ABSTRACT PENGARUH NET OVERBURDEN (NOB) TERHADAP POROSITAS DAN PERMEABILITAS PADA BATUAN RESERVOIR TURBIDITE LAUT DALAM

TESIS MASTER

Candra Sugama (22208023)

ABSTRACT PENGARUH NET OVERBURDEN (NOB) TERHADAP POROSITAS DAN PERMEABILITAS PADA BATUAN RESERVOIR TURBIDITE LAUT DALAM

Oleh CANDRA SUGAMA NIM : 22208023 (Program Studi Teknik Peminyakan)

Several studies have been conducted and published to analyze the effect of Net Overburden (NOB) pressure on the rock permeability measurements. These studies have reported that an increase of the NOB value will decrease the permeability measurement.

This study evaluates the reduction of porosity and permeability value due to NOB value increase on core plug samples from different fasies. The core plug samples were taken from conventional cores which are dominated by very fine grain, friable sandstones. These conventional cores have been acquired in turbidite deep water slope system interval in a gas field, Kutei basin, which has been deposited in Upper Pliocene time.

The objective of this study is to predict in the laboratory, the porosity and permeability at reservoir conditions from core plugs measurement using different NOB values. This study also analyzes the effect on the facies (sandstone quality) as result of the porosity and permeability reduction due to NOB pressure. Further analysis is also addressed to predict the changes in porosity and permeability during the gas production life time.

i

TESIS MASTER


LEMBAR PENGESAHAN PENGARUH NET OVERBURDEN (NOB) TERHADAP POROSITAS DAN PERMEABILITAS PADA BATUAN RESERVOIR TURBIDITE LAUT DALAM

Oleh CANDRA SUGAMA NIM : 22208023 (Program Studi Teknik Perminyakan) Institut Teknologi Bandung

Menyetujui Tim Pembimbing Tanggal ………………………..

Ketua

___________________________ (Prof. Dr. Ir. Pudji Permadi)

ii

TESIS MASTER


KATA PENGANTAR Alhamdulillahirobbilalamin. Telah selesai penulisan laporan Tesis Master yang berjudul “PENGARUH

NET

OVERBURDEN

(NOB)

TERHADAP

POROSITAS

DAN

PERMEABILITAS PADA BATUAN RESERVOIR TURBIDITE LAUT DALAM” ini. Puja dan puji syukur penulis ucapkan kepada Allah SWT yang Maha Kuasa dan Maha Mengetahui yang telah memberikan petunjuk dan inspirasi sehingga penulis dapat menyelesaikan pengerjaan penyusunan Tesis Master ini. Sholawat dan salam penulis ucapkan kepada Rasul akhir zaman Muhammad SAW.

Ucapan terima kasih yang sebesar-besarnya penulis ucapkan kepada Prof. DR. Ir. Pudji Permadi yang telah bersedia meluangkan waktu untuk membimbing dan berdiskusi dengan penulis selama proses pengerjaan Tesis Master ini.

Ucapan terima kasih yang sebesar-besarnya juga penulis sampaikan kepada Istri tersayang, Julia Saptanita, dan kepada Ananda Ardhian Danish Sugama yang tercinta yang selalu memberikan dorongan semangat selama proses pengerjaan Tesis Master ini sehingga penulis selalu dapat mengobarkan semangat untuk merampungkan pekerjaan besar ini. Ucapan terim kasih juga penulis sampaikan kepada Ibunda terkasih Suharyati, yang saya hormati Bapak Mertua H. Sujatmin Bsc. dan Ibu Mertua Yayah Wafiah, saudara-saudara kandung, seluruh saudara-saudara ipar penulis serta para keponakan.

Tak lupa, ucapan terima kasih yang sebesar-besarnya juga penulis ucapkan kepada teman-teman S-2 ITB angkatan 2008 kelas Jakarta, terutama kepada Erwin Dicky atas diskusi tentang CMG dan VLP, Bambang Herianto atas pemberian paper-paper sebagai bahan referensi dan Rendhi Iswarajati atas pertanyaan-pertanyaan melalui SMS dan telepon tentang kemajuan Tesis ini.

Selain itu, ucapan terima kasih juga penulis sampaikan kepada teman-teman Eni Indonesia di departemen Eksplorasi dan Exploitasi, terutama kepada Johny Aruan yang telah bersedia meluangkan waktu untuk berdiskusi tentang mekanika batuan, Herastya Iman Priyonggo yang sering memberikan semangat kepada penulis, Johannes Sare atas diskusinya tentang well test dan well performance, Edo Richardo Daniel yang telah banyak memberikan input dalam pengerjaan

iii

TESIS MASTER


statik modeling, dan DR. Ukat Sukanta yang telah banyak memberikan semangat sepanjang proses pengerjaan Tesis ini.

Akhirnya, ucapan terima kasih juga penulis sampaikan kepada Bapak Acep Kundrat yang telah memberikan banyak kontribusi kepada penulis, terutama di bidang administrasi serta pihak-pihak lain yang telah banyak memberikan bantuan yang tidak dapat penulis sebutkan pada kesempatan ini.

Penulis yakin bahwa hasil pekerjaan ini jauh dari sempurna, oleh sebab itu masukan, saran, kritik dan koreksi yang bermanfaat akan sangat berarti terhadap hasil dari pekerjaan ini. Namun demikian, semoga apa yang ada di dalam tulisan ini dapat memberikan banyak manfaat kepada semua pihak.

Penulis Maret 2011

iv

TESIS MASTER


Daftar Isi ABSTRACT....................................................................................................................................... I LEMBAR PENGESAHAN ............................................................................................................ II KATA PENGANTAR ................................................................................................................... III DAFTAR ISI ...................................................................................................................................... V DAFTAR TABEL ............................................................................................................................... VI DAFTAR GAMBAR .......................................................................................................................... VII BAB I PENDAHULUAN ...................................................................................................................... 1 1.1 Deskripsi Topik Penelitian ...................................................................................... 1 1.2

Latar Belakang ........................................................................................................ 1

1.3

Tujuan Penelitian .................................................................................................... 2

1.4

Sistematika Penulisan ............................................................................................. 2

BAB II TINJAUAN PUSTAKA ............................................................................................................. 4 BAB III DATA DAN METODA PENDEKATAN ................................................................................... 11 3.1 Data yang Tersedia ............................................................................................... 11 3.2

Metoda dan Pendekatan ........................................................................................ 12

BAB IV ESTIMASI TEKANAN NET OVERBURDEN (NOB) ............................................................... 15 BAB V ANALISIS PENGARUH STRESS TERHADAP POROSITAS DAN PERMEABILITAS ...................... 23 5.1 Analisis Petrofisika ............................................................................................... 23 5.2

Pengaruh Stress Terhadap Porositas ..................................................................... 26

5.3

Pengaruh Stress Terhadap Permeabilitas .............................................................. 29

5.4

Perbandingan Permeabilitas Core Dengan Hasil Interpretasi Pressure Build-up . 38

BAB VI IMPLEMENTASI STRESS DEPENDEN POROSITAS DAN PERMEABILITAS DALAM RERSERVOIR MODELING ..................................................................................................................................... 44 BAB VII KESIMPULAN DAN SARAN ................................................................................................ 53 7.1 Kesimpulan ........................................................................................................... 53 7.2

Saran ..................................................................................................................... 54

DAFTAR REFERENSI ....................................................................................................................... 55 APENDIX A .................................................................................................................................... 57 APENDIX B..................................................................................................................................... 60

v

TESIS MASTER


Daftar Tabel Tabel 1 Daftar beberapa properti rock mechanic (Setelah Wong et. al., 2007) ............................ 18 Tabel 2 Parameter petrofisika ....................................................................................................... 23 Tabel 3 Hasil pengukuran XRD .................................................................................................... 25 Tabel 4 Hasil pengukuran porositas injeksi Helium ..................................................................... 26 Tabel 5 Nilai elastisitas porositas ................................................................................................. 28 Tabel 6 Nilai rata-rata pore volume compressibility (

) ............................................................. 29

Tabel 7 Hasil pengukuran permeabilitas pada beberapa NCS ...................................................... 30 Tabel 8 Hasil interpretasi pressure build up ................................................................................. 40 Tabel 9 Parameter interpretasi two layers model .......................................................................... 40

vi

TESIS MASTER


Daftar Gambar Gambar 1 Model proses irreversibel (IMEX/CMG user guide, 2007) ........................................... 7 Gambar 2 Hubungan antara tekanan efektif dengan normalisasi permeabilitas (Nelson dan Batzle) ..................................................................................................................................... 9 Gambar 3 Contoh conventional core ............................................................................................ 12 Gambar 4 Contoh core plug dengan aluminium sleeve ................................................................ 13 Gambar 5 Grafik hubungan antara tekanan pori dengan NOB ..................................................... 19 Gambar 6 Gambaran 3D daerah slope laut dalam ........................................................................ 20 Gambar 7 Peta dip slope ............................................................................................................... 20 Gambar 8 Penampang overburden................................................................................................ 21 Gambar 9 Estimasi variasi NOB inisial ........................................................................................ 22 Gambar 10 Hasil analisis petrofisika ............................................................................................ 24 Gambar 11 Sayatan tipis sampel ................................................................................................... 25 Gambar 12 Hubungan antara porositas dan volume lempung ...................................................... 26 Gambar 13 Histogram porositas pada beberapa nilai NCS .......................................................... 27 Gambar 14 Plot antara porositas dan permeabilitas pada NCS=800 psia ..................................... 29 Gambar 15 Histogram permeabilitas pada beberapa NCS ........................................................... 30 Gambar 16 CT-scan sampel 141 dan 172 setelah dilakukan tes ................................................... 31 Gambar 17 SEM sampel 173 ........................................................................................................ 34 Gambar 18 SEM sampel 149 ........................................................................................................ 34 Gambar 19 Pengaruh NOB terhadap permeabilitas facies 1 ........................................................ 35 Gambar 20 Pengaruh NOB terhadap permeabilitas facies 2 ........................................................ 35 Gambar 21 Peta variasi rasio permeabilitas .................................................................................. 36 Gambar 22 Distribusi permeabilitas pada NCS=800 psia ............................................................ 37 Gambar 23 Distribusi permeabilitas inisial................................................................................... 38 Gambar 24 Diagram skematik model aliran ................................................................................. 39 Gambar 25 Analisis log-log plot ................................................................................................... 40 Gambar 26 Nilai permeabilitas efektif .......................................................................................... 42 Gambar 27 Perbandingan permeabilitas efektif core dengan hasil interpretasi pressure build up ............................................................................................................................................... 43 Gambar 28 Distribusi porositas .................................................................................................... 45 Gambar 29 Distribusi permeabilitas horizontal inisial ................................................................. 46 vii

TESIS MASTER


Gambar 30 Tekanan pori inisial .................................................................................................... 46 Gambar 31 Hubungan antara tekanan pori dan rasio permeabilitas facies 1 ................................ 49 Gambar 32 Hubungan antara tekanan pori dan rasio permeabilitas facies 2 ................................ 49 Gambar 33 Perbandingan hasil simulasi reservoir skenario 1 ...................................................... 51 Gambar 34 Perbandingan hasil simulasi reservoir skenario 2 ...................................................... 52

viii

TESIS MASTER


Bab I Pendahuluan

1.1

Deskripsi Topik Penelitian

Penelitian ini ditujukan untuk mengevaluasi pengaruh Net Overburden (NOB) terhadap porositas dan permeabilitas batuan reservoir gas laut dalam. Reservoir gas ini terletak di daerah slope laut dalam di cekungan laut dalam Kutei, selat Makasar.

Stress yang menekan batuan dapat memberikan pengaruh pada properti batuan tersebut. Di dalam studi ini, stress yang dimaksud adalah Net Overburden (NOB) stress. Kenaikan NOB ini dapat mempengaruhi nilai porositas dan permeabilitas batuan.

Untuk melakukan evaluasi pengaruh kenaikan NOB terhadap perubahan porositas dan permeabilitas ini, maka dibutuhkan pengukuran nilai porositas dan permeabilitas sampel batuan di bawah pengaruh net confining stress (NCS) yang berbeda-beda. Sampel batuan yang diukur ini merupakan bagian dari reservoir yang terdiri atas batuan sedimen klastik yang diendapkan pada lingkungan komplek turbidite slope laut dalam yang berumur Upper Pliocene. Batuan sedimen ini terdiri atas batupasir berbutir halus sampai sangat halus, silty sandstones, siltstone dan shally sandstones, terdapat laminasi shale di beberapa tempat, dengan tingkat kompaksi rendah, didominasi oleh butiran kuarsa, memiliki bentuk butir menyudut sampai agak membundar, carbonaceous di beberapa tempat dan memiliki nilai porositas yang relatif besar.

1.2

Latar Belakang

Sampai saat ini, studi tentang pengaruh Net Overburden (NOB) terhadap porositas dan permeabilitas di cekungan laut dalam Kutei jarang dipublikasikan. Sedangkan telah banyak peniliti telah mempublikasikan hasil studi tentang pengaruh stress terhadap porositas dan permeabilitas batuan di tempat-tempat lain.

Berdasarkan laporan-laporan hasil penelitian tentang pengaruh stress terhadap porositas dan permeabilitas menyatakan bahwa kenaikan stress tidak memberikan pengaruh yang signifikan terhadap porositas. Akan tetapi, naiknya stress yang dikenakan pada batuan dapat mengakibatkan turunnya nilai permeabilitas. Besarnya penurunan permeabilitas ini merupakan fungsi 1

TESIS MASTER


exponensial dari kenaikan stress. Besarnya penurunan nilai permeabilitas akibat pengaruh stress ini bervariasi tergantung pada sifat, karakter dan properti dari batuan yang merupakan fungsi dari proses sedimentasi dan diagenesis dari batuan tersebut.

Selain itu, sampai saat ini masih sangat sedikit pengaruh stress dependen porositas dan permeabilitas dipertimbangkan sebagai variabel penting di dalam simulasi reservoir. Pada umumnya, variabel porositas dan permeabilitas dianggap sebagai variabel konstan. Fakta menunjukkan bahwa porositas dan permeabilitas merupakan variabel yang dinamis sepanjang waktu selama proses produksi berlangsung. Oleh karena sifat inilah, kedua variabel tersebut dapat memberikan pengaruh yang sangat signifikan kepada performa produksi reservoir.

