1. dasar-dasar reservoir

5/28/2018 1. Dasar-Dasar Reservoir

1/109

Karwandi, S.T.

Oleh:


2/109

Nama : Karwandi, ST.

Tempat/tanggal lahir : Kediri / 08 April 1976

Asal Instansi : Pusdiklat Migas

Pendidikan : S-1, Teknik Perminyakan ITB

Status : Menikah, 2 anak

Alamat Kantor : Jl. Sorogo No. 1 Cepu Kab. Blora,

Jateng

E-mail : [email protected]

HP : 081322815201

BIODATA
mailto:[email protected]:[email protected]


3/109

Tujuan Pembelajaran :

Peserta mampu memahami danmenjelaskan reservoir migas

secara umum, sifat fisik batuanreservoir, sifat fisik fluidareservoir, tekanan dan temperatur

reservoir, serta penentuancadangan migas.


4/109

1. Reservoir Migas2. Sifat Fisik Batuan Reservoir

3. Sifat Fisik Fluida Reservoir4. Tekanan dan Temperatur

Reservoir

5. Cadangan Migas

Kerangka Sajian :


5/109

I. RESERVOIR MIGASProses Terjadinya Minyak dan Gas Bumi

Definisi Reservoir

Jenis-jenis reservoir


6/109

Teori proses pembentukan minyak yang dikenal

hingga saat ini ada dua teori besar yaitu :

1. Teori an -o rganik , dan

2. Teori o rganik

Proses Terjadinya Minyak danGas Bumi


7/109

Saat ini yang lebih banyak digunakan adalah

teori organik, teori ini menjelaskan bahwa minyak

dan gas bumi berasal dari makhluk hidup di

masa lalu

Salah satu pengembang teori an-organik adalah

para penganut creat ionistatau penganut azas

penciptaan(anti teor i evo lus i ).Teori an-organic sering juga dikenal abiotik,

atau abiogenic.
http://en.wikipedia.org/wiki/Abiogenic_petroleum_originhttp://en.wikipedia.org/wiki/Abiogenic_petroleum_origin


8/109

Proses Terjadinya Minyak dan Gas Bumi Menurut

teori Organik


9/109


10/109


11/109


12/109

Definisi Reservoir

Reservoir :suatu formasi batuan berpori (porous) dantembus fluida (permeabel) di bawah permukaantanah pada kedalaman tertentu yang dapat

menyimpan minyak dan gas bumi

Komponen reservoir :

Wadah Batuan Reservoir

Isi Fluida Reservoir

Kondisi Tekanan, temperatur


13/109

Syarat batuan Reservoir :

porous (berpori) dan permeabel (dapatmelewatkan fluida)

Mempunyai lapisan penutup (cap rock)

Mempunyai Struktur jebakan fluida

(trap)

Cap rock : batuan unporous & impermeabel

letaknya diatas struktur

- Struktural (antiklin, sesar dan kubah)

- Stratigrafi (lensa pasir, terumbu karang/gamping)

- Kombinasi


14/109

Ada Source Rock yang matang

Migrasi

. Baik migrasi primer dan sekunder

- Migrasi primer terjadi di dalam source rock

- Migrasi sekunder terjadi dalam batuan

reservoir menuju jebakan (trap)


15/109

K

Sg, So,Sw


16/109

JenisJenis Reservoir

A. Berdasarkan kondisi makro / geologi :

1. Reservoir Struktur

2. Reservoir Stratigrafi

3. Reservoir kombinasi

B. Berdasarkan kondisi awal fluida dalam Reservoir :1. Reservoir gas (dry gas & kondensat gas)

2. Reservoir minyak (saturated & undersaturated)

C. Berdasarkan mekanisme pendorong Reservoir :1. Reservoir water drive

2. Reservoir gas cap drive

3. Reservoir solution gas drive

4. Reservoir combination drive


17/109

1. Reservoir Struktur : Reservoir yang terbentukkarena adanya gaya-gaya geologi (gaya endogen)sehingga terbentuk struktur perangkap

Contoh : Patahan dan Antiklin

A. Jenis Reservoir Berdasarkan Kondisi Makro /

Geologi


18/109

Reservoir Patahan


19/109

Reservoir Antiklin


20/109

2. Reservoir Stratigrafi : Reservoir yang terbentuk

karena adanya perbedaan permeabilitas batuan

Contoh : Lensa Pasir dan Lidah


21/109

Reservoir lidah

(Stratigrafi)


22/109

3. Reservoir Kombinasi : Reservoir yang

terbentuk secara kombinasi antara stratigrafidan struktur.

