Mas Shofi,
InsyaAllah kalau saya tahu, saya bagi ilmunya. Langsung ke jawaban
pertanyaannya saja.
1. Tidak semua hukum alam ini biner. Pilih Water-wet atau Oil-Wet. Statistik
menunjukkan lebih banyak reservoir yang memiliki mixed wettability daripada
yang berada di end-members yang ekstrim. Ini rahmat buat kita-kita sehingga ada
kerjaan untuk menemukan jawabannya.
Wettability dipengaruhi oleh banyak hal. Beberapa diantaranya (yang saya
ingat lho; nanti saya cari catatan kuliah Reservoir Engineering untuk
klarifikasi lagi):
a. Jenis Mineral. Mineral Kuarsa dan Sulfat merupakan mineral yang secara
alamiah adalah basah-air. Asosiasi dengan mineral lain bisa mengurangi
ke-water-wett-annya hingga hampir menjadi weakly oil-wet.
b. Kekasaran permukaan butir mineral (surface rugosity). Batuan dengan
komposisi mineral yang sama tapi beda rugositas, ditetesi fluida yang sama akan
memperlihatkan gejala wettability (sudut kontak) yang beda. Secara sederhana
permukaan yang 'mrunjul-mrunjul' cenderung memberi sudut Theta yang lebih besar
daripada permukaan yang mulus. Coba anda teteskan air di permukaan kaca yang
mulus dan bandingkan dengan tetesan air di kaca yang buram (icy glass). Mana
yang akan memperlihatkan bola-bola tetes air yang lebih sempurna? Fenomena ini
diamati oleh Wenzel dan bisa dihitung dengan Wenzel's equation (called after
his name). Ngga usah ditulis di sinilah persamaannya ya!
c. Polar Compound (senyawa berkutub). Seperti yang sudah dibahas sebelumnya.
Sebagian jenis minyak memiliki kecenderungan bermuatan statis dan membentuk
kutub-kutub. Jika minyak ini menggusur dan menggantikan air yang sedianya ada
di permukaan batuan yang bermuatan juga (i.e. ada mineral lempung yang terikat
secara kimiawi dengan kuarsa). Maka minyak ini akan membuat film tipis
menyelimuti butir batuan. Jika sudah demikian maka minyak tidak akan 'lekang'
dari butiran tersebut karena sudah terikat secara elektrokimia. Orang Melayu
bilang sudah "sebati" dengan butiran tersebut.
Untuk kasus karbonat bisa jadi Oil-Wet, yaa bisa akibat salah satu atau
kombinasi dari ketiga fenomena di atas.
2. Metode mengidentifikasi oil-wet dari wireline data. Kita bagi dua ya!
a. Dengan pressure gradient dari data RFT/MDT . Reservoir yang basah-air akan
menunjukkan Free Water Level di bawah Oil Water Contact-nya. Sedangkan yang
basah-minyak, Free Water Level-nya berada di atas Oil Water Contact-nya.
Sekarang pertanyaannya, kenapa bisa begitu?
Sekali lagi ini berhubungan dengan gaya kapiler yang bekerja di sistem
tersebut. Diketahui bahwa tekanan kapiler (beda tekanan antar dua fluida)
merupakan fungsi dari beda densitas fluida itu sendiri, tegangan permukaan,
sudut kontak (theta) dan radius leher pori (pore neck radius)
P2 - P1 = Pc = (2 sigma cos theta) / R
Jika sistemnya adalah basah-air maka nilai theta lebih kecil daripada 90
derajat dan Cos theta > 0. Artinya nilai Pc positif dan OWC berada di atas FWL.
Sebaliknya jika sistemnya basah-minyak maka nilai theta > 90 derajat dan Cos
theta < 0. Nilai Pc negatif dan OWC akan berada di bawah FWL.
Kesimpulannya; jika kita bisa mengidentifikasi OWC dan FWL maka sistem
kebasahan reservoir juga dengan mudah diketahui.
b. Dengan aplikasi persamaan Archie. Semua orang tahu persamaan dasar
perhitungan saturasi air ini, iya khan?
Sw = (F. Rt/Rw) ^1/n
Langkah 1. Ambil interval reservoir minyak yang diyakini jauh dari efek
kapiler (jauh di atas zone transisi). Asumsikan ianya berada pada kondisi jenuh
dengan Saturasi Minyak (So) berkisar antara 90 ~ 95 %. Yang 5 ~10 % (kalau ada
data SCAL lebih baik pakai data tersebut) anggap Sw berada pada kondisi Swirr.
Langkah 2. Gunakan persamaan Archie dengan menjadikan eksponen saturasi "n"
sebagai variable sementara yang lain konstan. Lakukan sensitivitas dengan
mengubah nilai "n" sehingga kita puas dengan nilai Sw yang dihasilkan mendekati
atau sama dengan Swirr = 5 ~10 % (asumsi ataupun data core).
Jika eksponen saturasi, n, ini sama dengan atau lebih daripada nilai 3. Maka
sistem yang sedang kita kerjakan itu adalah basah-minyak.