1.3

Tujuan Penelitian

Beberapa tujuan studi tentang pengaruh Net Overburden (NOB) terhadap porositas dan permeabilitas ini adalah sebagai berikut: 1. Mengevaluasi pengaruh NOB terhadap porositas dan permeabilitas pada batuan sedimen komplek turbidite slope laut dalam yang terletak di lapangan gas laut dalam. 2. Mengevaluasi hubungan antara stress dependen permeabilitas dengan kualitas batuan (facies). 3. Memprediksi permeabilitas pada kondisi reservoir dengan menggunakan pengukuran permeabilitas di laboratium. 4. Membandingkan nilai prediksi permeabilitas berdasarkan pengukuran laboratorium dengan hasil interpratasi pressure build up. 5. Memprediksi nilai porositas dan permeabilitas sepanjang proses produksi gas berlangsung. 6. Mendokumentasikan besarnya stress dependen permeabilitas di lokasi penelitian.

1.4

Sistematika Penulisan

Sistematika penulisan laporan studi ini adalah sebagai berikut:

Bab I Pendahuluan Pembahasan di dalam bab ini meliputi deskripsi topik penelitian, latar belakang, tujuan penelitian dan sistematika penulisan. 2

TESIS MASTER


Bab II Tinjauan Pustaka Di dalam bab ini dibahas tentang beberapa hasil penelitian yang telah dilakukan sebelumnya dan telah dipublikasikan yang berkaitan dengan pembahasan stress dependen porositas dan permeabilitas sebagai referensi dan perbandingan dalam studi ini.

Bab III Data dan Metoda Pendekatan Jumlah dan tipe data yang tersedia dan digunakan dalam studi ini ditunjukkan dalam bab ini. Metoda pendekatan yang diaplikasikan juga dijelaskan di dalam bab ini.

Bab IV Estimasi Tekanan Net Overburden (NOB) Dasar teori, metoda dan perhitungan NOB dibahas di dalam bab ini. Faktor-faktor yang mempengaruhi besarnya NOB juga dipaparkan di sini.

Bab V Analisis Pengaruh Stress Terhadap Porositas dan Permeabilitas Evaluasi tentang pengaruh stress terhadap porositas dan permeabilitas dibahas di dalam bab ini. Selain itu, hasil perbandingan antara nilai permeabilitas dari pengukuran core di laboratorium dan permeabilitas dari hasil interpretasi pressure build up juga ditampilkan di bagian ini.

Bab VI Implemetasi Stress Dependen Porositas dan

Permeabilitas Dalam Reservoir

Modeling Bab ini berisi tentang implelentasi stress dependen porositas dan permeabilitas dalam reservoir modeling. Dengan menggunakan metoda simulasi reservoir sederhana, evaluasi dan perbandingan antara kasus stress dependen porositas dan permeabilitas dengan metoda konvensional (porositas dan permeabilitas dianggap konstan) juga diperlihatkan di bagian ini.

Bab VII Kesimpulan Kesimpulan dari seluruh penelitian ini ditampilkan di dalam bab kesimpulan.

3

TESIS MASTER


Bab II Tinjauan Pustaka Terdapat banyak peneliti yang telah melakukan studi dan melaporkan tentang pengaruh stress terhadap porositas dan permeabilitas. Secara umum, laporan-laporan hasil studi tersebut menyatakan bahwa meningkatnya stress yang dikenakan pada batuan dapat menurunkan nilai permeabilitas.

Fatt dan Davis (1952) telah melakukan penelitian tentang pengaruh stress terhadap permeabilitas dengan menggunakan peralatan yang sederhana. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan sampel batupasir yang bersih dan kering. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa tekanan NOB dapat memberikan efek pada permeabilitas. Naikknya NOB yang dikenakan pada sampel batuan dapat menurunkan nilai permeabilitas. Penurunan permeabilitas tersebut sebagian besar terjadi di tekanan NOB sekitar 3000 psi dengan nilai penurunan sebesar 59% sampai 89%.

Penelitian tentang pengaruh stress terhadap pemeabilitas juga telah dilakukan oleh Gray et. al. (1963). Dalam penelitian tersebut, Gray et. al. menggunakan sampel batupasir dari 3 formasi batuan yang berbeda yang diambil dari tiga tempat penambangan batupasir yang berbeda pula. Kemudian, sampel-sampel batupasir tersebut diukur nilai permeabilitasnya di bawah pengaruh stress yang berbeda-beda dengan menggunakan metoda modifikasi Maasland dan Kirkham yang digunakan untuk mengukur nilai permeabilitas pada sampel tanah. Berdasarkan hasil studi tersebut, mereka berkesimpulan bahwa besarnya penurunan permeabilitas merupakan fungsi dari external hydrostatic stress. Mereka juga memperlihatkan bahwa besarnya penurunan permeabilitas yang disebabkan oleh pengaruh stress yang non uniform lebih kecil dibandingkan dengan perubahan permeabilitas akibat stress yang uniform.

Studi lain telah dilakukan oleh Thomas dan Ward (1972). Pada studi ini, mereka melakukan penelitian untuk menganalisis efek tekanan NOB dan saturasi air terhadap permeabilitas pada core batupasir yang berasal dari tight gas reservoir. Di dalam studi tersebut, mereka berkesimpulan bahwa efek NOB terhadap permeabilitas dari sampel-sampel batuan yang berbeda sangat bervariasi. Hadirnya fracture dapat memperbesar penurunan permeabilitas oleh karena naiknya tekanan NOB. Hasil simulasi yang mereka lakukan menunjukkan bahwa naiknya permeabilitas sebanding dengan naiknya nilai saturasi air. Walaupun nilai permeabilitas gas menurun, nilai relatif permeabilitas gas pada batuan tidak secara signifikan dipengaruhi oleh 4

TESIS MASTER


naiknya tekanan NOB. Kesimpulan lain yang didapat dari hasil penelitian yang mereka lakukan ini menunjukkan bahwa tekanan NOB hanya memberikan efek yang sangat kecil terhadap penurunan nilai porositas.

Studi yang cukup komprehensif tentang pengaruh stress terhadap permeabilitas telah dilakukan oleh Davies J. P dan Davies D. K. (2001). Studi ini didasarkan atas percobaan laboratorium pada unconsolidated dan consolidated sampel core yang hanya terdiri dari butiran batupasir yang bersih, kandungan lempung yang sedikit dan tidak terdapat semen authigenic. Studi ini bertujuan untuk menentukan kontrol fundamental dari penurunan permeabilitas akibat pengaruh stress. Mereka berpendapat bahwa permeabilitas adalah variabel yang dinamis. Variasi perubahan permeabilitas akibat stress merupakan fungsi dari geometri pori. Mereka juga memperlihatkan bahwa perhitungan produksi dan reserve dari simulasi reservoir tanpa memperhitungkan pengaruh stress dependen permeabilitas memiliki nilai yang lebih optimis. Berdasarkan hasil penelitian ini, mereka menyatakan bahwa penutupan sumur (shut in) pada interval waktu tertentu dapat bermanfaat untuk menaikkan nilai production recovery pada kasus reservoir yang sensitif terhadap stress.

Potocki, pada tahun 2001 melakukan analisis terhadap perbedaan pengukuran permeabilitas core di laboratorium dengan permeabilitas hasil interpretasi tes sumur. Dia mengamati bahwa beberapa hasil pengukuran permeabilitas laboratorium yang diukur dari core memiliki nilai yang lebih optimis dibandingkan dengan permeabilitas dari hasil interpretasi tes sumur. Menurutnya, hal ini disebabkan oleh beberapa faktor, yaitu: 1. Efek dehidrasi mineral lempung pada saat proses cleaning dan drying di laboratorium. 2. Efek dekompaksi core. 3. Core yang diambil tidak merepresentasikan kondisi reservoir secara keseluruhan karena sebagian besar pengambilan core ditentukan di area dan zona yang bagus (bias sampling). 4. Metoda perata-rataan/upscaling data core yang kurang tepat.

Lebih lanjut, menurut Potocki bahwa data tes sumur mengukur nilai permeabilitas efektif reservoir secara in situ. Akan tetapi, nilai permeabilitas yang dihasilkan dari hasil interpretasi tes sumur juga dapat memberikan nilai yang kurang tepat. Hal ini disebabkan oleh adanya ketidakpastian yang bekaitan dengan beberapa faktor, yaitu: 5

TESIS MASTER


1. Penggunaan flow model (radial composite, fractured, layered, partial penetration, dll.) 2. Ukuran reservoir. 3. Homogenitas reservoir. 4. Konsistensi ketebalan reservoir. 5. Keakurasian pengukuran oleh gauge. 6. Jumlah fasa yang mengalir di dalam reservoir.

Di dalam studi tersebut, Potocki menyarankan menggunaan faktor koreksi untuk menyesuaikan nilai permeabilitas core yang terlalu optimis sehingga didapatkan nilai yang setara dengan nilai permeabilitas dari hasil interpretasi tes sumur.

Tiab dan Donaldson (2004) mengklasifikasikan tipe kerusakan batuan di bawah pengaruh kenaikan stress. Kedua tipe kerusakan yang terjadi pada batuan akibat naiknya stress ini terdiri atas: 1. Kerusakan yang tidak mempengaruhi porositas dan permeabilitas. 2. Kerusakan yang menyebabkan fracture , slipage di antara butiran dan kompaksi irreversibel yang menyebabkan terjadinya perubahan permeabilitas dan volume pori.

Perubahan porositas dan permeabilitas akibat naiknya efektif stress jika diplot pada kurva semilog merupakan garis lurus. Pengukuran laboratorium sangat dibutuhkan untuk mengetahui tingkat sensitifitas batuan terhadap perubahan stress. Jika kompaksi pada reservoir merupakan proses yang irreversibel, untuk mendapatkan hasil yang akurat, Tiab dan Donaldson menyarankan untuk memperkecil interval variasi NCS yang dikenakan pada batuan ketika dilakukan pengukuran porositas dan permeabilitasnya. Pengulangan pengukuran pada NCS rendah juga harus dilakukan setelah sampel tersebut diukur pada NCS tinggi untuk mengevaluasi tingkat elastisitasnya. Gambar 1 merupakan salah satu contoh grafik penurunan permeabilitas akibat kenaikan stress pada batuan yang memiliki proses kompaksi yang irreversibel.

6

TESIS MASTER


Gambar 1 Model proses irreversibel (IMEX/CMG user guide, 2007)

Secara teoritis, besarnya penurunan porositas dan permeabilitas yang merupakn fungsi dari tekanan dapat dihitung dengan menggunakan formula: …………….....................………………………………………..(2. 1) ………………………....……...........................…….…………...(2. 2) Di mana: Porositas awal atau pada

, fraksi

Porosity pada tekanan P, fraksi Pore compressibility, Permeabilitas awal atau pada

, md

Permeabilitas pada tekanan P, md Penurunan kedua formula di atas dapat dilihat di dalam Apendix A.

Tiab dan Donaldson di dalam buku petrophysic-nya juga menyebutkan bahwa fenomena stress dependen permeabilitas ini dapat mempengaruhi performa produksi pada lapangan gas yang cukup dalam yang diproduksikan dengan draw down besar. Pada formasi yang sangat sensitif terhadap stress, nilai permeabilitas di sekitar lubang sumur dapat mengalami penurunan sebagai 7

TESIS MASTER


akibat dari naiknya tekanan NOB karena tekanan pori yang turun akibat draw down produksi. Penurunan permeabilitas ini dapat mengurangi nilai gas recovery.

Di dalam buku Petroleum Engineering Handbook, Nelson dan Betzle (2006) menjelaskan tentang fenomena stress dependen permeabilitas. Di sini mereka mencatat bahwa penurunan permeabilitas terjadi akibat kenaikan stress yang menekan pori dan mendekati kondisi fracture. Menurut mereka, besarnya penurunan permeabilitas ini dipengaruhi oleh rock fabric. Batuan yang lemah dan kurang terkonsolidasi dapat dengan mudah collapse dan memiliki penurunan permeabilitas yang besar. Besarnya penurunan permeabilitas pada batuan dengan porositas rendah lebih kecil dibandingkan dengan batuan dengan porositas besar. Nelson dan Betzle menyatakan bahwa penurunan permeabilitas akibat stress ini dapat dikalkukasi dengan menggunakan rumus empiris: …...……………...……….......................…………………..(2. 3) Lebih lanjut, Nelson dan Betzle memperlihatkan bahwa penurunan permeabilitas akibat stress dengan elaborasi koreksi Klinkenberg dapat dikalkulasi dengan menggunakan: ..……….………..............................….......(2. 4)

Gambar 2 memperlihatkan grafik hubungan antara nilai tekanan efektif dengan normalisasi permeabilitas dari beberapa tipe batupasir menurut Nelson dan Batzle.

8

TESIS MASTER


1

2

4

5

7

Effective Pressure, Mpsi (in red)

Gambar 2 Hubungan antara tekanan efektif dengan normalisasi permeabilitas (Nelson dan Batzle) Dengan peralatan yang lebih canggih, Dautriat, et. al. (2009) melakukan percobaan dengan menggunakan beberapa sampel batupasir yang memiliki porositas rendah dan sampel batupasir yang memiliki porositas tinggi. Butiran kedua tipe batupasir tersebut didominasi oleh mineral kuarsa. Selain dapat mengukur besarnya perubahan porositas dan permeabilitas akibat pengaruh stress yang dikenakan pada sampel secara secara bertahap, peralatan yang digunakan pada penelitian ini memungkinkan mereka untuk mengamati besarnya perubahan porositas dan permeabilitas akibat pengaruh stress dengan kenaikan yang kontinu. Mereka mengklaim bahwa peralatan yang mereka gunakan juga dapat melakukan pengukuran permeabilitas di bawah pengaruh stress dari berbagai macam arah yang berbeda secara bersamaan. Berdasarkan hasil penelitian ini, mereka menyatakan bahwa kenaikkan stress hanya memberikan efek yang sangat kecil kepada porositas. Sedangkan besarnya penurunan permeabilitas merupakan fungsi dari kenaikkan stress. Penurunan permeabilitas ini terjadi karena adanya stress yang menekan pori. Kelakuan beberapa sampel batuan yang diukur di bawah pengaruh stress memperlihatkan kondisi yang irreversibel. Kenaikan stress secara kontinu juga memperlihatkan fenomena yang setara dengan kenaikan stress secara bertahap, hanya saja respon penurunan permeabilitasnya mengalami keterlambatan jika dibandingkan dengan kenaikkan stressnya. Hal ini disebabkan 9

TESIS MASTER


oleh karena terdapatnya efek friksi di antara butiran. Dengan kenaikkan stress yang kontinu ini, mereka juga dapat mengamati bahwa setelah batupasir melewati batas nilai compressive strength-nya, permeabilitas batuan sedikit meningkat dan dapat membentuk siklus penurunan permeabilitas yang baru.