Contoh : Ketidakselarasan / Unconformity


23/109

Unconfirmity (Reservoir kombinasi)


24/109

B. Jenis Reservoir Berdasarkan Kondisi Awal Fluidadalam Reservoir

1. Reservoir Minyak : Jika dalam reservoir terdapatakumulasi minyak yang dapat dinilai ekonomis.

Biasanya juga terdapat akumulasi gas yang disebut

tudung gas

Ada Dua macam jenisnya :

a. Reservoir Minyak Tak Jenuh (Under SaturatedReservoir) : Gas Terlarut dalam minyak


25/109

b. Reservoir Minyak Jenuh ( Saturated

Reservoir) : Gas sudah terlepas dari minyaksehingga terdapat fasa minyak dan fasa gas

yang terpisah.


26/109

a) oi l-water system; b) gas-water

systemand c) gas-oi l -water sy stem


27/109

C. Jenis reservoir Berdasarkan Mekanisme

Pendorong Reservoir

Dibedakan Menjadi :

1. Reservoir water Drive

2. Reservoir Gas Cap Drive

3. Reservoir Solution Gas Drive

4. Reservoir Combination Drive


28/109

Reservoir Water Drive

Minyak dalam pori-pori batuan mengalir kedalam lobang sumur diakibatkan oleh tenaga

dorongan dari aquifer yang mendorong ke

lapisan minyak di atasnya

Dengan diproduksinya minyak, maka pori-pori

batuan yang ditinggalkan minyak akan diisi oleh

air (proses water influx)


29/109

Reservoir Water drive

q

Ciri:

P relatif stabil

GOR rendah dan konstan

WOR meningkat kontinyu

Perilaku: Natural Flow sampai air berlebih

Recovery Factor 35-60%


30/109

Reservoir Gas Cap Drive

Tenaga pendorong yang menyebabkan minyakmengalir ke permukaan adalah berekspansinya

tudung gas (gas cap) yang berada di atas

lapisan minyak.

Pori-pori batuan yang ditinggalkan minyak akan

diisi dengan gas sehingga GOC (Gas Oil

Contact) turun dengan cepat


31/109

Reservoir Gas cap drive

q

Ciri:

P turun lambat namun menerus

GOR meningkat terusqw hampir tidak ada

Perilaku: Natural Flow tergantung pada ukuran gas cap nya.



32/109

Reservoir Solution Gas Drive

Tenaga pendorong yang menyebabkan minyak

mengalir ke permukaan adalah berekspansinya gas

yang terlarut dalam minyak.

Gas yang terlarut yang berekspansi akan mendorong

minyak dalam pori-pori batuan bergerak menuju ke

lobang sumur.


33/109

Reservoir Solution

Gas drive

Ciri:

P turun cepat

GOR mula-mula rendah kemudian naik dengan cepat

qw kecil

Perilaku: memerlukan pumping pada tahap awal



34/109

Reservoir Combination Drive

Tenaga pendorongnya merupakan

kombinasi dari water drive, gas cap drive,

dan solution gas drive.


35/109

Reservoir kombinasi (gas cap drive & water drive)

q


36/109

II. SIFAT FISIK BATUAN

RESERVOIR

Porositas

Permeabilitas

Saturasi


37/109

1. Porositas ( ) : Perbandingan antara volume

pori dengan volume bulk batuan

Porositas dipengaruhi oleh:

Ukuran Butiran

Sorting

Shape and roundness

Packing Compaction

Cementation


38/109


39/109

KUALITAS POROSITAS


40/109

1. Porositas dibedakan menjadi dua macam :

a. Porositas Absolut ( abs ) :

Perbandingan antara volume pori dengan volume

total batuan

b. Porositas Efektif ( eff ) :

Perbandingan antara volume pori yangberhubungan dengan volume total batuan

%100Vb

Vtabs

%100

Vb

Vpeff


41/109

Pori yang berhubungan dan Pori yang tidak

berhubungan

isolated

interconnected


42/109

Suatu batuan ditimbang di udara beratnya 50 gram ,

kemudian batuan tersebut direndam di dalam air lalu

ditimbang lagi beratnya menjadi 75 gram.