Mengenai NMR, wah... lain lagi nih argo konsultasinya... he..he..he (^_^).
Wassalam,
-bg
Shofiyuddin <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
Pak BG,
Thanks banget untuk detil pencerahannya. Sangat bermanfaat sekali dan
gampang dicerna.
Kalo boleh saya ingin mengajukan pertanyaan lagi (ini kalo boleh lho).
1. Dalam kondisi seperti apa water wet atau oil wet itu terjadi. Apa bisa
berpijak dari pore geometri misal untuk karbonat adanya isolated vug,
fracture atau micro-porosity seperti chalky dan sebagainya.
2. Adakah metode (log dan atau core analysis) untuk mengetahui apakah
reservoir itu ada di situasi water wet atau oil wet. Saya pernah mendengar
bahwa perbedaan wettability tersebut dapat ditentukan (salah satunya) oleh
log NMR. Kata yang jual alat ini, oil wet akan dicirikan oleh adanya
shifting T2 distribuation dari short menjadi long. Artinya bahwa short T2
mencirikan adanya waktu polarisasi yang sangat singkat (di bawah 3 ms)
mencirikan adanya clay bound water dan kalo Log T2 akan mencirikan adanya
hidrocarbon yang mempunyai waktu polarisasi jauh lebih lama. Namun begitu,
si penjual juga mewanti wanti, asumsi ini akan cukup reasonable kalo
ternyata ada atau hampir tidak ada distribusi T2 yang berada di bawah 3 ms.
Kata dia lagi, harus hati hati diterapkan di carbonate mengingat distribusi
pore geometri yang cukup beragam. Long T2 distribution bisa aja mencirikan
adanya vuggy porosity.
Tolong dong pencerahannya lagi .... trims sebelumnya.
Salam
Shofi
On 12/11/06, BAMBANG GUMILAR wrote:
>
> Informasi tentang Wettability/ kebasahan menjadi penting jika kita akan
> mengukur tekanan kapiler batuan untuk memodelkan perubahan saturasi fluida
> di batuan tersebut.
>
> Secara genesis (kita sering keliru menulisnya sebagai genesa, padahal kita
> menulis thesis = tesis tidak tesa khan?) semua batuan reservoir (klastik
> maupun karbonat) pada awalnya memiliki sistem basah-air. Karena media
> pengendapan yang umum (kecuali aeolian) adalah air (laut, danau, sungai)
> tidak ada batuan sedimen yang terendapkan dan terbentuk di danau/lautan
> minyak.
>
> Hanya pada saat migrasi hidrokarbon ke pori-pori batuan menyebabkan
> kebasahannya berubah. Kebanyakan minyak bumi mengandung senyawa berkutub
> (polar compounds) yang dapat mengubah kebasahan batuan dari suka-air ke
> suka-minyak atau ke kondisi campuran (mixed wettability).
>
> Jadi asumsi awal adalah bahwa reservoir itu basah-air dan langkah inisiasi
> dalam pengukuran tekanan kapiler di laboratorium adalah dengan "membasahi"
> sampel dengan "wetting fluid". Sampai sampelnya tersaturasi penuh (fully
> saturated).Untuk sistem merkuri - udara (Hg-air), udara adalah "wetting
> phase"-nya.
>
> Jika sudah tersaturasi penuh (jenuh), langkah Pertama adalah
> menginjeksikan fluida "non-wetting" dengan sedikit demi sedikit menaikkan
> tekanan injeksinya. Volume "wetting fluid"yang terdesak keluar dari rongga
> pori diukur dan dipadankan dengan harga tekanan yang bekerja. Tekanan dan
> volume "non-wetting fluid"ditingkatkan terus hingga "semua" fluida (wetting)
> yang berada di batuan terdesak keluar. Siklus ini disebut "Drainage", yang
> dianalogikan dengan cara hidrokarbon mendesak air di batuan. Tetapi,
> walaupun dipaksa sehebat apapun oleh penjajah eh... "non-wetting fluid"
> tadi, masih ada segelintir "wetting fluid" yang bertahan di batuan. Air sisa
> ini lah yang populer disebut sebagai "Irreducible Water".
>
> Langkah kedua adalah proses "Imbibition"(minum). Karena berkuranganya
> perbedaan tekanan antara fase "wetting" dan "non wetting", maka sebagian
> wetting fluid akan kembali memasuki rongga pori batuan secara alamiah.
> Fenomena ini dianalogikan dengan kejadian jika kita memproduksi hidrokarbon
> di atas oil-water contact-nya. Secara perlahan air akan bergerak ke atas
> menggantikan minyak yang terproduksi - sering disebut coning atau cresting
> (di sumur horizontal)
>
> Langkah ketiga adalah proses "Forced Imbibition" (minum kepaksa (^_^)
> he..he..he..). Dimana tekanan dari "wetting phase" dinaikkan lebih tinggi
> daripada "non-wetting"-nya dan memaksa batuan meminum lagi air yang tadi
> sudah dipaksa keluar sehingga "non-wetting" diusir lagi dari rongga pori
> batuan. Jika dilakukan terus sampai tidak ada "non wetting fluid" yang bisa
> mengalir keluar lagi. Walaupun begitu sebagian "penjajah/non-wetting" ini
> masih ada yang jatuh cinta dan kawin dengan pribumi di batuan tersebut.