10

TESIS MASTER


Bab III Data Dan Metoda Pendekatan

3.1

Data yang Tersedia

Data utama yang tersedia pada studi tentang pengaruh tekanan net overburden (NOB) terhadap porositas dan permeabilitas ini adalah sebagai berikut: 1. Sampel conventional core berupa core plug. 2. Kurva wireline logs. 3. Tekanan reservoir dari Wireline Formation Tester (WFT). 4. Data pressure build up Drill Stem Test (DST).

Conventional core yang tersedia merupakan bagian dari batuan reservoir gas laut dalam yang lithologinya didominasi oleh batupasir berbutir halus sampai sangat halus, siltstone, dan silty sandstone, dengan tingkat kompkasi yang tergolong rendah, argillaceous, dan kadang-kadang carbonaceous (Gambar 3). Batuan sedimen klastik ini diendapkan di lingkungan komplek turbidite slope laut dalam yang berumur Upper Pliocene.

Beberapa data yang digunakan sebagai dasar pada studi ini yang dihasilkan dari pengukuran conventional core tersebut di atas terdiri dari: 1. Hasil pengukuran poro-perm pada NCS=800 psia (117 sampel). 2. Hasil pengukuran poro-perm pada NCS=1500 psia (9 sampel). 3. Hasil pengukuran porositas pada NCS=2500 psia (5 sample). 4. Hasil pengukuran permeabilitas pada NCS=2500 psia (12 sampel). 5. CT-scan. 6. Data Scaning Electro-Magnetic (SEM). 7. Data X-ray Diffraction (XRD). 8. Data petrografi. 9. Deskripsi core. 10. Foto core.

11

TESIS MASTER


Gambar 3 Contoh conventional core

3.2 Metoda dan Pendekatan Seperti yang telah disebutkan di atas, penelitian ini didasarkan pada data utama yang didapatkan dari hasil pengukuran nilai porositas dan permeabilitas beberapa core plug di bawah pengaruh net confining stress (NCS) yang berbeda-beda di laboratorium. Di dalam studi ini, nilai NCS yang dikenakan pada batuan tersebut terdiri dari 800 psia, 1500 psia dan 2500 psia. Seluruh core plug tersebut merupakan sampel batupasir yang diambil sejajar dengan bidang perlapisan dari sebuah conventional core.

12

TESIS MASTER


Pada saat melakukan pengukuran porositas dan permeabilitas, nilai NCS yang dikenakan pada sampel batuan dinaikkan secara bertahap, dimulai dari yang terendah yaitu 800 psia, menuju ke arah yang lebih besar untuk menghindari terjadinya kerusakan sampel pada NCS yang lebih besar.

Sebagai salah satu prosedur standar pengukuran, seluruh core plug harus melewati proses cleaning, drying dan trimming jika deperlukan. Kemudian sampel-sampel tersebut diletakkan di dalam bungkus aluminium (aluminium sleeve) untuk menjaga agar sampel tidak runtuh (Gambar 4). Bungkus aluminium ini juga berfungsi untuk menghindari terjadinya kebocoran fluida ke arah arah samping dari sampel batuan selama proses pengukuran.

Gambar 4 Contoh core plug dengan aluminium sleeve

Pemilihan sampel untuk pengukuran porositas dan permeabilitas di laboratorium dapat memberikan dampak yang sangat signifikan

terhadap hasil penelitian ini. Pada kasus ini,

sampel-sampel yang akan diukur pada NCS=1500 psia dan NCS=2500 psia, dipilih dengan sangat hati-hati berdasarkan hasil analisis foto core dan pengamatan visual secara langsung. Terkadang sangat sulit untuk melakukan pengamatan visual kondisi internal core plug dengan hanya menggunakan foto core biasa dan pengamatan visual langsung. Oleh sebab itu, data CTscan digunakan untuk membantu mengamati kondisi internal sampel secara visual pada proses pemilihan ini. Sampel yang memiliki micro fracture atau berpotensi rusak pada nilai NCS besar 13

TESIS MASTER


dihindari untuk dipilih karena dapat menghasilkan kesalahan pengukuran permeabilitas. Sampel dengan laminasi shale dan karbon berpotensi untuk menghasilkan retakan (fracture) ketika dikenakan stress yang besar di bidang-bidang perlapisannya. Sampel batupasir yang bersih juga dapat runtuh ketika mendapatkan stress besar karena butiran yang kurang terkonsolodasi dengan sempurna.

Namun demikian, jumlah core plug atau sampel yang dipilih dimaksimalkan untuk diukur nilai porositas dan permeabilitasnya agar sedapat mungkin sampel yang terpilih tersebut

dapat

merepresentasikan karakter reservoir secara keseluruhan. Akan tetapi, beberapa sampel mengalami kegagalan ketika diukur pada NCS yang tinggi.

Pengukuran porositas pada penelitian ini dilakukan dengan menggunakan metoda injeksi Helium. Sedangkan pengukuran permeabilitas dilakukan dengan metoda injeksi udara. Seluruh nilai permeabilitas yang didapatkan dari hasil pengukuran permeabilitas tersebut telah dikoreksi dengan metoda Klinkenberg.

Kurva log yang tersedia digunakan sebagai dasar untuk melakukan analisis petrofisika sederhana untuk mengkalkulasi nilai Volume Clay (VCL), Porositas efektif (POR), Saturasi air (SW) dan penentuan facies. Seluruh hasil perhitungan parameter petrofisika tersebut divalidasi dengan data hasil pengukuran core.

Prediksi nilai permeabilitas pada kondisi reservoir dilakukan dengan menggunakan fungsi hubungan antara besarnya penurunan permeabilitas dengan besarnya tekanan net overburden (NOB). Hasil prediksi permeabilitas pada kondisi reservoir ini kemudian dibandingkan dengan nilai permeabilitas dari hasil interpretasi data pressure build up.

Evaluasi pengaruh stress dependen porositas dan permeabilitas terhadap performa produksi dilakukan dengan menggunakan metoda simulasi reservoir sederhana. Simulasi reservoir ini dilakukan di dalam simulator CMG.

14

TESIS MASTER


Bab IV Estimasi Tekanan Net Overburden (NOB) Stress yang dialami oleh batuan pada kondisi in situ reservoir tidak dapat diketahui dengan pasti (Byrnes, et. al., 1979). Adanya pengendapan lokal dan tekanan akibat tektonik dapat menambah komponen stress dengan arah yang tidak dapat diketahui. Patahan, lipatan, mud diapir, kompaksi lokal, diagenesis dan beberapa faktor alam lainnya dapat menambah kompleksitas perhitungan stress tersebut.

Banyak penulis telah mencoba secara teoritis menghitung besarnya effective stress pada kondisi reservoir. Biot (1941), menyusun sebuah teori mekanika pada material berpori berdasarkan pada prinsip hukum kekekalan energi untuk memprediksi besarnya effective stress yang dialami oleh batuan. Menurutnya, besarnya effective stress ini merupakan resultan antara seluruh konponen confining stress yang dialami oleh batuan dengan tekanan pori batuan, dirumuskan sebagai: ……..……….……..……………….........…….......……………………(4. 1) Di mana: σ = Effective confining stress, psi S = Total confining stress, psi = Pore pressure, psi α = Biot elastic coefficient

Menurut Detournay dan Cheng (1993), bahwa: ……………………………………………….....................…………….(4. 2)

Sedangkan menurut Tiab dan Donaldson (2004), bahwa: …………………………………………………….................……………(4. 3)

Di mana: Drained bulk modulus of elastic, psi Bulk modulus of solid phase, psi Rock compressibility, Bulk compressibility, 15

TESIS MASTER


Berdasarkan persamaan 4. 1, maka besarnya effective stress dengan arah vertikal yang dialami oleh batuan dapat dirumuskan sebagai: ……………...…..………....................………………………………(4. 4)

= Effective stress vertikal, psi

OB = Tekanan overburden, psi Di mana: .......................................................................................(4. 5)

= Gradien air = 0.45 psi/ft = Gradien batuan = 1 psi/ft = Kedalaman air laut, ft SSTVD = Kedalaman reservoir, ft SSTVD

Betzle (2006) memprediksi besarnya effective horizontal stress yang merupakan fungsi dari besarnya vertical effective stress dengan menggunakan rumus empiris, yaitu: ……………………………………............………….........…………...(4. 6)

Besarnya poison ratio ( ) dapat dihitung berdasarkan data logging dengan menggunakan formula: ………………………....................………………..........…………….. (4. 7)

Di mana: transit time gelombang shear, µs/ft transit time gelombang kompresi, µs/ft

Menurut Zheng et. al. (1990), besarnya mean effective stress yang dialami batuan pada kondisi reservoir merupakan nilai rata-rata dari effective stress dengan arah vertikal dan horizontal, yang dirumuskan sebagai: ..........………………………........………….......………………(4. 8)

16

TESIS MASTER


Persamaan di atas menggunakan asumsi bahwa besarnya kedua komponen stress horizontal adalah sama. Jika persamaan 4. 5, 4. 6 dan 4. 8 digabungkan, maka: .……………………..............…………………(4. 9)

………….……….......................………........……..………(4. 10)

Perlu diketahui bahwa terminologi lapangan untuk mean effective stress setara dengan tekanan net overburden (NOB). Mean effective stress ini equivalen dengan besarnya net confining stress (NCS) yang biasa diaplikasikan di dalam pengukuran di laboratorium.

Terdapat beberapa asumsi yang digunakan untuk menghitung besarnya NOB di dalam studi ini, yaitu: 1. Rerservoir merupakan lapisan tipis jika dibandingkan dengan ketebalan total overburden (OB) di atasnya. 2. Tekanan overburden (OB) konstan. 3. Komponen stress dengan arah horizontal memiliki nilai yang seragam. 4. Poison ratio konstan.

Di bawah ini adalah data yang tersedia untuk menghitung besarnya NOB di titik pengambilan core: Pore pressure di titik pengambilan core = 3342 psi Kedalaman kolom air laut pada titik core = 1388 ft Kedalaman reservoir pada titik core = 6768 ft Gradien air = 0.45 psi/ft Gradien batuan = 1 psi/ft Poisson ratio = 0.28 α = 0.77 analog kepada Berea sandstone (Setelah Wong et. al., 2007) (Tabel 1)

17

TESIS MASTER


Sehingga besarnya NOB pada titik pengambilan core adalah: Tekanan kolom air = Tekanan batuan = Tekanan OB = Vertical eff. stress = Horizontal eff. Stress = Net eff. Stress =

624.6 5380 6004.6 3421.25 2694.63 2038.63

psi psi psi psi psi psi

Tabel 1 Daftar beberapa properti rock mechanic (Setelah Wong et. al., 2007)

Selama proses produksi, tekanan pori disekitar lubang sumur akan mengalami penurunan. Hal ini menyebabkan tekanan NOB mengalami kenaikan. Besarnya kenaikan NOB ini memiliki hubungan yang linier dengan penurunan tekanan pori (Gambar 5).

18

TESIS MASTER

Candra Sugama (22208023) 4000 3500

3000

NOB, psi

2500 2000 1500 1000 500 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Pore pressure, psi

Gambar 5 Grafik hubungan antara tekanan pori dengan NOB Berdasarkan persamaan 4. 9, terlihat bahwa besarnya tekanan overburden (OB) yang merupakan salah satu variabel untuk menghitung besarnya NOB, dipengaruhi oleh ketebalan kolom air laut dan ketebalan kolom batuan yang berada di atas reservoir. Oleh karena lokasi penelitian berada di daerah slope laut dalam, maka ketebalan kolom air laut dan ketebalan lapisan batuan di atas reservoir tersebut sangat dipengaruhi oleh morfologi dasar laut (Gambar 6).

Gambar 7 menunjukkan peta kemiringan (dip) slope dasar laut. Nilai rata-rata kemiringan slope di daerah ini sekitar 6 derajat. Kemiringan dengan derajat kecil terdapat di daerah paparan laut dangkal, sedangkan kemiringan slope yang lebih besar dari 15 derajat dapat dijumpai di batas paparan (shelf edge) dan di daerah deep water canyon yang terbentuk akibat adanya proses erosi.

19

TESIS MASTER


Gambar 6 Gambaran 3D daerah slope laut dalam

Outline reservoir berdasarkan data seismic

Gambar 7 Peta dip slope Selain dipengaruhi oleh morfologi dasar laut yang telah disebutkan di atas, ketebalan kolom batuan yang berada di atas reservoir juga dikontrol oleh struktur reservoir. Pada kasus ini, 20

TESIS MASTER


struktur reservoir di area studi merupakan sebuah monoklin yang memiliki kemiringan ke arah Timur. Gambar 8 memperlihatkan penampang overburden di lokasi penelitian.

Barat

Timur

Air laut

Lithologi

Reservoir

Gambar 8 Penampang overburden Berdasarkan beberapa fakta yang telah disampaikan di atas, tekanan OB di daerah penelitian bervariasi yang dikontrol oleh adanya variasi morfologi dasar laut dan struktur reservoir. Sehingga besarnya NOB yang dialami batuan di reservoir juga bervariasi di setiap titik. Oleh karena NOB juga merupakan fungsi dari tekanan reservoir, maka sepanjang proses produksi nilainya akan mengalami perubahan seiring dengan berubahnya tekanan pori reservoir. Gambar 9 menunjukkan peta estimasi variasi NOB inisial yang dialami oleh reservoir dalam satuan psi.