Jika berat jenis air = 1 gr/cm3, berat jenis batuan = 3gr/cm3

Hitunglah porositas batuan tersebut.

Contoh Kasus


43/109

2. Permeabilitas (k) :

Kemampuan batuan berpori untuk melewatkan

fluida melalui pori-pori yang berhubungan tanpa

mengakibatkan kerusakan pada batuan tersebut.

Penelitian Permeabilitas ini dilakukan pertama kali

oleh Darcy, seorang ilmuwan perancis abad sembilanbelas (Tahun 1856).

Darcy menyimpulkan bahwa kecepatan aliran fluida

melalui sistem saringan pasir sebanding denganperbedaan tekanan pada kedua ujung dan

berbanding terbalik dengan panjang dari sistem

saringan pasir tersebut


44/109

Darcy menyimpulkan bahwa kecepatan aliran

fluida melalui sistem saringan pasir yang

horizontal sebanding dengan perbedaan tekanan

pada kedua ujung saringan pasir dan berbandingterbalik dengan panjang dari sistem saringan

pasir tersebut


45/109

Eksperimen Darcy


46/109

Satu darcy didefinisikan :

permeabilitas suatu batuan yang mampu

melewatkan suatu fluida dengan kekentalan

satu centipoise dan mengalir dengan lajualir satu centimeter cubic per detik dengan

penampang batuan seluas satu centimeter

persegi dimana perbedaan tekanan /

gradien tekanan satu atmosfer per

centimeter


47/109

Bila dijabarkan ke dalam

Rumus :

darcyatmPcmA

cmLcpq

k dtkcm

)()(

)()()(2

3


48/109

Permeabilitas Absolut (K)Permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui

media berpori hanya 1 fasa (gas, minyak atau air)

Permeabilitas Efektif (Kw, Ko, Kg)

Permeabilitas dimana fluida yang mengalir melaluimedia berpori lebih dari 1 fasa (minyak & gas, minyak

& air, air & gas atau ketiga-tiganya)

Permeabilitas Relatif (Kro, Krw, Krg)

Perbandingan antara Permeabilitas efektif dengan

Permeabilitas Absolut.

Kro = Ko/K, Krw = Kw/K, Krg = Kg/K

Macam-macam istilah Permeabilitas:


49/109

Pengelompokan Kualitas

Permeabilitas Batuan

Permeability (mD)

< 5 mD Tight

510 mD Fair

10100 mD Good

1001000 mD Very Good


50/109

Ilustrasi Porositas dan

Permeabilitas


51/109

Porosity pada umumnya tidak dipengaruhi oleh

ukuran butir batuan tetapi permeabilitas bertambah

jika ukuran butir batuan bertambah

Pengaruh ukuran butiran batuan terhadap permeabolitas


52/109

3. Saturasi (S) :

Kejenuhan fluida (minyak, air & gas) di dalam pori-

pori batuan

%100Vp

VoSo

%100VpVwSw

%100Vp

VgSg

1 SgSwSo

Secara Matematis dapat ditulis sebagai berikut:


53/109

Secara Matematis, dapat ditulis sebagai berikut:

Reservoir yang terisi gas-oil-water

Vp= Vo+ Vw+ Vg Reservoir yang terisi oil-water

Vp= Vo+ Vw

Reservoir yang terisi gas-water

Vp= Vw+ Vg Untuk reservoir yang mempunyai sistem fluida

Minyak, air, dan gas berlaku hubungan :

wog

p

ww

p

oo SSS

V

VS

V

VS 1

III SIFAT FISIK F UIDA


54/109

Komponen dan Komposisi Fluida

Diagram Fasa

Viskositas

Kelarutan Gas dalam MinyakFaktor Volume Formasi

III. SIFAT FISIK FLUIDA

RESERVOIR


55/109

1. Komponen dan Komposisi Fluida

komponenadalah bagian-bagian murni (senyawa) yang

menyusun sehingga terbentuk minyak bumi

Komposisi adalah suatu cara untuk menyatakan berapa

besar atau berapa banyak suatu komponen murni

(senyawa) ikut menyusun terbentuknya suatu fluida cair

atau gas yang disusun dari banyak komponen

Komponenyang membentuk minyak bumi terbagi ataskomponen utamadan komponen ikutan.


