-pori yang berisi fluida (Vp)

5.4.2.5. Berdasarkan pada rejim aliran yang terjadi, maka metoda analisa pressure

drawdown test dapat dibagi menjadi tiga, yaitu :

a. Pada saat periode transien.

b. Periode transien lanjut.

c. Periode semi mantap (pseudo steady-state atau semi steady state)

5.4.3. Type Curve Matching

Adalah salah satu teknik yang digunakan untuk menganalisa hasil test tekanan

pada suatu sumur( plot ΔP vs Δt ) dan menyelaraskan hasil test tekanan (ΔP vs Δt )

terhadap type curve yang ada sehingga akan didapatkan parameter-parameter yang

diharapkan.

5.4.3.1. Tujuan analisa Type Curve Matching

Menentukan permeabilitas formasi

Mengetahui kerusakan atau perbaikan formasi disekitar sumur (skin)

Menentukan sifat-sifat antar sumur, yaitu transmisivity (kh/µ) dan

storativity (ΦCt)

5.4.3.2. Jenis Type Curve

Jenis-jenis type curve yang umum dibicarakan untuk menganalisa hasil test

tekanan pada suatu sumur, yaitu :

a. Type Curve Ramey – Agarwal, untuk test builup dan drawdown dengan

laju alir tetap.

b. Type Curve Earlougher – Kersh, untuk berbagai macam test tekanan dan

untuk memperkirakan berbagai karakteristik skin factor serta wellbore

storage.

c. Type Curve Mc.Kinley, untuk test buildup dan drawdown dengan laju alir

tetap

5.4.4.Pengujian Laju Aliran

5.4.4.1. Multi Rate Test

Multi rate test adalah tes pada sebuah sumur yang dilakukan dengan laju

aliran yang bervariasi.

5.4.4.1.1. Two Rate Flow Test

Two rate flow test adalah merupakan multiple rate test yang terdiri dari hanya

dua harga laju aliran (flow rate). Pada gambar 4.8 menunjukkan two rate flow test

RENCANA DAFTAR ISI

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL

HALAMAN PENGESAHAN

KATA PENGANTAR

DAFTAR ISI

DAFTAR GAMBAR

DAFTAR TABEL

DAFTAR LAMPIRAN

BAB I PENDAHULUAN

BAB II KARAKTERISTIK RESERVOIR

2.1. Karakteristik Batuan Reservoir

2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir

2.1.1.1. Batupasir

2.1.1.2. Batuan Karbonat

2.1.1.3. Batuan Shale

2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir

2.1.2.1 Porositas

2.1.2.2. Wettabilitas

2.1.2.3. Tekanan Kapiler

2.1.2.4. Saturasi Fluida

2.1.2.5. Permeabilitas

2.1.2.6. Kompresibiltas

2.2. Karakteristik Fluida Reservoir

2.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir

2.2.1.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon

2.2.1.2. Komposisi Kimia Air Formasi

2.2.2. Sifat Fisik Fluida Formasi

2.2.2.1. Sifat Fisik Gas

2.2.2.1.1. Densitas Gas

2.2.2.1.2. Viscositas Gas

2.2.2.1.3. Faktor Volume Formasi Gas

2.2.2.1.4. Kompresibilitas gas

2.2.2.1.5. kelarutan gas

2.2.2.2. Sifat Fisik Minyak

2.2.2.2.1. Densitas Minyak

2.2.2.2.2. Viscositas Minyak

2.2.2.2.3. Faktor Volume Formasi Minyak

2.2.2.2.4. Kompresibilitas Minyak

2.2.2.3. Sifat Fisik Air Formasi

2.2.2.3.1. Densitas Air Formasi

2.2.2.3.2. Viscositas Air Formasi

2.2.2.3.3. Faktor Volume Formasi Air Formasi

2.2.2.3.4. Kompresibilitas Air Formasi

2.3. Kondisi Reservoir

2.3.1. Tekanan Reservoir

2.3.1.1. Tekanan Hidrostatik

2.3.1.2. Tekanan Overburden

2.3.1.3. Tekanan Kapiler

2.3.1.4. Tekanan Rekah

2.3.1.5. Tekanan Normal

2.3.1.6. Tekanan Subnormal

2.3.1.7. Tekanan Abnormal

2.3.2. Temperatur Reservoir

2.4. Jenis-jenis Reservoir

2.4.1. Berdasarkan Perangkap Geologi

2.4.1.1. Perangkap Struktur

2.4.1.2. Perangkap Stratigrafi

2.4.1.3. Perangkap Kombinasi

2.4.2. Berdasarkan Kelakuan Fasa Fluida Hidrokarbon

2.4.2.1. Reservoir Gas

2.4.2.2. Reservoir Gas Kondensat

2.4.2.3. Reservoir Minyak

2.4.3. Berdasarkan Mekanisme Pendorong

2.4.3.1. Solution Gas Drive

2.4.3.2. Gas Cap Drive

2.4.3.3. Water Drive

2.4.3.4. Gravitational Segregation Drive

2.4.3.5. Combination Drive

2.5. Aliran Fluida Dalam Fluida Berpori.

2.5.1. Persamaan Dasar Aliran Fluida Dalam Berpori.

2.5.1.1. Persamaan Kontinuitas

2.5.1.2. Persamaan Darcy.

2.5.1.3. Persamaan Keadaan.

2.5.1.4. Persamaan Difusifitas Radial.

2.5.2. Variabel-Variabel Yang Tak Berdimensi

2.5.3. Solusi Persamaan Difusifitas Pola Aliran Radial.

2.5.3.1. Untuk Reservoir Silindris Tak Terbatas.

2.5.3.2. Untuk Silindris Yang Terbatas.

2.5.3.3. Untuk Alira Radial Silindris Pada Kondisi Pseudo

Steady State.