21

TESIS MASTER


Gambar 9 Estimasi variasi NOB inisial

22

TESIS MASTER


Bab V Analisis Pengaruh Stress Terhadap Porositas Dan Permeabilitas

5.1

Analisis Petrofisika

Di dalam studi ini, analisis petrofisika sederhana dilakukan untuk mengkalkulasi nilai volume lempung (VCL), porositas efektif (POR) dan saturasi air (SW). Kalkukasi ketiga variabel tersebut didasarkan pada analysis data kurva log yang tersedia yang terdiri atas kurva log gamma ray, resistivity, neutron dan density. Nilai resistivitas air formasi (Rw) yang merupakan input ketika melakukan perhitungan SW diperoleh dari data pengukuran sampel air formasi. Nilai formation factor (a, m dan n) yang digunakan untuk menghitung SW ini juga merupakan hasil pengukuran laboratorium (Tabel 2). a

m

n

1

1.7

2

Rshale ohm.m 1

Rw @ 60F ohm.m 0.32

Tabel 2 Parameter petrofisika

Volume lempung dikalkulasi berdasarkan pada kurva gamma ray dengan menggunakan persamaan gamma ray index (

):

………………………………….....................………………….....(5. 1)

Gamma ray Index Nilai gamma ray log, API Nilai gamma ray di interval yang bersih dari lempung, API Nilai gamma ray di interval lempung, API

Selanjutnya

di atas dikoreksi dengan formulasi Clavier untuk mendapatkan volume lempung

(VCL): ……………......................…......………………….(5. 2)

Porositas dikalkulasi dengan menggunakan metoda neutron-density. Koreksi terhadap volume lempung yang telah dihitung di atas dilakukan untuk menghasilkan nilai Porositas efektif (POR). Sedangkan nilai saturasi air dikalkulasi dengan menggunakan formula Indonesian water saturation. Gambar 10 memperlihatkan hasil analisis petrofisika. 23

TESIS MASTER


GR

VCL

POR

SW

core

Layer 2

Layer 1

Gambar 10 Hasil analisis petrofisika

Tingkat sementasi batuan reservoir ini tergolong masih sangat rendah. Hal ini terlihat dari rendahnya kandungan mineral karbonat (calsite dan dolomite) dari data XRD (Tabel 3). Berdasarkan analisis petrografi, tingkat sementasi oleh mineral karbonat dan silika juga terlihat sangat rendah (Gambar 11).

24

TESIS MASTER

Candra Sugama (22208023) (Weight %) CALCULATED WHOLE ROCK COMPOSITION Sample Siderite/ No. Quartz K-Feldspar Plagioclase Calcite Dolomite Ca-Siderite Pyrite 107 108 111 135 142 149 150 165 167 173 190

91.2 66.6 89.6 90.2 58.7 73.0 57.6 77.3 87.1 89.5 90.7

0.4 0.9 1.1 0.7 0.5 0.6 0.0 0.4 0.5 1.6 1.3

2.8 4.9 2.6 2.6 5.5 4.4 5.4 4.4 2.4 2.0 2.3

0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0

0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.2 0.1

0.1 5.2 0.0 0.3 8.3 8.5 14.3 3.6 0.6 0.2 0.0

0.2 0.7 0.3 0.2 0.7 0.3 1.1 0.3 0.2 0.3 0.0

CLAY MINERALOGY Total Clay

Illite & Mica Kaolinite

5.3 21.6 6.4 5.9 26.2 13.0 21.6 13.8 9.1 6.2 5.7

0.9 4.5 1.5 1.1 5.8 1.8 4.8 2.4 1.7 1.1 0.9

2.0 7.8 2.3 2.4 9.6 4.5 7.6 4.3 3.2 2.4 2.0

Chlorite

Mixed-Layer Illite/Smectite

VCL V/V

1.2 4.3 1.4 1.1 5.0 2.4 3.7 2.9 1.8 1.2 1.3

1.2 5.0 1.2 1.3 5.9 4.3 5.5 4.1 2.4 1.4 1.5

0.053 0.219 0.063 0.059 0.270 0.134 0.227 0.139 0.091 0.061 0.057

Tabel 3 Hasil pengukuran XRD

Gambar 11 Sayatan tipis sampel

Gambar 12 adalah plot antara porositas dan volume lempung. Berdasarkan plot ini, terlihat bahwa semakin besar volume lempung di dalam sampel batuan, nilai porositas efektif menurun. Maka dari itu, dapat disimpulkan bahwa nilai porositas sebagian besar dikontrol oleh besarnya volume lempung di dalam batuan.

25

TESIS MASTER


Gambar 12 Hubungan antara porositas dan volume lempung

5.2

Pengaruh Stress Terhadap Porositas

Evaluasi tentang pengaruh stress terhadap porositas dilakukan berdasarkan hasil pengukuran porositas dengan menggunakan injeksi Helium di bawah pengaruh beberapa nilai net confining stress (NCS) yang berbeda, yaitu pada 800 psia, 1500 psia dan 2500 psia, secara bertahap. Tabel 4 memperlihatkan hasil pengukuran porositas pada beberapa nilai NCS tersebut. Sample No 107 111 173 140 167 172 130 141 149 119 125 128

NOB 800 psia NOB 1500 psia NOB 2500psia He Por He Por He Por fraction fraction fraction 0.323 0.318 0.313 0.325 0.319 0.290 0.316 0.315 0.288 0.291 0.312 0.268 0.273 0.253 0.247 0.250 0.251 0.224 0.222 0.220 0.170 0.188 0.193 0.188 0.198 0.135 0.123 0.140 0.137 0.149 0.155 0.124 0.126

Tabel 4 Hasil pengukuran porositas injeksi Helium

26

TESIS MASTER


Secara umum, besarnya penambahan stress yang diberikan pada sampel tidak memberikan pengaruh yang signifikan terhadap porositas (Tabel 4). Penurunan porositas akibat naikknya stress yang dikenakan pada sampel memiliki nilai yang kecil, rata-rata tidak lebih besar dari 3%. Fakta bahwa naikknya stress hanya memberikan pengaruh yang kecil terhadap porositas ini sejalan dengan hasil eksperimen yang telah dilakukan oleh Thomas dan Ward (1972), Zheng et. al. (1990) dan Dautriat et. al. (2009).

Akan tetapi, jika diamati lebih detail, beberapa sampel menunjukkan fenomena kenaikan nilai porositas seiring bertambahnya nilai NCS (Gambar 13). Hal ini kemungkinan disebabkan oleh adanya kesalahan dan faktor ketidakpastian pengukuran. 0.400 0.350

Porosity, fraction

0.300 0.250 0.200 0.150 0.100 0.050 0.000 107

111

173

140

167

172

130

141

149

119

125

128

Sample no. NCS = 800 psia NCS = 1500 psia NCS = 2500 psia

Gambar 13 Histogram porositas pada beberapa nilai NCS Besarnya tingkat perubahan dari sebuah variabel akibat perubahan variabel lain dapat ditentukan dengan mengukur nilai elastisitasnya. Variabel elastisitas ini merupakan variabel tidak berdimensi yang merupakan perbandingan antara besarnya perubahan variabel dependen terhadap besarnya perubahan variabel yang independen. Variabel ini memiliki kisaran nilai dari 0 sampai 1. Jika nilai elastisitas mendekati 1, maka perubahan variabel dependen sangat dipengaruhi oleh perubahan variabel independen. Jika nilai elastisiti mendekati 0, maka perubahan variabel dependen tidak dipengaruhi oleh variabel independen.

27

TESIS MASTER


Dalam hal ini, veriabel dependen adalah porositas, sedangkan variabel yang independen adalah NCS. Tabel 5 memperlihatkan nilai elastisitas perubahan porositas terhadap perubahan NCS (dari NCS=800 psia ke NCS=1500 psia; dari NCS=800 psia ke NCS=2500 psia; dan dari NCS=1500 psia ke NCS=2500 psia, secara berurutan). Berdasarkan tabel ini, terlihat bahwa nilai elastisitas porositasnya memiliki nilia yang sangat kecil, kecuali pada sampel 149 untuk perubahan NCS=1500 psia ke NCS=2500 psia memiliki nilia NCS=0.479 yang menunjukkan error pengukuran. Elasticity Elasticity Elasticity Sample No 1500/800 2500/800 2500/1500 unitless unitless unitless 107 0.016 0.014 0.024 111 0.021 0.051 0.136 173 0.003 0.042 0.130 140 0.032 167 0.026 0.110 172 130 0.012 0.009 0.014 141 149 0.133 0.479 119 0.035 125 0.017 128 0.006

Tabel 5 Nilai elastisitas porositas Di dalam Bab II, telah disebutkan bahwa Tiab dan Donaldson telah menurunkan sebuah formulasi untuk menghitung besarnya perubahan porositas terhadap naiknya NOB dengan asumsi bahwa besarnya nilai grain compressibility diabaikan karena nilainya sangat kecil dibandingkan dengan nilai pore volume compressibilty (persamaan 2. 1). Dengan memanfaatkan persamaan 2. 1, memasukkan nilai porosity ratio ( ), nilai sandstone) dan besarnya perubahan pore pressure (

(analog kepada Berea

) karena perubahan NOB, maka besarnya

rata-rata pore volume compressibility ( ) batuan dapat ditentukan (Tabel 6).

28

TESIS MASTER

Candra Sugama (22208023) Sample No 107 111 173 140 167 172 130 141 149 119 125 128

NOB 800 psia NOB 1500 psia He Por He Por fraction fraction 0.323 0.318 0.325 0.319 0.316 0.315 0.312 0.268 0.273 0.247 0.250 0.224 0.222 0.170 0.188 0.188 0.198 0.123 0.140 0.155 0.126

NOB 2500psia porosity ratio porosity ratio He Por 1500/800 2500/800 fraction unitless unitless 0.98605 0.97054 0.313 0.98124 0.89203 0.290 0.99778 0.91139 0.288 0.291 0.93299 0.94579 0.253 0.251 0.98975 0.98083 0.220 0.193 0.135 0.137 0.149 0.96315 0.124 0.98805

Cp1 1500/800 1/psi 1.72E-05 2.32E-05 2.69E-06

Cp2 2500/800 1/psi 1.50E-05 5.64E-05 4.54E-05 3.39E-05 2.57E-05

1.10E-05

8.50E-06

1.51E-05 4.69E-06

Tabel 6 Nilai rata-rata pore volume compressibility ( ) 5.3

Pengaruh Stress Terhadap Permeabilitas

Seperti yang telah disebutkan di Bab III, bahwa NCS=800 psia digunakan sebagai nilai minimum NCS yang dikenakan pada sampel batuan untuk menghindari terjadinya kebocoran fluida dan menjaga agar sampel tidak runtuh oleh tekanan injeksi fluida selama proses pengukuran. Jumlah sampel (core plug) yang diukur nilai porositas dan permeabilitas pada NCS=800 psia ini adalah 117 sampel. Nilai permeabilitas yang diukur pada NCS ini dijadikan sebagai nilai

dan

. Plot semi-log antara porositas dan permeabilitas yang diukur pada

NCS=800 psia terlihat di Gambar 14. 10000.00

1000.00

Permeability, md

100.00

y = 1.0209e22.762x R² = 0.8335 10.00

1.00

0.10

0.01 0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

Porosity, fraction

Gambar 14 Plot antara porositas dan permeabilitas pada NCS=800 psia 29

TESIS MASTER


Tabel 7 memperlihatkan hasil pengukuran permeabilitas pada beberapa nilai NCS. Gambar 15 memperlihatkan histogram hasil pengukuran permeabilitas pada beberapa NCS yang terdapat di dalam tabel di bawah ini. Ratio

NCS=800psia NCS=1500psia NCS=2500psia Kinf

Kinf

Kinf

Fraction 0.32 0.32 0.33 0.27 0.25 0.22 0.30 0.19 0.17 0.15 0.12

md 2315.00 2060.00 1523.00 554.00 585.00 203.00 782.00 61.20 104.00 9.20 4.97

md 1880.00 1780.00 1500.00 594.00 452.00 181.00

md 1490.00 1310.00 1050.00 369.00 128.00 132.00 739.00 27.00 36.00 8.40 0.13

60.40 88.80 5.21

K1500/K800 K2500/K800 0.81 0.86 0.98 1.07 0.77 0.89 0.99 0.85 1.05

0.64 0.64 0.69 0.67 0.22 0.65 0.95 0.44 0.35 0.91 0.03

Facies 1

107 173 111 167 172 130 140 149 141 125 119

Por He

Facies 2

Sample No.

Por He = Porositas injeksi Helium

Kinf = Permeabilitas koreksi klinkenberg Fracture

Tabel 7 Hasil pengukuran permeabilitas pada beberapa NCS NCS = 800 psia

10000.00

Facies 1

NCS = 1500 psia

Facies 2

NCS = 2500 psia

Permeability, md

1000.00

100.00

10.00

1.00

0.10 107

173

111

167

172

130

140

149

141

125

119

128

Sample no.

Gambar 15 Histogram permeabilitas pada beberapa NCS

Seperti yang telah dilaporkan di Bab III, beberapa sampel mengalami keretakan oleh karena adanya penambahan nilai NCS. Di dalam Tabel 7, sampel yang mengalami keretakan ini ditandai dengan warnai kuning, yaitu pada sampel 172, 140 dan 141. Retakan (fracture) ini dapat 30

TESIS MASTER


dideteksi dari hasil pengamatan data CT-scan yang dilakukan setelah sampel dikenakan stress (Gambar 16). Kondisi sampel yang retak ini dapat menghasilkan error pengukuran nilai permeabilitas.

Selain itu, penggunaan sampel batuan yang berulang-ulang untuk keperluan tes yang beragam dapat merusak kondisi sampel tersebut karena adanya proses re-cleaning, re-drying, re-mounting dan trimming. Sampel-sampel yang digunakan untuk keperluan tes yang lain adalah sampel 141 dan 149 dan 128.

sampel 141

sampel 172 Gambar 16 CT-scan sampel 141 dan 172 setelah dilakukan tes

Selain disebabkan oleh adanya fracture, terjadinya gas by passing juga dapat menghasilkan error pengukuran nilai permeabilitas. Gas by passing terjadi ketika fluida yang diinjeksikan selama proses pengukuran mengalami kebocoran dan melewati bidang di antara batas luar sampel

31

TESIS MASTER


dengan bungkus aluminium. Kemungkinan adanya gas by passing terjadi pada sampel 111 dan 167 pada pengukuran permeabilitas dengan nilai NCS=1500 psia.

Berdasarkan Tabel 7, dengan mengabaikan sampel yang memiliki nilai error akibat adanya retak dan gas by passing, terlihat dua tipe respon batuan ketika menerima stress terhadap penurunan permeabilitasnya. Tipe sampel batuan 1 (facies 1), yang diwakili oleh sampel 107, 173, 111, 167 dan 130, memperlihatkan bahwa kenaikan stress yang dikenakan pada sampel memberikan efek penurunan permeabilitas yang cukup besar. Untuk facies ini, besarnya rata-rata rasio penurunan permeabilitas yang terjadi pada NCS=1500 psia dengan permeabilitas pada NCS=800 psia adalah sekitar 0.85, dan besarnya rata-rata rasio penurunan permeabilitas yang terjadi pada NCS=2500 psia dengan permeabilitas pada NCS=800 psia adalah sekitar 0.65.