56/109

Komponen utama adalah senyawa hidrokarbondari golongan parafin

Komponen ikutan (Impuri t ies) adalahkomponen non hidrokarbon yang ikut menyusun minyak

bumi.

Termasuk komponen ikutan adalah:

1. Hidrogen sulfida (H2S), gas ini sangat berbahaya karena

sangat beracun

2. Nitrogen(N2)

3. Karbon dioksida (C02)

S hid k b b i


57/109

Senyawa hidrokarbon sebagai

komponen utama yang menyusun

minyak dan gas bumi dapatdigolongkan menjadi:

a. Parafin

b. Naphtenikatau siklo parafin

c. Aromatik


58/109

Parafin, juga disebut senyawahidrokarbon jenuh (saturated), mempunyairumus umum CnH2n+2. Minyak mentah yang

disusun dari golongan parafin disebut

paraf in ic base crude (minyak mentah

dasar parafin). Contoh senyawa parafin

seperti Metana, Etana, Butana, dan

seterusnya (golongan Alkana).

Naphtenikatau s iklo paraf in,


59/109

p atau p ,senyawa hidrokarbon jenuh (saturated)

yang bersifat siklik, mempunyai rumus

umum CnH2n. Minyak mentah yang

disusun dari golongan naphta disebut

naphtenic base crude.

Contoh senyawa naphtaatau siklo

parafinseperti siklo propana., siklobutana, siklo pentana dan seterusnya.

Minyak golongan napthenic bila didistilasi

banyak menghasilkan asphalt


60/109

Aromat ik, senyawa hidrokarbon tidak

jenuh (unsaturated) yang

tertutup/melingkar, mempunyai rumus

umum CnH2n-6.Minyak mentah yang disusundari golongan aromatik disebut aromat ic

base crude


61/109

Untuk minyak bumi komposisi komponen

dapat dinyatakan dalam,

1. Fraksi atau persen berat2. Fraksi atau persen Mol

Kompos is i komponen pada

umumnya dinyatakan dalam

satuan fraksi atau persen

komponen

B t k k i


62/109

Berat komponen ke - i

Fraksi b erat kom ponen ke-i =

Berat komponen

Mol komponen ke - i

Fraksi Mol kom ponen ke-i =

I Mol komponen

Komponen Komposisi Minyak Bumi Lapangan Cepu Pada Kondisi Tekanan


63/109

Komponen Minyak Cepu 15 psig,

860F (persen mol)

Minyak Kaltim 203

psig, 143,60F (persen

mol)

H2S 0.00 0.00

CO2 0.15 2.17

Nitrogen Trace Trace

Metana 0.64 5.76

Etana 0.20 1.72

Propana 0.87 1.83

Iso Butana 0.58 0.65

Butana 1.06 1.04

Iso Pentana 0.94 0.59

Pentana 0.90 0.45

Heksana 2.46 0.42

Heptana plus 92.18 85.76

p p y p g p

Dan Temperatur Tertentu


64/109

Menjelaskan fasa yang terjadi pada suatu

benda dalam kondisi Tekanan, temperature

dan volumetertentu.

Kita bisa mengidentifikasi fasa pada

keadaan lain apabila terjadi perubahan

parameter-parameternya.