2.5.3.4. Untuk Reservoir Silindris Dengan Tekanan Tetap

Pada Batasnya.

2.5.3.5. Untuk aliran Radial Silindris Dibawah Pengaruh Well

Bore Storage Dan Skin.

BAB III. METODE WELL LOGGING DAN WELL TEST

3.1 WELL LOGGING 3.1.1 Log Listrik 3.1.1.1 Spontaneous Potential

3.1.1.2 Resistivity Log 3.1.1.2.1 Lateral Log 3.1.1.2.2 Induction Log

3.1.2 Log Radioaktif 3.2.1. Gamma Ray Log

3.2.2. Neutron Log 3.2.3. Density Log

3.1.3 Log Kombinasi

3.2 WELL TEST

3.2.1 Drill Stem Test.

3.2.1.1 Tujuan Dan Kegunaan DST.

3.2.1.2 Teknik Drill Stem Test.

3.2.1.3 Analisa Data-Data Hasil Dari DST

3.2.2 Pressure Test.

3.2.2.1 Presssure Buid Up.

3.2.2.1.1Tujuan dan kegunaan Pressure Build Up.

3.2.2.1.2 Landasan Teori Pressure Build Up.

3.2.2.1.3 Data-Data Hasil Pressure Build Up.

3.2.2.1.4 Analisa Hasil Pressure Build Up.

3.2.2.2 Pressure Drow Down Test.

3.2.2.2.1. Tujuan Dan Kegunaan PDD

3.2.2.2.2 Data- data Hasil Pressure Draw-down.

3.2.2.2.3 Analisa Pressure Draw-down.

3.2.2.3 Multiple Rate Test

3.2.2.3.1 Two Flow Rate Test

3.2.2.3.2 Multiple Rate Test

BAB IV. PERKIRAAN PERILAKU RESERVOIR

4.1 Peramalan Performance Reservoir

4.1.1 Berdasarkan metode material balance

A. Reservoir Depletion Drive

1. Metode Tarner

2. Metode Muskat

3. Metode Pirson

4. Metode Tracy

B. Reservoir Gas Cap

C. Reservoir Water Drive

1. Perhitungan Water Influx

2. Metoda Dispersed Water

3. Metode frontal Water Displacement

D. Reservoir Segregation Drive

E. Reservoir Combination Drive

4.1.2 Berdasarkan data well test

4.1.3 Bersarkan kombinasi data well logging dan well test

A. Reservoir Depletion Drive

B. Reservoir Gas Cap

C. Reservoir Water Drive

D. Reservoir Segregation Drive

E. Reservoir Combination Drive

4.2 History Matching

4.3.1 Penyelarasan Tekanan

4.3.2 Penyelarasan Parameter Produksi

A. Penyelarasan WOR

B. Penyelarasan GOR

4.3 Manfaat Perilaku Reservoir

BAB V. PEMBAHASAN

BAB VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx,J. W, Bass D. M.Jr, Whaitting R.L,“Petroleum Reservoir Engineering

Propertais”., First Edition, Mc Graww Hill Book Company Inc., New York, USA

1980

2. Agus Widiarso, MT.,dkk “Petunjuk Praktikum Analisa Tekanan “

3. Charles R. Smith; G.W.Tracy; R Lance Farrar “Applied Reservoir Engineering”

Oil and Gas Consultant International; Tulsa; Oklahoma.

4. Clark, Norman.J.,”Element of Petroleum Reservoir”, Henry L Doherty Series,

SPE of AIME, Dallas, Texas Revised Edition, 1969

5. Craft, B.C., Hawkins, M.F.,”Applied Petroleum Reservoir Engineering”,

Englewood Cliffs, Prentice Hall Inc., New Jersey, 1959

6. Doddy Abdasah, DR, “Pressure Transient Analisys”, PT. Indrico Sakti, Jakarta

1990

7. Earlougher, Robert C., Jr.,”Advances in Well Test Analysis”, Second Printing

SPE of AIME, New York, Dallas, 1977

8. John Lee, “Well Test”, First Printing, Sociaty Of Petroleum Engineering, Of

AIME, New York, 1982.

9. John Lee; John B Rollins;John P Spivey.”Pressure Transient Testing” Henry L

Doherty Memorial Fund Of AIME Society Of Petroleum Engineers Richardson,

Texas 2003