Sedangkan nilai penurunan permeabilitas yang terjadi akibat naikknya stress yang terdapat dari tipe batuan 2 (facies 2), yang diwakili oleh sampel 149, 125 dan 119, memperlihatkan trend yang sangat komplek. Rasio antara permeabilitas pada NCS=2500 psia dengan NCS=800 psia, terutama pada sampel 149 dan 119, memiliki nilai yang terlalu besar dan terlalu kecil, yaitu secara berurutan 0.44 dan 0.03. Kedua Nilai ini tidak dapat dipercaya. Beberapa kemungkinan yang menyebabkan nilai rasio tersebut sangat besar dan sangat kecil, di antaranya adalah: 1. Sampel batuan ini mengalami keretakan. 2. Oleh karena nilai permeabilitasnya sangat kecil, terdapat faktor error repeatability measurement. Perlu diketahui bahwa peralatan yang digunakan ini didesain untuk mengukur permeabilitas di atas 10 md, dengan maximum error 5%. Nilai error yang dihasilkan akan meningkat jika peralatan ini digunakan untuk mengukur sampel yang memiliki nilai permeabilitas lebih kecil dari 10 md. 3. Kondisi sampel mengalami perubahan karena sebelumnya sampel digunakan untuk keperluan lain, yaitu untuk Special Core Analysis (SCAL) yang terdiri atas pengukuran Pc, formation factor, relatif permeabilitas dan lain-lain. Di setiap tes dilakukan tersebut dibutuhkan proses re-cleaning, re-drying dan re-mounting serta triming yang berulang yang dapat merusak kondisi sampel.

Akan tetapi secara umum, jika kedua nilai kedua rasio permeabilitas pada NCS=2500 psia yang disebutkan di atas diabaikan, karena dianggap error, maka tipe sampel batuan 2 (facies 2)

32

TESIS MASTER


memperlihatkan bahwa penurunan permeabilitas akibat naikknya stress memiliki respon yang tidak terlalu besar.

Jika dikaitkan dengan nilai porositas, maka facies 1 merupakan kelompok batuan yang memiliki nilai porositas besar, sedangkan facies 2 merupakan kelompok batuan dengan porositas yang lebih rendah. Agak sulit untuk menentukan batas pemisah kedua kelompok facies ini karena batas tersebut bukan merupakan garis tegas. Kurangnya jumlah sampel juga menjadi faktor lain yang mempersulit penentuan batas kedua facies tersebut. Namun demikian, secara praktis, batas kedua facies ini berada di sekitar nilai POR=0.2. Seluruh kelompok batuan yang memiliki nilai POR>0.2 merupakan facies 1, dan seluruh kelompok batuan yang memiliki nilai POR<0.2 dikelompokkan sebagai facies 2. Hasil analisis ini sejalan dengan pendapat Nelson dan Betzle (2006) di dalam buku Petroleum Engineering Handbook.

Lebih lanjut, oleh karena porositas memiliki hubungan dengan VCL, maka facies 1 merupakan kelompok batuan yang memiliki kandungan VCL yang lebih rendah (Gambar 17), sehingga memungkinkan untuk terjadinya pergerakan antar butir yang dapat memperkecil geometri pori/pore throat yang menyebabakan penurunan nilai permeabilitas akibat penambahan NOB. Di lain pihak, facies 2 yang merupakan kelompok batuan dengan kandungan VCL tinggi (Gambar 18), memiliki respon penurunan permeabilitas yang relatif rendah akibat naikknya NOB. Pada kelompok batuan facies 2 ini, kandungan mineral lempung yang tinggi berperan sebagai semen yang dapat menstabilkan posisi butiran dari adanya pergerakan akibat penambahan NOB. Sampel 173

Porosity

Mineral lempung

33

TESIS MASTER


Gambar 17 SEM sampel 173

Sampel 149

Perbesaran sampel 149

Gambar 18 SEM sampel 149

Kedua tipe batuan atau facies yang telah disebutkan di atas memiliki perbedaan respon penurunan permabilitas akibat naiknya stress, dalam hal ini NCS yang equivalen dengan nilai NOB. Dalam bentuk grafik, perbedaan respon kedua facies ini dapat dilihat pada Gambar 19 dan Gambar 20.

34

TESIS MASTER

Candra Sugama (22208023) 1.2

Permeability ratio

1

0.8

0.74 0.6

y = 1.22005400e-0.00024770x

0.4

0.2

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

NOB, psi

Gambar 19 Pengaruh NOB terhadap permeabilitas facies 1 1.2 y = 1.03750886e-0.00004331x

1

Permeabilitas ratio

0.95 0.8

0.6 0.4 0.2 0 0

1000

2000

3000 4000 NOB, psi

5000

6000

7000

Gambar 20 Pengaruh NOB terhadap permeabilitas facies 2

Telah disebutkan di dalam Bab IV bahwa besarnya NOB yang dialami batuan di titik pengambilan core adalah 2038.63 psi. Dengan menggunakan kedua grafik pada Gambar 19 dan Gambar 20, besarnya koreksi permeabilitas ditunjukkan oleh tanda panah berwarna biru, yaitu 0.74 untuk facies 1, dan 0.95 untuk facies 2. Prediksi nilai permeabilitas inisial pada titik ini dapat dikalkukasi dengan menggunakan hubungan: 35

TESIS MASTER


………………………………………………….............…………………...(5. 3)

Di mana: Permeabilitas inisial pada kondisi reservoir, md Rasio permeabilitas Permeabilitas pada NCS=800 psia, md

Lebih lanjut, oleh karena lokasi penelitian memiliki variasi NOB di setiap titik seperti yang telah di bahas di Bab IV, maka besarnya rasio permeabilitas juga bervariasi di setiap titik. Dengan menggunakan persamaan 5. 3, dan dengan mengunakan data peta NOB yang telah dikalkulasi di dalam Bab IV, variasi rasio permeabilitas di setiap titik ini dapat ditentukan (Gambar 21).

Gambar 21 Peta variasi rasio permeabilitas

Untuk memprediksi besarnya permeabilitas pada kondisi reservoir, langkah awal yang dilakukan adalah mendistribusikan nilai

. Distribusi

ini disebarkan berdasarkan hubungan empiris

antara porositas dan permeabilitas yang pada NCS=800 psia (Gambar 14). Gambar 22 memperlihatkan distribusi permeabilitas pada NCS=800 psia.

36

TESIS MASTER


Histogram permeabilitas seluruh model

Gambar 22 Distribusi permeabilitas pada NCS=800 psia

Distribusi permeabilitas yang ditunjukkan pada Gambar 22 di atas bukan merupakan permeabilitas pada kondisi reservoir. Sehingga perkalian antara distribusi rasio permeabilitas yang ditunjukkan oleh Gambar 21 dengan distribusi permeabilitas yang ditujukkan oleh Gambar 22 di atas, menghasilkan distribusi permeabilitas inisial yang telah dikoreksi dengan NOB (Gambar 23).

37

TESIS MASTER


Histogram permeabilitas seluruh model

Gambar 23 Distribusi permeabilitas inisial

5.4

Perbandingan Permeabilitas Core Dengan Hasil Interpretasi Pressure Build-up

Interval reservoir yang ditembus sumur dan dilakukan Drill Stem Test (DST) terdiri atas dua lapisan reservoir yang dipisahkan oleh lapisan shale (Gambar 10). Sehingga model yang digunakan untuk melakukan interpretasi data pressure build up di dalam studi ini adalah: Two layers. Homogen Infinite Acting Radial Flow (IARF). Single Boundary. Constant thickness.

Gambar 24 memperlihatkan diagram skematik model yang digunakan dalam interpretasi data pressure build up ini.

38

TESIS MASTER


Gambar 24 Diagram skematik model aliran

Katika dilakukan tes, karakter tekanan selama flowing memperlihatkan kemungkinan hanya salah satu lapisan berproduksi ke arah lubang sumur terlebih dahulu, lapisan kedua berproduksi berikutnya ketika laju gas dinaikkan. Kondisi ini kemungkinan disebabkan oleh adanya perbedaan nilai skin di atara kedua lapisan tersebut. Untuk kasus ini, Bourdet (2002) memberikan penjelasan tentang adanya tiga karakter regim aliran yang terlihat pada kasus model aliran two layers ketika salah satu layer berproduksi ke arah lubang sumur, yaitu: 1. Lapisan yang berproduksi terlihat sebagai respon satu layer reservoir. 2. Pada waktu intermediet, ketika terdapat tranfer fluida di antara kedua lapisan, respon tekanan terdeviasi ke arah regim transisi. Derivative tekanan menurun. 3. Setelah itu, tekanan menjadi seragam di antara kedua layer, dan setara dengan kelakuan dari stabilized total sistem (IARF). Bourdet juga menambahkan bahwa Jika kedua lapisan memiliki perbedaan skin (S1 dan S2), kondisi sumur akan mempengaruhi bentuk dari derivative regime transisi, sehingga match yang unik sulit untuk dicapai.

Menurut Bourdarot (1998), jika kedua lapisan dites dan diproduksi secara bersamaan dan comingle, maka metoda ini akan menghasilkan informasi yang minimal tentang reservoir. Pada umumnya kelakukan kedua lapisan reservoir tersebut akan terlihat seperti reservoir dengan sifat yang homogen. 39

TESIS MASTER


Dengan menggunakan metoda computer based modeling, log-log plot matching menghasilkan variabel permeabilitas (k) dan storage capacity (kh) yang terlihat di Tabel 8. Parameter lain yang didapatkan dari hasil interpretasi two layers model terdapat di Tabel 9. Sedangkan Gambar 25 memperlihatkan grafik matching log-log plot antara pseudo pressure function (dm(p)) dan derivative pseudo pressure function (dm(p)’) dengan waktu (dt). Smoothing iteration sebesar 0.01 dan data filtration sebesar 75 point per circle digunakan untuk mengurangi efek noise pembacaan gauge pada derivative pseudo pressure.

Tabel 8 Hasil interpretasi pressure build up

Parameter Omega Lamda Kappa

Nilai 0.181 7.50E-04 0.51

Keterangan Storativity ratio Interlayer cross flow coefficient Mobility Ratio

Tabel 9 Parameter interpretasi two layers model

Gambar 25 Analisis log-log plot 40

TESIS MASTER


Pada kasus two layers system ini, setelah melewati waktu intermediet, maka tekanan yang terdeteksi merupakan respon dari keseluruhan sistem, yaitu sebagai homogen Infinite Acting Radial Flow (IARF). Adanya boundary dapat terdeteksi setelah itu. Dengan asumsi bahwa boundary effect ini juga merupakan respon dari total reservoir, maka jarak no flow boundary dapat dideteksi di sekitar 650 ft (Gambar 25). Lebih detail, di akhir data pressure build up ini, kurva dm(p)’ membentuk garis yang memiliki slope mendekati nilai 0.5 yang kemungkinan merupakan efek adanya pararel boundary (batas channel).

Permeabilitas yang diukur di laboratorium merupakan nilai permeabilitas absolut batuan, sedangkan permeabilitas yang dihasilkan dari interpretasi well test merupakan nilai permeabilitas efektif. Koreksi nilai permeabilitas yang didapatkan dari hasil pengukuran core terhadap kurva relatif permeabilitas secara teori akan menghasilkan nilai permeabilitas efektif untuk salah satu fasa fluida yang mengalir di dalam media tersebut, dalam hal ini gas. Koreksi ini dirumuskan sebagai: …………………………………..………..................……………….(5. 4)

Byrnes et. al. (1979) dengan mengacu pada hasil pekerjaan Corey, memperlihatkan hubungan antara nilai relatif permeabilitas yang merupakan fungsi dari saturasi dengan: ………..................…...………..………….(5. 5)

Di mana: Relatif permeabilitas, unitless Permeabilitas efektif, md Permeabilitas absolut, md Saturasi air, v/v Saturasi air connate, v/v Saturasi gas critical, v/v

Untuk kasus ini, nilai n=3, sedangkan nilai Swc=0.26 dan Sgc=0.1. Ketiga nilai tersebut didapatkan dari hasil analisis data capillary pressure (Pc) dan pengukuran relative permeability

41

TESIS MASTER


dengan metoda steady state. Gambar 26 memperlihatkan hasil perhitungan nilai permeabilitas efektif gas.

~200m

Gambar 26 Nilai permeabilitas efektif

Selanjutnya, jika dibandingan antara nilai rata-rata permeabilitas efektif yang ditunjukkan pada Gambar 26 di atas, yaitu

dengan Tabel 8, yaitu

,

memperlihatkan adanya perbedaan. Nilai permeabilitas dari hasil analisis data core memiliki nilai yang sedikit lebih optimis dibandingkan dengan nilai permeabilitas efektif dari hasil interpretasi pressure build up. Dengan mengacu pada hasil studi Potocki (2001), yang menyatakan bahwa nilai permeabilitas yang dihasilkan dari hasil analisis core biasanya memiliki nilai yang lebih optimis, maka proses drying dan cleaning dapat memberikan pengaruh pada hasil pengukuran permeabilitas core ini.

Namun demikian, walaupun tes sumur merupakan pengukuran in-situ reservoir, berdasarkan hasil studi yang telah dilakukan oleh Ridriguez (2004), memperlihatkan bahwa hasil analisis tes sumur pada kasus stress dependen permeabilitas memiliki nilai yang lebih rendah dibandingkan dengan nilai permeabilitas efektif yang sebenarnya. Studi lebih lanjut dibutuhkan untuk mengevaluasi besarnya nilai permeabilitas efektif yang sebenarnya ini.

Akan tetapi, jika dilihat secara umum, nilai permeabilitas efektif hasil interpretasi pressure build up setara dengan nilai rata-rata permeabilitas efektif dari hasil analisis core (Gambar 27).

42

TESIS MASTER

Histogram permeabilitas efektif

K=124 md (well test)


Gambar 27 Perbandingan permeabilitas efektif core dengan hasil interpretasi pressure build up

43

TESIS MASTER


Bab VI Implementasi Stress Dependen Porositas Dan Permeabilitas Dalam Rerservoir Modeling Seperti yang telah dibahas di dalam Bab V, bahwa naikknya stress dapat menurunkan permeabilitas batuan reservoir yang terdapat di lapangan gas ini. Besarnya penurunan permeabilitas ini merupakan fungsi exponensial dari naiknya NOB. Akan tetapi naikknya NOB hanya memberikan efek yang sangat kecil terhadap perubahan porositas terhadap batuan reservoir ini.