2. Diagram Fasa


65/109

Diagram fasa meliputi diagram fasa satu

komponendan diagram fasa beberapa

komponenyang merupakan fluidareservoir

Diagram fasa bisa digambarkan dalam

tiga dimensi (P.V,T) ataupun dua

dimensi (P,T atau P,V) untuk

menyederhadakan pembacaan

Di F S t K /


66/109

Diagram Fasa Satu Komponen /

Senyawa

Di F M lti K


67/109

Diagram Fasa Multi Komponen


68/109

Diagram fasa dapat dibuat setelahdilakukan analisa komposisi fluida

reservoir, maka dapat ditentukan jenis

reservoir (berdasarkan kondisi awalfluida dalam reservoir) bila tekanan dan

temperatur awal reservoir diketahui

Berdasar gambar di atas, jenis reservoir


69/109

g , jtersebut dapat diterangkan sebagaiberikut:

Jika kondisi awal reservoir pada titik F

(T3, PF) atau selama berada diluar daerahdua fasa (dalam lengkung grafik) dantemperatur reservoir lebih besar daripada

temperatur kritik, maka reservoar tersebutadalah reservoir gas.


70/109

Jika kondisi awal reservoir pada titik A

(T2, PA) atau keadaan diluar grafik dua fasadan temperatur reservoir di antara

temperatur kritik dan krikondenterm

(temperatur tertinggi dimana masihditemukan fasa cair) akan diperolehreservoir gas kondensat retrograde.


71/109

Jika kondisi awal reservoir pada titik J

(Ti, Pj) atau keadaan diluar grafik dua fasadan temperatur reservoir Iebih kecil

daripada temperatur kritik akan diperolehreservoir minyak tidak jenuh

(undersaturated atau dissolved gasreservoir).


72/109

Reservoir 2 fasa, yaitu reservoir minyakdan gas berada dalam satu reservoir, diantara minyak dan gas terpisah dengan

jelas. Reservoir ini juga disebut sebagaireservoir jenuh (saturated reservoir),

dinyatakan pada titik L.

Diagram fasa tersebut sebenarnya diperoleh dari diagram


73/109

Diagram fasa tersebut sebenarnya diperoleh dari diagram

fasa setiap komponen murni yang digabung menjadi satuseperti pada gambar di bawah ini :


74/109

1. BubblePoint Pressure.

Kondisi tekanan pada temperature tetap dimana

gas pertama kali terbentuk (Pb)

2. Dew -Point Pressure.

Kondisi tekanan pada temperature tetap dimana

tepat ketika semua cairan habis / pertama kali

terbentuk butir cairan(Pd)

Keterangan :


75/109

3. Critical Point

Titik dimana cairan dan gas hadir bersamaan atau

titik temu antara ujung bubble point line dengan

dew point line.

4. Cricondenbar & Cricondentherm

Tekanan dan temperature maksimum dimanacairan dan gas pertama kali hadir.

Fluida di dalam reservoir umumnya


76/109

Fluida di dalam reservoir umumnya

dikelompokkan menjadi lima macam, yaitu :

1. Black Oil atau juga disebut Low

Srinkage Oil

2. Volatile Oil atau juga disebut HighSrinkage Oil

3. Retrograde Gas Kondensat

4. Wet Gas5. Dry Gas


77/109

Beberapa ciri khusus yangmembedakan fluida reservoir

jenis Black Oil, Volatile Oil,

Retrograde Condensate, WetGas, dan Dry gas


78/109

k k b l k l


79/109

Diagram Fasa Untuk Minyak bumi jenis Black Oil

(Low Shrinkage Oil)

k k b l l


80/109

Diagram Fasa Untuk Minyak bumi jenis Volatile

Oil (High Shrinkage Oil)


81/109

Diagram Fasa Untuk Gas Kondensat Retrograde


82/109

Diagram Fasa Untuk Gas Basah

Diagram Fasa Untuk Gas Kering


83/109

Diagram Fasa Untuk Gas Kering

3 Spesifik Gravity


84/109

3. Spesifik Gravity, ,

Yaitu perbandingan densitas suatu fluida

terhadap densitas air (jika cairan ) atauterhadap densitas udara (jika gas) pada

suhu dan tekanan standar (14,7 psia dan

600F)

Untuk minyak , spesifik gravity biasa dinyatakan

dalam 0API (American Petroleum Institute) dimana

dinyatakan :


85/109

4. Viskositas () :ukuran kekentalan fluida atau keengganan fluida

untuk mengalir, dinyatakan dalam centipoise (cp)