> Kondisi ini dianalogikan dengan memproduksi minyak dari zone yang sudah
> "depleted". Seperti, memaksa tetes-tetes minyak terakhir keluar dari Bekasap
> Sands di Minas Field dengan waterflood. End-point dari Imbisisi Paksa dapat
> dianggap sebagai cara yang paling baik untuk mengestimasi residual
> hydrocarbon saturation, Sor.
>
> Lebih jauh lagi adalah proses "Secondary Drainage", analoginya adalah
> injeksi gas yang mendesak OWC yang sudah naik untuk turun ke level semula
> atau bahkan lebih rendah dari OOWC-nya.
>
> Baiklah, sekarang kita tarik benang merah diskusi OBM vs WBM untuk coring.
>
> 1. Jika interval yang akan di-core adalah water bearing dan jelas-jelas
> water wet. Maka WBM adalah pilihannya.
>
> 2. Jika interval yang akan di-core adalah " fully oil saturated, virgin
> oil bearing", tapi batuannya basah air (water wet), maka pemakaian OBM tidak
> akan mengubah wettability-nya. Karena minyak di batuan sudah jenuh, tidak
> ada peluang buat filtrat OBM untuk menggusur Irreducible Water-nya.
> Sebaliknya jika batuannya oil-wet, maka filtrat OBM akan "memperkaya"
> recharge minyak di dalam rongga pori. Kebasahan tidak akan berubah, hanya
> Initial Oil Saturation-nya yang berubah. Penggunaan WBM akan sedikit
> mengganggu keseimbangan minyak-air yang ada. Tambahan filtrat WBM akan
> memaksa batuan berada pada tahap "Forced Imbibition".
>
> 3. Jika intervalnya "Depleted Oil Zone" maka penggunaan OBM dan WBM tidak
> ada yang 'favourable'. Karena jika pakai OBM, maka reservoir akan mengalami
> "Forced Drainage"dan jika pakai WBM, akan terjadi "Forced Imbibition".
> Teknologi low-invasion belum jadi no-invasion coring. Jadi, coring company
> juga tidak berani jamin bahaw tidak akan ada invasi filtrat ke core-nya.
>
> Jika kita mau tahu Variasi KEBASAHAN, maka artinya kita ingin mengukur
> tekanan kapiler dalam sistem basah-air. Biasanya sampel yang akan diukur,
> dibuat menjadi sistem Minyak-Air dan dianggap dalam kondisi "sedang
> berimbibisi" akibat invasi mud filtrat OBM/WBM. Sebelum dilakukan pengukuran
> tekanan kapilernya, sampel core selalu harus berada dalam kondisi "Aged".
> Proses "Ageing" mengacu pada cara men-saturasi-kan sampel batuan dengan
> "live crude" atau bisa juga minyak sintetis untuk mensimulasi pengembalian
> keadaannya seperti pada saat Primary Drainage terjadi (awal migrasi minyak
> ke batuan dengan mendesak airnya keluar). Proses ini bisa berlangsung
> berminggu-minggu (4 ~ 5 minggu). Baru Langkah Pertama di atas dilakukan.
>
> Nah jika reservoir di Central Sumatra rata-rata sudah depleted, penggunaan
> OBM atau WBM untuk mem-preserve wettability-nya (hese nya nulis istilah
> inggris di indonesia keun) tidak begitu berpengaruh. Yang penting proses
> "ageing"-nya yang lebih diperhatikan. Tetapi, sepengetahuan saya, penggunaan
> OBM di Sumatra (khususnya untuk Telisa Sands) lebih kepada isu seputar
> keberadaan mineral lempung, smectites/montmorilonites and the gangs daripada
> isu tentang basah-basahan ini.
>
> My two cents from Brunei. Semoga bisa membantu Rai Barkah mendesain coring
> program-nya.
>
> Wassalam,
> -bg
>
>
> [EMAIL PROTECTED] wrote:
>
>
> Pak shofiyudin,
> Pengukuran wettability pada core yang dikontimanasi (OBM) menjadi kurang
> tepat, itu karena adanya perubahan yang sangat besar pada interaksi fluida
> dengan matrix batuan dalam pori2 corenya,
> Batuan yang pada awalnya water wet condition akan berubah menjadi oil wet
> condition, sehingga pengukuran wettability jadi tidak tepat..
> Terlebih pada sandstone yang mempunyai permeability besar, tentunya akan
> semakin besar displacement dari fluid insitu nya.
>
> Dampak tersebut akan berkurang bila menggunakan WBM.
>
> Salam
> Romdoni
>
>
>
>
>
> Shofiyuddin
> 12/08/2006 05:26 PM
> Please respond to iagi-net
>
>
> To: [email protected]
> cc:
> Subject: Re: [iagi-net-l] Coring @ Directional Well
>
>
>
> Shofi
---------------------------------
Sekarang dengan penyimpanan 1GB
http://id.mail.yahoo.com/