Selanjutnya, di dalam bab ini dibahas tentang implementasi fenomena penurunan permeabilitas akibat naikknya stress atau stress dependen permeabilitas di dalam reservoir modeling. Ketika proses produksi gas berlangsung, tekanan pori di sekitar lubang sumur mengalami penurunan akibat adanya draw down pressure yang memicu naikknya NOB. Seperti yang telah disebutkan sebelumnya, kenaikan NOB ini akan memberikan stress tambahan pada batuan yang menekan pori/pore throat sehingga dapat menurunkan nilai permeabilitasnya. Oleh sebab itu, permeabilitas merupakan variabel dinamis yang tergantung pada besarnya stress, dalam hal ini NOB. Kondisi ini dapat mempengaruhi performa produksi reservoir. Maka dari itu, evaluasi perbandingan performa produksi untuk kasus stress dependen permabilitas ini dengan performa produksi di mana nilai permeabilitas merupakan variabel konstan yang tidak terpengaruh oleh NOB dikemukakan di dalam bab ini.

Di dalam studi ini, implementasi stress dependen permeabilitas dilakukan dengan menggunakan model statik yang dihasilkan dari pemodelan dengan menggunakan software Petrel. Model statik yang telah dibangun ini didasarkan atas hasil integrasi data seismik, sumur dan hasil analisis sedimentasi batuan.

Reservoir yang dimodelkan di dalam studi ini merupakan salah satu tubuh batupasir yang berisi gas (Gambar 28). Tubuh batupasir ini merupakan bagian dari formasi batuan yang telah diendapkan melalui proses deep water slope system yang terpisah dan terkompartementalisasi secara hidrolik dengan tubuh-tubuh batupasir yang lainnya. Trap system yang terdapat di lapangan ini merupakan stratigraphic trap. Berdasarkan data seismik, patahan tidak memiliki peran yang sangat signifikan terhadap petroleum system di lapangan gas ini.

44

TESIS MASTER


Simulasi reservoir di dalam studi ini dilakukan dengan menggunakan simulator CMG. Beberapa properti petrofisika yang digunakan di dalam simulasi reservoir ini terdiri atas, Porositas efektif (POR) (Gambar 28), Net to Gross (NTG), Permeabilitas inisial ( ) yang sudah dikoreksi terhadap NOB (Gambar 29) dan Null Block indicator. Nilai kv/kh diasumsikan sama dengan 0.01. Properti-properti petrofisika ini diekspor dari hasil pemodelan statik yang telah di sebutkan di atas. Nilai Saturasi air (SW) dan tekanan pori inisial (Gambar 30) dihasilkan dari proses inisialisasi model di dalam CMG. Seluruh tubuh batupasir diasumsikan terisi oleh gas kering dengan spesific gravity sebesar 0.6 dan tidak terdapat akuifer (gas blow down mechanism).

Gambar 28 Distribusi porositas

45

TESIS MASTER


Gambar 29 Distribusi permeabilitas horizontal inisial

P inisialisasi Data MDT

Gambar 30 Tekanan pori inisial

46

TESIS MASTER


Simulator CMG memberikan fasilitas untuk melakukan simulasi reservoir untuk kasus stress dependen porositas dan permeabilitas sebagai salah satu variabel dengan menggunakan Rock Compaction/Dilatation Model Option (Imex User Guide, 2007). Untuk mengaktifkan fitur ini, maka dibutuhkan keyword CROCKTYPE. Keyword CROCKTYPE ini harus diikuti oleh keyword CROCKTAB, CROCKTABH, CROCKTABE, CROCKTABD atau CROCKTABC.

Secara umum, pembahasan yang terdapat di dalam bab ini ditujukan untuk mengevaluasi stress dependen porositas dan permeabilitas pada kondisi reservoir yang dideplesi akibat adanya proses produksi gas. Proses produksi gas ini dikonsiderasi sebagai proses yang memiliki satu arah dan diasumsikan bahwa batuan reservoir bersifat elastis reversibel. Untuk melakukan evaluasi proses irreversible, maka jumlah pengukuran yang dibutuhkan semakin banyak dan detail. Oleh karena banyaknya keterbatasan, maka evaluasi terhadap proses irreversibel tidak dapat dilakukan di dalam studi ini. Sehingga, keyword CROCKTAB digunakan dalam melakukan simulasi reservoir pada kasus ini.

Seperti yang telah disebutkan di dalam Bab V, pada kasus ini terdapat dua facies batuan yang berbeda. Pembagian kedua facies tersebut menunjukkan perbedaan respon penurunan permeabilitas akibat naiknya NOB, maka keyword CROCKTYPE 1 digunakan untuk facies 1 dan keyword CROCKTYPE 2 digunakan untuk facies 2.

Di bawah keyword CROCKTYPE harus terdapat keyword CROCKTAB. Untuk mengaktifkan keyword CROCKTAB ini, dibutuhkan tabel yang menunjukkan hubungan antara tekanan pori dengan porosity multiplier, horizontal permeability multiplier dan vertical permeability multiplier. Nur et. al, (1985), Davies J. P and Davies D. K. (2000) dan Rodriguez (2004) menggunakan persamaan compressible transmissibility untuk menyatakan hubungan antara tekanan pori dengan permeability multiplier, yaitu: ………………………..............………………………………………………(6. 1)

Dengan asumsi bahwa nilai

adalah konstan, maka:

…………………...................……………………….……………….(6. 2) ………...………...............…………...…...………………….(6. 3) …………………………..............……………………………………(6. 4)

47

TESIS MASTER


Atau: ………………………………..............…………………………………(6. 4)

Di mana: Compressible transmissibility, 1/psi Tekanan pori inisial, psi Tekanan pori pada waktu tertentu, psi Permeabilitas inisial, md Permeabilitas pada waktu tertentu, md Perubahan tekanan, psi Konstanta euler = 2.7182

Besarnya permeability multiplier pada persamaan 6. 1 equivalen dengan

. Variabel ini

sama dengan dengan nilai rasio permeabilitas yang telah disebutkan di dalam Bab V. Persamaan 6. 4 juga memperlihatkan bahwa besarnya permeability multiplier merupakan fungsi dari tekanan pori reservoir. Untuk mengakomodasi syarat persamaan di atas, yaitu bahwa permeability multiplier merupakan fungsi dari tekanan pori, maka digunakan hubungan linier antara NOB dan tekanan pori yang telah dibahas di dalam Bab IV. Sehingga hubungan antara nilai permeability multiplier atau rasio permeabilitas dapat ditentukan di sebarang nilai tekanan pori. Gambar 31 dan Gambar 32 memperlihatkan grafik hubungan antara tekanan pori dan rasio permebilitas (permeability multiplier) untuk facies 1 dan facies 2 secara berurutan. Tanda panah di kedua grafik tersebut menunjukkan arah penurunan permeabilitas selama periode produksi gas.

48

TESIS MASTER

Candra Sugama (22208023) 1.2

y = 0.502911e0.000114x

1

Rasio Perm

0.8

Initial condition

0.6

0.4

0.2

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Pore pressure, psi

Gambar 31 Hubungan antara tekanan pori dan rasio permeabilitas facies 1

1.2

y = 0.888e2E-05x

Permeability ratio

1

Initial condition

0.8 0.6 0.4 0.2 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Pore pressure, psi

Gambar 32 Hubungan antara tekanan pori dan rasio permeabilitas facies 2

49

7000

TESIS MASTER


Stress dependen porositas, berdasarkan studi yang dilakukan oleh Espinoza (1983) dirumuskan sebagai: ……………………………………..................…………………………(6. 5)

Di mana: …………………………………….................……………..………………(6. 6) Porositas pada waktu n, fraksi Porositas inisial, fraksi Pore volume pada waktu n, Pore volume inisial,

Seperti yang telah diketahui sebelumnya bahwa naikknya stress hanya memberikan penurunan porositas yang sangat kecil, maka pada kasus ini nilai porosity multiplier dianggap sama dengan satu sepanjang waktu. Walaupun masih memungkinkan terjadi perubahan terhadap porositas inisial di akhir periode produksi gas, besarnya perubahan porositas di akhir periode produksi ini sulit untuk diprediksi karena data yang tersedia sangat terbatas dan perubahan nilainya sangat kecil.

Selanjutnya, untuk mendefinisikan distrubusi kedua facies yang telah disebutkan di atas, maka dibutuhkan keyword CTYPE. Keyword ini diletakkan setelah tabel porosity multiplier dan permeability multiplier yang telah dibahas sebelumnya

Penulisan keyword Rock Compaction/Dilatation Model Option di dalam simulator CMG yang digunakan pada studi ini dapat dilihat di Apendix B.

Gambar 33 menunjukkan perbandingan hasil simulasi reservoir antara kasus permeabilitas yang merupakan variabel konstan dan tidak terpengaruh oleh NOB (Kasus 1) dengan kasus stress dependen permeabilitas (Kasus 2). Konstrain produksi yang digunakan pada skenario 1 ini adalah sebagai berikut: Satu sumur produksi Minimum BHP = 1000 psi Maximum normalisasi gas rate = 1 50

TESIS MASTER


Minimum normalisasi gas rate = 0.067 Normalisasi laju gas yang disebutkan di atas merupakan rasio dari laju gas sepanjang waktu dengan laju produksi plateau yang telah ditentukan. 1.00

Cumulative gas kasus 1

1.20


0.90

0.80

0.60 0.50

0.60

0.40 0.40

0.30 0.20

Normalized gas rate

Laju gas kasus 2

0.70

Recovey factor

Laju gas kasus 1

1.00

0.80

0.20

0.10 0.00

0.00 0

200

400

600

800

1000

Time (days)

Gambar 33 Perbandingan hasil simulasi reservoir skenario 1

Berdasarkan grafik di atas, secara umum terlihat bahwa kasus stress dependen permeabilitas berpengaruh pada performa produksi di bagian akhir dari periode produksi. Durasi plateau laju gas yang terbentuk pada kasus 2 sedikit lebih pendek jika dibandingkan dengan kasus 1. Nilai gas recovery pada kasus 2 lebih pesimis dengan perbedaan sekitar 0.01% dibandingkan dengan kasus 1 pada waktu laju gas mencapai konstrain produksi minimum. Selain itu, kasus stress dependen permeabilitas (kasus 2) memiliki waktu yang lebih lama untuk mencapai laju gas minimum jika dibandingkan dengan kasus 1.

Gambar 34 memperlihatkan grafik produksi kumulatif gas dengan menggunakan skenario 2, yang terdiri atas: Satu sumur produksi Konstan BHP = 1000 psi Minimum normalisasi gas rate = 0.067 Normalisasi laju gas yang disebutkan di atas merupakan rasio dari laju gas sepanjang waktu dengan laju produksi plateau yang telah ditentukan di atas.

51

TESIS MASTER


Berdasarkan di bawah ini, terlihat bahwa kumulatif produksi gas untuk kasus stress dependen permeabilitas (kasus 2) mengalami penurunan sekitar 0.02% pada waktu laju gas mencapai laju konstrain produksi minimum. Profil kurva kumulatif produksi gas untuk kasus 1 memperlihatkan hasil yang lebih optimis jika dibandingkan dengan kasus 2. 0.80


RF=0.67

0.60 Recovery factor


RF=0.69

0.70

0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Time (days)

Gambar 34 Perbandingan hasil simulasi reservoir skenario 2

Berdasarkan kedua grafik yang telah diperlihatkan di atas, stress dependen permeabilitas dapat memberikan pengaruh terhadap gas recovery pada skenario simulasi reservoir dengan konstrain draw dawn besar. Nilai gas recovery dapat dioptimalkan dengan cara menjaga penurunan tekanan reservoir akibat adanya draw down tidak terlalu besar. Beberapa cara yang dapat dilakukan untuk reservoir dengan tipe batuan yang memiliki tingkat sensitivitas sangat tinggi terhadap stress agar nilai gas recovery optimum, di antaranya yaitu memperkecil laju produksi dan pressure maintenance, tentu saja perhitungan keekonomiannya juga harus dipertimbangkan.

52

TESIS MASTER


Bab VII Kesimpulan dan Saran

7.1

Kesimpulan

Berdasarkan hasil analisis dan pembahasan di dalam bab-bab sebelumnya, maka dapat disimpulkan beberapa hal, di antaranya adalah: 1. Naiknya NOB memberikan efek yang sangat kecil terhadap porositas.

2. Penurunan permeabilitas merupakan fungsi exponensial dari kenaikan NOB. Terdapat dua tipe facies batuan yang merepresentasikan respon besarnya penurunan permeabilitas akibat naiknya NOB, yaitu: a. Facies 1, merupakan kelompok batuan dengan porositas besar, VCL rendah dan memiliki respon penurunan permeabilitas yang besar. b. Facies 2, merupakan kelompok batuan dengan porositas rendah, VCL tinggi dan memiliki respon penurunan permeabilitas rendah. Kandungan lempung mempengaruhi respon besarnya penurunan permeabilitas batuan akibat naiknya NOB. Mineral lempung

berfungsi sebagai semen yang dapat menstabilkan posisi

butiran dari adanya pergerakan (fine grain movements) dan grain slippage karena penambahan stress yang menekan pore throat, sehingga penurunan permeabilitas akibat naiknya NOB tidak terlalu besar.

9i]u[u[0\p-puhpioo0ooooojhvvbgbv gcjioooooooooiuh

3. Nilai porositas dan permeabilitas pada kondisi reservoir dapat diprediksi dengan menggunakan hasil pengukuran sampel di laboratorium pada NCS yang bervariasi. Fracture dapat terbentuk akibat NCS yang tinggi. Fracture dan gas by passing menghasilkan nilai error pada pengukuran permeabilitas.

4. Di dalam studi ini, secara umum nilai rata-rata permeabilitas dari hasil analisis core setara dengan nilai permeabilitas dari hasil interpretasi pressure build up. Lebih detail, permeabilitas efektif core memperlihatkan nilai yang lebih optimis dibandingkan dengan nilai permeabilitas efektif dari hasil intepretasi pressure build up. Hal ini disebabkan oleh proses cleaning dan drying pada sampel (core plug).

53

TESIS MASTER


5. Berdasarkan hasil simulasi reservoir, memperlihatkan bahwa tanpa mempertimbangkan fenomena stress dependen permeabilitas, maka hasil profil produksi gas yang didapat memiliki nilai yang lebih optimis.