Viskositas dipengaruhi oleh :

Tekanan, temperatur dan kelarutan gas


86/109

4. Kelarutan Gas (Rs) :

banyaknya gas yang terlarut (kondisi standar)

dalam tiap 1 STB

5 Faktor Volume Formasi Minyak(B ) :


87/109

5. Faktor Volume Formasi Minyak(B0) :

Perbandingan volume minyak di dalam reservoir

terhadap volume dipermukaan (standard)

- Volume fluida dalam reservoir dipengaruhi oleh P

dan Rs

- Volume standard relatif lebih kecil daripada volume

reservoir karena gas sudah keluar dari cairan


88/109

IV TEKANAN DAN


89/109

Tekanan Reservoir

Temperatur Reservoir

IV. TEKANAN DANTEMPERATUR RESERVOIR

Tekanan Reservoir


90/109

Reservoir minyak dan gas bumimempunyai tekanan disebut dengan

tekanan reservoir, yang menyebabkan

minyak dan gas bumi menyembur ke

permukaan (natural flow).

Adanya tekanan reservoir diakibatkanoleh tekanan overbourden batuan yang

berada di atas lapisan reservoir.

Tekanan Reservoir

P d k di i l t k i d


91/109

Pada kondisi awal, tekanan reservoir pada

suatu kedalaman sama dengan tekanan

hidrostatik yang diakibatkan oleh tinggikolom air formasi yang mengandung garam

sebesar 55.000 ppm atau gradient tekanan air

formasi sebesar 0.45 psi/ft disebut normal

gradient.

Adanya peristiwa geologi, yaitu sesar

(patahan) pada reservoir akan menyebabkangradient tekanan reservoir pada kondisi awal

tidak sama dengan 0.45 psi/ft.


92/109

Pada sesar naik, lapisan yang terangkat

gradient tekanannya menjadi lebihbesar dari 0.45 psi/ft disebut abnormal

gradient

Lapisan yang mengalami penurunangradient tekanannya menjadi lebih kecil

dari 0.45 psi/ft disebut subnormal

gradient.

Pada kondisi awal tekanan reservoir


93/109

Pada kondisi awal tekanan reservoir

pada suatu lapisan / formasi

produktif dinyatakan dengan rumus:Pr = G x TVD

Pr = tekanan reservoir (psi)

G = gradient tekanan (psi/ft)

TVD = kedalaman tegak lapisan (ft)

Contoh :


94/109

Suatu Reservoir mempunyai kedalaman tegak 4000

ft, hitunglah :a. Tekanan reservoir pada normal gradient

b. Jika reservoir mengalami sesar naik, sehingga

lapisan yang terangkat kedalamannya menjadi3000 ft dan yang turun menjadi 5000 ft, hitunglah

gradient tekanan di kedua lapisan tersebut.

T t R i


95/109

Dalam teknik reservoir temperatur reservoirdianggap konstan (tidak berubah), adanya

temperatur di reservoir disebabkan oleh

gradient temperature panas bumi (gradient

geothermal) sebesar 2F/100ft.

Besarnya tekanan dan temperature

reservoir sangat berpengaruh terhadapsifat fisik fluida reservoir seperti derajat

API, fasa fluida ke larutan gas dalam

minyak dll.

Temperatur Reservoir


96/109

Temperatur reservoir pada suatu kedalaman

dihitung dengan rumus:Tr = (Gt x TVD) + T

Tr = temperature reservoir (F)

Gt = gradient temperature ( 2F / 100 ft)

TVD = kedalaman tegak lapisan (ft)

T = Temperatur permukaan (F)


97/109

. Pengertian IOIP dan IGIP. Perhitungan Cadangan Minyak Secara Volumetrik

V CADANGAN MIGAS


98/109

Initial Oil In Place (IOIP) adalah cadangan minyak yang ada di

reservoir secara total, Tidak semua minyak yang ada di reservoir dapat diproduksi,

yang dapat diproduksikan ke permukaan disebutRecoverable Reserve.

Perbandingan antara Recoverable Reserve dengan IOIPdisebut Recovery Factor (RF).

Jadi nilai RF selalu lebih kecil dari satu.