7.2

Saran

Beberapa keterbatasan yang terkait dengan ketersediaan data telah ditemui oleh penulis selama pengerjaan studi tentang pengaruh NOB terhadap porositas dan permeabilitas ini. Oleh sebab itu beberapa asumsi telah digunakan sebagai input di dalam model. Untuk menyempurnakan hasil yang telah didapat, beberapa saran dari penulis adalah sebagai berikut: 1. Penambahan jumlah sampel (core plug) untuk pengukuran pada NCS yang lebih bervariasi. Selain itu, pengukuran ulang pada NCS rendah diperlukan setelah sampel diukur pada NCS tinggi untuk mengevaluasi kelakuan atau tipe dan tingkat irreversibilitasnya. 2. Sebaiknya dihindari penggunaan sampel (core plug) yang sama untuk keperluan tes yang berbeda yang dapat mengubah kondisi original propertinya. 3. Penentuan nilai Biot Poroelasticity coefficient sampel yang didasarkan atas data bulk compressibility dan pore volume compressibility sangat dibutuhkan.

54

TESIS MASTER


Daftar Referensi 1. Byrnes, A. P., et. al. (1979), Effect of Pressure and Water Saturation on Permeability of Western Tight Sandstones, Institute of Gas Technology, Chicago, USA. 2. Bourdarot, G. (1998), Well Testing: Interpretation Methods, Technip edition, Institut Francais du Petrole, Paris, France. 3. Computer Modeling Group (CMG), IMEX user guide, version 2007, Chapter: Using the Rock Compaction/Dilatation Model Option, Calgary, Canada. 4. Dautriat, J., et. al., (2009), Axial and Radial Permeability Evolution of Compressed Sandstones: End Effect and Shear-band Induced Permeability Anisotropy, Pure and Applied Geophysics, Basel. 5. Davies, J. P. and Davies, D. K. (2000), Stress-Dependent Permeability: Characterization and Modeling, SPE, Houston. 6. Detournay, E. and Cheng, A. H. D. (1993), Foundamental of Poroelasticity, Comprehensive Rock Engineering, Practice and Project, Chapter V, Volume II. 7. Doveton, J. H. (2007) , Reservoir Petrophysical Log Analysis, course and workshop handbook, PT Geoservices, Bandung. 8. Espinoza, C. E. (1983), A New Formulation for Numerical Simulation of Compaction, Sensitivity Studies for Steam Injection, SPE, 9. Fatt, I. and Davis, D. H. (1952), Reduction in Permeability with Overburden Pressure, Technical note 147, Vol. 195, Petroleum Transactions, AIME. 10. Gray, D. H. and Fatt, I., Bergamini, G. (1963), The Effect of Stress on Permeability of Sandstone Cores, SPE. 11. Nelson, P. H. and Batzle, M. L. (2006), Petroleum Engineering Hand Book: Single Phase Permeability, Volume I, Chapter 14, SPE. 12. Potocki, D. (2001), Resolving Differences Between Core and Welltest Permeability in Basal Colorado Sandstones, Canada: The Role of Rock Heterogeneity, Relative Permeability and Formation Damage, SPE 71206, Colorado. 13. Rodriguez, C. A. (2004), Stress-Dependent Permeability on Tight Gas Reservoirs, Master Thesis, Texas A&M University, USA. 14. Tiab D. and Donaldson E. C. (2004), Petrophysic: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties, 2nd edition, Elsevier, USA.

55

TESIS MASTER


15. Thomas, R. D. and Ward, D. C. (1972), Effect of Overburden Pressure and Water Saturation an Gas Permeability of Tight Sandstone Cores, Journal of Petroleum Technology. 16. Wang, H., (2000), Theory of Linear Poroelasticity with Applications to Geomechanics and Hydrogeology, Princeton University Press, Princeton. 17. Zheng Z. et. al., (1990), Pore Volume Compressibility under Different Stress Conditions, SCA Conference Paper, Salt Lake, Utah.

56

TESIS MASTER


Apendix A Penurunan Rumus Stress Dependen Porositas Dan Permeabilitas (Tiab Dan Donaldson, 2004) Secara teori, besarnya penurunan porositas dan permeabilitas dapat diturunkan dengan menggunakan rumus: ……………………………......………………………..……….(8. 1)

Di mana: Bulk compressibility, Pore compressibility, Rock compressibility,

Nilai

umumnya sangat kecil jika dibandingkan dengan nilai

, maka untuk

,

persamaan di atas dapat ditulis kembali menjadi: …………………………………..………......………………….………..….(8. 2)

Dengan berasumsi bahwa seluruh pori yang terdapat di dalam batuan mendapatkan stress, maka persamaan di bawah ini dapat digunakan: ………………………………......………………………………(8. 3)

Dengan menggabungkan persamaan 8. 2 dan 8. 3, maka: ………………….………..........………………………………(8. 4)

Di mana: Stress, psi Stress total overburden pada efektif stress nol, psi Porositas awal atau pada

, fraksi

Porosity pada tekanan P, fraksi

Dengan asumsi bahwa kompresibilitas pori mengalami penurun secara eksponensial terhadap stress: 57

TESIS MASTER


……………………………………….........………………………….(8. 5) Di mana:

Decline rate pore compressibility

Dengan menggabungkan persamaan 8. 4 dan 8. 5 dengan asumsi bahwa pore compressibility konstan, maka: …………………………...……………......…………………… (8. 6) ………………………………………......…………..…………(8. 7)

Di mana: …………………………………………………….....………....………...(8. 8) …….………………….……......……………...………...(8. 9)

Jika persamaan 8. 9 disubstitusikan ke dalam persamaan 8. 7, maka: ……………………………..…………….......………...……….(8. 10)

Persamaan di atas merupakan persamaan teoritis yang dapat digunakan untuk menghitung besarnya porositas akibat pengaruh stress.

Dengan menggunakan persamaan Kozeny-Carman dan mengunakan asumsi bahwa besarnya area permukaan per unit volume butir dari material berpori tidak terpengaruh oleh stress dan permeabilitas tidak terpengaruh oleh tekanan pori, maka: …………………………………..…..……………......…….………...(8. 11)

Substitusi persamaan 8. 11 di atas dengan persamaan 8. 10 menghasilkan: …………………………….……………………..........………...(8. 11)

Di mana: Permeabilitas awal atau pada

, md 58

TESIS MASTER


Permeabilitas pada tekanan P, md Perubahan tekanan, psi

59

TESIS MASTER


Apendix B Rock Compaction/Dilatation Model Option Berikut adalah penulisan keyword yang digunakan di dalam simulator CMG untuk mensimulasikan kasus reversibel stress dependen porositas dan permeabilitas:

************************************************************************ ************************************************************************ CROCKTYPE 1 CROCKTAB **pressure Por_multiplier Permh_multiplier Permz_multiplier 50 1 0.67 0.67 100 1 0.69 0.69 250 1 0.70 0.70 500 1 0.72 0.72 1000 1 0.76 0.76 1500 1 0.81 0.81 2000 1 0.85 0.85 2500 1 0.90 0.90 3000 1 0.96 0.96 3200 1 0.98 0.98 3300 1 0.99 0.99 3341 1 0.99 0.99 3350 1 0.99 0.99 3396 1 1 1 3500 1 1 1 ************************************************************************ ************************************************************************ CROCKTYPE 2 CROCKTAB **pressure Por_multiplier Permh_multiplier Permz_multiplier 50 1 0.93 0.93 100 1 0.94 0.94 250 1 0.94 0.94 500 1 0.94 0.94 1000 1 0.95 0.95 1500 1 0.96 0.96 2000 1 0.97 0.97 2376 1 0.98 0.98 2500 1 0.98 0.98 3000 1 0.99 0.99 3200 1 1 1 3300 1 1 1 3341 1 1 1 3500 1 1 1 ************************************************************************ ************************************************************************ **$ Property: Rock Compaction Set Num Max: 2 Min: 1 60

TESIS MASTER

Candra Sugama (22208023) CTYPE ALL 1671*1 2 207*1 3*2 91*1 2 2*1 2 64*1 2 3*1 2 8*1 2 11*1 5*2 61*1 3*2 2*1 2 1 2 20*1 10*2 49*1 2 2*1 4*2 4*1 2 1 2 23*1 9*2 2*1 2*2 70*1 2*2 1 3*2 3*1 2*2 18*1 2 59*1 2*2 5*1 4*2 3797*1 2 92*1 3*2 211*1 2*2 85*1 3*2 79*1 2*2 1 2*2 6*1 2*2 1 2 90*1 4*2 61*1 2*2 26*1 2 1 8*2 50*1 6*2 6*1 2 25*1 7*2 1 3*2 70*1 4*2 11*1 2 73*1 2*2 6*1 2 1 2*2 3795*1 3*2 91*1 2*2 2*1 2*2 208*1 3*2 84*1 2 7*1 2 73*1 2 2*1 2 1 2 4*1 2*2 1 2*2 88*1 2 1 4*2 61*1 2*2 28*1 6*2 52*1 6*2 3*1 2 2*1 2*2 23*1 9*2 1 3*2 69*1 2*2 13*1 2 15*1 2 58*1 3*2 4*1 2 2*1 2 3795*1 2*2 93*1 2 1 2*2 198*1 2 9*1 4*2 83*1 2*2 6*1 2*2 38*1 3*2 32*1 2 1 2*2 7*1 4*2 88*1 2 1 4*2 5*1 2 50*1 2 32*1 2 2*1 4*2 53*1 6*2 6*1 2 25*1 5*2 2*1 3*2 85*1 2*2 13*1 2 2*1 2 66*1 2 1 2 3892*1 3*2 192*1 2 1 4*2 8*1 4*2 75*1 2 3*1 2 3*1 2*2 6*1 4*2 37*1 2*2 7*1 2 24*1 2 3*1 2 6*1 2*2 6*1 2 1 2 76*1 2 3*1 6*2 6*1 2 56*1 2 26*1 2 1 6*2 1 2 3*1 2*2 45*1 2*2 5*1 2 29*1 6*2 3*1 3*2 83*1 3*2 83*1 2 1 2 21*1 2*2 3869*1 2 194*1 6*2 7*1 5*2 74*1 3*2 7*1 2 5*1 8*2 34*1 2*2 6*1 2 25*1 4*2 15*1 2 83*1 5*2 4*1 3*2 2*1 2*2 78*1 11*2 1 5*2 45*1 3*2 4*1 2 27*1 8*2 2*1 6*2 50*1 2 14*1 2*2 12*1 3*2 86*1 2 21*1 2*2 4063*1 5*2 9*1 2 1 3*2 74*1 4*2 12*1 8*2 32*1 2 22*1 2 12*1 4*2 2*1 2 5*1 2*2 8*1 2*2 1 2 77*1 5*2 5*1 2*2 1 3*2 78*1 13*2 1 2*2 45*1 5*2 30*1 3*2 1 6*2 1 2 1 2*2 52*1 2 16*1 2 122*1 2*2 3971*1 2 91*1 10*2 6*1 3*2 74*1 3*2 12*1 5*2 2*1 2*2 32*1 2 22*1 2 12*1 4*2 1 2 5*1 3*2 5*1 2 1 2*2 1 4*2 75*1 5*2 5*1 5*2 67*1 2*2 10*1 15*2 46*1 2 33*1 10*2 58*1 2*2 15*1 2*2 99*1 2*2 20*1 2 1 2 3970*1 2 91*1 2 1 3*2 1 5*2 5*1 3*2 76*1 2 15*1 2*2 36*1 2 21*1 2 9*1 2 3*1 2*2 1 2 7*1 3*2 4*1 2*2 2*1 2 2*1 2 1 2 54*1 2*2 20*1 2 1 2*2 2*1 2 1 3*2 4*1 2 65*1 3*2 9*1 13*2 49*1 2*2 32*1 2 1 7*2 59*1 2 14*1 2 1 2 92*1 2 2*1 2*2 3*1 2*2 119*1 2 3871*1 2*2 91*1 2 1 5*2 9*1 2*2 77*1 3*2 13*1 2 61*1 2 10*1 2 9*1 2 72*1 2 24*1 2 3*1 2*2 3*1 3*2 64*1 2*2 11*1 4*2 1 7*2 46*1 2 37*1 2*2 1 6*2 75*1 2 1 2 92*1 6*2 2*1 2*2 22*1 2 3968*1 2*2 57*1 3*2 31*1 2 3*1 3*2 88*1 2 101*1 2 6*1 3*2 64*1 2*2 1 2*2 16*1 2 3*1 2*2 3*1 2*2 59*1 2 4*1 4*2 12*1 2*2 1 4*2 1 2*2 45*1 2*2 5*1 2 15*1 6*2 14*1 5*2 70*1 2*2 1 2 1 2 2*1 3*2 93*1 2*2 2*1 3*2 20*1 3*2 3966*1 3*2 58*1 4*2 33*1 3*2 190*1 2 7*1 2*2 1 2*2 1 2 60*1 2 21*1 5*2 5*1 2 51*1 2 11*1 2 1 2 3*1 2 13*1 2*2 48*1 2*2 4*1 2 16*1 6*2 14*1 2 1 2*2 71*1 2*2 1 3*2 2*1 4*2 90*1 2 1 2*2 26*1 2 157*1 2 3*1 2*2 176*1 2 3627*1 3*2 58*1 3*2 236*1 2 1 2 62*1 3*2 1 2 19*1 3*2 5*1 2*2 57*1 2 2*1 4*2 1 2 17*1 2*2 47*1 2*2 23*1 8*2 10*1 2 77*1 11*2 86*1 2 1 4*2 3*1 2 87*1 2*2 91*1 2*2 1 2*2 178*1 2 3628*1 2*2 58*1 4*2 30*1 2*2 1 2*2 167*1 2 97*1 4*2 19*1 2 1 3*2 4*1 2*2 56*1 2 1 2 1 7*2 3*1 2 12*1 2*2 54*1 2 18*1 7*2 9*1 2*2 1 2*2 72*1 13*2 85*1 6*2 2*1 3*2 86*1 4*2 1 2 89*1 4*2 1 2 79*1 2 1 2*2 92*1 3*2 3686*1 8*2 25*1 7*2 179*1 2 82*1 2*2 2*1 3*2 22*1 3*2 3*1 2 55*1 2*2 1 2*2 2*1 7*2 6*1 2*2 6*1 5*2 51*1 2*2 11*1 2 5*1 6*2 1 2 1 2 6*1 3*2 2*1 2 54*1 2*2 16*1 2*2 1 9*2 86*1 7*2 1 2 1 2 86*1 6*2 90*1 5*2 79*1 2*2 1 2*2 3781*1 6*2 26*1 2 1 4*2 180*1 2 18*1 2*2 64*1 2 1 2 1 2 17*1 2*2 4*1 3*2 62*1 2 3*1 2 1 2 2*1 2 1 2 5*1 2*2 6*1 4*2 51*1 2 2*1 2*2 1 2 5*1 6*2 1 13*2 1 2 1 6*2 12*1 2 37*1 7*2 12*1 2 2*1 14*2 1 2 79*1 3*2 2*1 8*2 87*1 6*2 89*1 6*2 3866*1 3*2 30*1 2 1 2*2 180*1 2 1 2 13*1 2 2*1 2 66*1 2 13*1 2 4*1 2 1 4*2 3*1 2*2 64*1 2*2 1 2*2 1 2 2*1 2 1 2*2 2*1 2*2 6*1 3*2 52*1 2 1 3*2 8*1 27*2 13*1 2 38*1 8*2 13*1 16*2 79*1 16*2 84*1 7*2 87*1 8*2 91*1 2*2 3773*1 2*2 32*1 3*2 179*1 2 99*1 2 5*1 2*2 5*1 2 1 2 2*1 2 48*1 2 15*1 2*2 10*1 3*2 6*1 4*2 51*1 5*2 8*1 2*2 2*1 22*2 13*1 2 36*1 2 2*1 5*2 1 2 14*1 16*2 80*1 16*2 82*1 8*2 1 2 84*1 12*2 3863*1 2 30*1 4*2 183*1 2*2 95*1 2 11*1 2*2 52*1 2 21*1 2 5*1 4*2 9*1 2*2 48*1 2 1 3*2 10*1 2*2 2*1 2 1 2*2 1 10*2 1 2*2 2*1 2*2 50*1 2 1 6*2 18*1 14*2 2*1 2*2 75*1 16*2 20*1 2*2 61*1 11*2 83*1 10*2 3865*1 2 218*1 2 107*1 2 53*1 2 8*1 2 12*1 2 4*1 2*2 1 2*2 9*1 3*2 48*1 2 3*1 2*2 8*1 2 10*1 8*2 55*1 2 2*1 6*2 19*1 15*2 2*1 2*2 73*1 2 1 15*2 19*1 2 61*1 2 1 11*2 83*1 12*2 83*1 2 3980*1 2 183*1 2 21*1 2 1 2 11*1 4*2 52*1 2*2 3*1 2 9*1 2 6*1 5*2 61*1 2 1 4*2 19*1 11*2 5*1 2 17*1 2*2 55*1 2 3*1 11*2 83*1 2 1 12*2 82*1 8*2 1 2*2 84*1 2 3981*1 2 112*1 2 12*1 2 92*1 4*2 51*1 4*2 11*1 4*2 4*1 5*2 1 2 1 2 58*1 2*2 1 2 19*1 11*2 23*1 2 1 2 58*1 11*2 22*1 2 1 2*2 58*1 2 1 11*2 83*1 4*2 1 2 1 2 1 2*2 3963*1 2 120*1 2 1 2 77*1 2 14*1 2 80*1 2 24*1 6*2 48*1 2 10*1 2 1 4*2 1 2*2 5*1 4*2 2*1 2 75*1 2 9*1 2 1 8*2 21*1 2 1 2 59*1 12*2 20*1 2 61*1 2 1 2*2 1 7*2 85*1 2*2 3*1 2*2 3879*1 2 93*1 2 114*1 2 169*1 2 3*1 2*2 24*1 2*2 2*1 2*2 54*1 2 3*1 2 2*1 6*2 6*1 2 1 2*2 78*1 2 11*1 8*2 3*1 2*2 16*1 2 62*1 2*2 1 2 1 5*2 90*1 2 2*1 2*2 94*1 2 4059*1 2 92*1 2 10*1 2 92*1 3*2 80*1 2 11*1 7*2 6*1 2 2*1 2 90*1 2*2 1 4*2 5*1 2*2 15*1 2 66*1 2 1 4*2 1 2 92*1 2 1 2 4184*1 2*2 65*1 2 61