Volume minyak pada kondisi reservoir dinyatakan dalam

satuan Reservoir Barrel (RB), apabila sudah diproduksikan kepermukaan dinyatakan dalam Stock Tank Barrel (STB).


99/109

cadangan gas yang ada di reservoir secara keseluruhandisebut IGIP (Initial Gas In Place), sama halnya denganminyak harga RF untuk Gas selalu lebih kecil dari satu.

Satuan untuk volume gas biasanya dinyatakan dengancubic feet,pada kondisi reservoir volume gas dinyatakan

dalam Reservoir Cubic Feet (RCF) sedangkan pada kondisipermukaan dalam SCF (Standard Cubic Feet).

Untuk gas dengan massa yang sama volumenya direservoir jauh lebih kecil dibandingkan dengan volume dipermukaan.


100/109

Untuk menghitung cadangan dengan metoda ini diperlukandata antara lain

volume bulk reservoir (Vb)

porositas effektif batuan (),

saturasi minyak (So), saturasi gas (Sg),

factor volume formasi minyak awal (Bo) dan

factor volume formasi gas awal (Bg).


101/109

Volume bulk batuan diperoleh dari hasil perhitunganmenggunakan peta Isopach Peta isopach adalah peta yangdibuat dengan cara menghubung kan titik-titik yangmempunyai kedalaman yang sama dari hasil pemborandeliniasi.

Titik-titik yang dihubungkan membentuk suatu garis yangdisebut garis kontur.


102/109

Untuk menghitung volume bulk batuan dalam suatureservoir secara lebih akurat maka pada suatu ketebalanreservoir dibuat beberapa garis kontur dengan intervalketebalan yang sama.

Garis-garis kontur adalah garis yang membatasi luas areareservoir pada kedalaman yang sama.

Cadangan Migas


103/109

g g

Contoh peta isopach dan penampangnya

Cadangan Migas


104/109

Luas lapisan reservoir yang paling bawah biasanyadinyatakan dengan A0, untuk lapisan yang ada di atasnyaA1 di atasnya lagi A2 dan seterusnya.

Volume batuan antara 2 garis kontur dengan ketebalantertentu dinyatakan dengan Vb, maka total volume bulk

batuan adalah merupakan jumlah dari Vb.

Cadangan Migas


105/109

Untuk menghitung Vb berlaku ketentuan sebagai berikut:

Jika perbandingan luas daerah yang berurutan (A1/A0 atauA2/A1) lebih kecil dari 0.5 maka digunakan persamaanbentuk pyramid sbb:

An+1/An < 0.5 maka

3

2121 AAAAhVb

Jika luas daerah yang berurutan lebih besar dari


106/109

Jika luas daerah yang berurutan lebih besar dari

0.5 maka digunakan persamaan bentuk trapezoid

sebagai berikut:An+1/An > 0.5

Jadi volume bulk batuan: Vb = Vb

2

)21( AAhVb

Cadangan Migas


107/109

Untuk menghitung cadangan minyak di tempat dengan

metode volumetrik digunakan rumus sebagai berikut:IOIP = (7758 x Vb x x S)/Boi

Dimana:

IOIP = cadangan minyak di tempat (STB)

7758 = konversi dari acre.ft ke barrel

Vb = volume bulk batuan (acre.ft) = porositas effektif (fraksi)

S = saturasi minyak (fraksi)

Boi =factor volume formasi minyak awal (RB/STB)

Cadangan Migas


108/109

Untuk menghitung cadangan gas di tempat dengan

metode volumetric digunakan rumus:IGIP = (43560 x Vb x x S)/Bgi

Dimana:

IGIP = cadangan gas di tempat (SCF)

43560= konversi dari acre.ft ke cubic ft

Vb = volume bulk batuan (acre ft) = porositas effektif batuan (fraksi)

Sg = saturasi gas (fraksi)Bgi = factor volume formasi gas awal (RCF/SCF)


109/109

TERIM K SIH

1. dasar-dasar reservoir

Documents

minyakdan gas bumi berasal

sifat fisik batuan reservoir3

sifat fisik fluida reservoir4

reservoir gas cap drive3

reservoir solution gas