TESIS MASTER

Candra Sugama (22208023) 2*1 4*2 1 2 18*1 2*2 69*1 3*2 31*1 2 50*1 2 7*1 4*2 1 5*2 8*1 2 77*1 2*2 24*1 2 82*1 2 2*1 2 94*1 2*2 1 2*2 3789*1 2 176*1 2 5*1 5*2 207*1 2 65*1 2 3*1 5*2 1 2 16*1 4*2 70*1 2 31*1 3*2 56*1 8*2 3*1 2*2 83*1 2 9*1 2 8*1 2*2 86*1 2 1 2 98*1 2 3792*1 2 2*1 2 178*1 2 1 3*2 208*1 2 63*1 2 3*1 2 2*1 3*2 1 2*2 78*1 2*2 7*1 2*2 1 3*2 31*1 2 55*1 8*2 4*1 2*2 78*1 2 4*1 2 1 4*2 4*1 2 93*1 2*2 1 2 1 2 97*1 2 82*1 2 3710*1 4*2 178*1 5*2 192*1 2 85*1 6*2 16*1 3*2 64*1 2 4*1 6*2 88*1 10*2 1 2 70*1 2*2 11*1 2*2 3*1 2*2 1 2 2*1 4*2 89*1 3*2 89*1 2 1 2 9*1 2*2 78*1 2 1 2*2 3711*1 3*2 175*1 2 6*1 2 95*1 2 1 2 64*1 2*2 23*1 2 13*1 3*2 77*1 2 19*1 2 71*1 5*2 14*1 3*2 70*1 2 1 13*2 1 2 64*1 6*2 4*1 2 3*1 3*2 2*1 9*2 1 2 87*1 4*2 90*1 3*2 9*1 2*2 76*1 3*2 3713*1 2*2 3*1 2 181*1 2 181*1 2 4*1 2 13*1 2*2 69*1 2 8*1 2 3*1 2 15*1 2 65*1 2 5*1 2*2 1 2*2 2*1 4*2 13*1 2 64*1 2 3*1 13*2 1 2*2 26*1 2 37*1 3*2 2*1 2*2 2*1 2*2 4*1 2*2 1 3*2 1 5*2 2*1 2 88*1 4*2 89*1 2*2 10*1 2*2 76*1 2 4*1 2 3715*1 2 65*1 2 114*1 2*2 68*1 2 112*1 2 22*1 2 60*1 2 18*1 2 1 2 11*1 3*2 65*1 2 4*1 2*2 1 3*2 3*1 2*2 10*1 2 18*1 2 46*1 2 3*1 2 3*1 7*2 2*1 5*2 26*1 2 37*1 2 7*1 4*2 3*1 3*2 1 9*2 87*1 2*2 1 2*2 2*1 3*2 177*1 3*2 3784*1 2 114*1 2 66*1 2 105*1 2 10*1 2*2 7*1 2 10*1 2 54*1 2 27*1 2 12*1 2*2 1 3*2 67*1 2*2 6*1 2 1 2*2 9*1 3*2 14*1 3*2 40*1 2 5*1 2*2 2*1 2 3*1 5*2 1 2 1 2 1 4*2 72*1 4*2 2*1 6*2 3*1 2*2 90*1 2*2 1 2 4084*1 2 66*1 4*2 26*1 2 64*1 3*2 21*1 2 2*1 2 3*1 2 65*1 2*2 26*1 2*2 14*1 3*2 49*1 2 19*1 2 1 2*2 3*1 2 1 2*2 9*1 3*2 1 2 12*1 4*2 43*1 5*2 5*1 5*2 3*1 6*2 70*1 6*2 3*1 6*2 4*1 2*2 2*1 2 4056*1 2*2 182*1 3*2 8*1 2 83*1 3*2 9*1 2*2 10*1 2 72*1 2*2 30*1 2 7*1 2 1 2 2*1 3*2 46*1 3*2 18*1 3*2 5*1 5*2 7*1 2 1 5*2 11*1 2*2 46*1 2 8*1 2 2*1 2*2 3*1 4*2 1 2 64*1 2*2 4*1 2*2 7*1 4*2 1 2*2 2*1 2*2 3*1 2*2 4054*1 5*2 86*1 2 93*1 3*2 1 2 7*1 2 82*1 4*2 6*1 2 18*1 2*2 64*1 4*2 40*1 6*2 46*1 3*2 8*1 2 9*1 2 7*1 2 1 2*2 4*1 2 3*1 7*2 11*1 2 4*1 2 32*1 2 9*1 2*2 7*1 5*2 4*1 2 1 3*2 70*1 2*2 7*1 4*2 1 2*2 2*1 2*2 2*1 2 4057*1 4*2 86*1 2 93*1 3*2 9*1 2 82*1 4*2 9*1 2 15*1 2 67*1 2 42*1 2 2*1 3*2 45*1 3*2 23*1 2 15*1 3*2 1 3*2 10*1 6*2 32*1 2 5*1 2 1 4*2 7*1 5*2 6*1 3*2 70*1 2*2 7*1 6*2 3*1 2 2*1 2*2 122*1 2*2 3933*1 4*2 86*1 2*2 92*1 4*2 91*1 4*2 8*1 2*2 14*1 3*2 2*1 2 19*1 2 43*1 2 35*1 2*2 2*1 2 2*1 5*2 46*1 3*2 10*1 2 12*1 2 15*1 4*2 1 2 11*1 3*2 1 2*2 39*1 5*2 1 2 6*1 4*2 7*1 2 82*1 3*2 8*1 2 122*1 2*2 3928*1 2*2 1 2 1 4*2 86*1 3*2 54*1 2 37*1 2*2 92*1 4*2 10*1 2 38*1 2 43*1 2 9*1 2 26*1 2*2 1 2 2*1 3*2 1 2 14*1 2 32*1 2*2 9*1 2*2 13*1 2 12*1 7*2 14*1 4*2 40*1 4*2 12*1 2 90*1 2 17*1 2 113*1 2*2 66*1 2*2 3767*1 2 93*1 6*2 89*1 3*2 53*1 3*2 36*1 2*2 10*1 2 44*1 2 36*1 4*2 93*1 2 10*1 2 27*1 2 3*1 2*2 1 2*2 13*1 2*2 31*1 4*2 20*1 2*2 1 2 16*1 4*2 12*1 5*2 32*1 2 7*1 3*2 120*1 4*2 79*1 2 11*1 3*2 18*1 3*2 57*1 2*2 7*1 2 3767*1 2 93*1 4*2 2*1 2 88*1 2*2 1 2 91*1 4*2 7*1 2*2 44*1 2 36*1 4*2 32*1 2 96*1 2 23*1 3*2 31*1 3*2 13*1 2 24*1 2 2*1 2*2 13*1 3*2 1 2*2 38*1 3*2 48*1 4*2 72*1 2*2 17*1 2*2 59*1 2*2 13*1 2 19*1 2*2 57*1 3*2 2*1 2 2*1 2*2 30*1 2*2 3735*1 4*2 90*1 3*2 2*1 3*2 87*1 3*2 92*1 3*2 52*1 3*2 37*1 3*2 49*1 2 43*1 2*2 34*1 2 3*1 2 2*1 2*2 17*1 2 31*1 3*2 9*1 2*2 12*1 2 14*1 2 17*1 2*2 1 3*2 31*1 3*2 5*1 2 50*1 2*2 1 2*2 70*1 2 4*1 2 12*1 4*2 69*1 2 2*1 2*2 18*1 3*2 2*1 2 62*1 3*2 26*1 2 2*1 2*2 93*1 2*2 3640*1 4*2 90*1 4*2 1 4*2 86*1 3*2 92*1 3*2 52*1 2 1 2 36*1 4*2 91*1 4*2 40*1 3*2 15*1 3*2 31*1 3*2 7*1 4*2 26*1 2*2 5*1 2*2 12*1 4*2 31*1 3*2 56*1 2*2 1 2*2 70*1 6*2 10*1 2 1 5*2 71*1 2 19*1 2*2 3*1 2*2 60*1 5*2 25*1 2*2 1 2*2 92*1 2*2 3580*1 2*2 59*1 3*2 91*1 3*2 2*1 3*2 88*1 2 93*1 3*2 52*1 2 38*1 4*2 47*1 3*2 41*1 4*2 41*1 2 16*1 3*2 31*1 3*2 37*1 4*2 2*1 3*2 10*1 6*2 31*1 2*2 4*1 2 51*1 3*2 1 2*2 69*1 3*2 3*1 2 10*1 2 1 5*2 69*1 2 21*1 7*2 60*1 5*2 25*1 5*2 92*1 2*2 3580*1 2*2 153*1 2*2 5*1 2 88*1 2 94*1 2*2 9*1 2 41*1 2*2 38*1 4*2 47*1 2 43*1 3*2 1 2 57*1 3*2 31*1 3*2 37*1 5*2 1 3*2 11*1 2*2 1 2*2 31*1 2*2 55*1 4*2 1 2*2 70*1 2*2 1 2*2 13*1 8*2 88*1 7*2 62*1 2 27*1 3*2 94*1 2 3581*1 2*2 1 2 158*1 2 183*1 2*2 8*1 2 82*1 3*2 92*1 3*2 60*1 2 32*1 3*2 7*1 2 29*1 5*2 18*1 2*2 31*1 2*2 56*1 3*2 1 2*2 72*1 3*2 13*1 4*2 1 3*2 67*1 2 20*1 7*2 90*1 3*2 3678*1 2*2 89*1 4*2 65*1 2*2 182*1 2 9*1 2 82*1 3*2 137*1 2 6*1 2 43*1 2*2 39*1 3*2 14*1 2 4*1 2*2 31*1 2 59*1 2 2*1 2 53*1 2 4*1 2*2 11*1 2 2*1 2 13*1 4*2 71*1 2*2 19*1 3*2 3*1 2 90*1 4*2 3677*1 3*2 85*1 4*2 1 2*2 88*1 2 170*1 2 39*1 2 45*1 2 32*1 2 110*1 2 43*1 3*2 19*1 2 1 2*2 13*1 5*2 13*1 2*2 3*1 2 43*1 3*2 93*1 3*2 2*1 2 4*1 3*2 3*1 2*2 11*1 2 18*1 2 71*1 3*2 20*1 2 4*1 2 2282*1 ************************************************************************ ************************************************************************

62

ABSTRACT PENGARUH NET OVERBURDEN (NOB) TERHADAP POROSITAS DAN PERMEABILITAS PADA BATUAN RESERVOIR TURBIDITE LAUT DALAM

Recommend Documents