Suatu Metode Alternatif Bagi Penentuan Parameter Pancung Porositas Dengan Bantuan Data Tekanan Kapiler Injeksi Air Raksa

Bambang Widarsono

Abstract


Harga pancung porositas merupakan parameter yang memainkan peranan sangat sentral dan berdampak langsung dalam penentuan ketebalan produktif reservoir minyak dan gas bumi. Kesalahan dalam penentuan harga pancung ini berdampak secara langsung dan proporsional atas estimasi akumulasi minyak atau/dan gas setempat beserta dampak ikutannya secara keekonomian. Secara tradisional penentuan harga pancung ini antara lain dilakukan dengan cara mengestimasi melalui relasi antara porositas dan permeabilitas. Cara ini secara luas dikenal sebagai kurang memuaskan karena secara intrinsik kedua besaran petrofisika ini memang tidak berhubungan secara langsung. Memang ada cara-cara yang bersifat suplemen yang dapat dipakai tetapi plot antara kedua besaran petrofisika ini tetap dianggap sebagai cara yang secara meluas data kebutuhannya tersedia. Hubungan antara radius leher pori, yang diperoleh dari injeksi air raksa bagi penentuan data tekanan kapiler batuan, dan permeabilitas di sisi lain lebih bersifat langsung dan konsisten. Studi yang hasilnya disajikan dalam tulisan ini mencoba mengintegrasikan hubungan kepada cara tradisional yang telah disebut. Pengkombinasian dilakukan dengan cara analisis regresi multi variabel dengan menggunakan data dari delapan lapangan minyak/gas di Indonesia. Hasil menunjukkan perbaikan antara relasi porositas dan permeabilitas sehingga harga parameter pancung porositas dapat ditentukan dengan lebih meyakinkan. Metode yang prosedurnya disajikan secara sistematis dalam tulisan ini diharapkan akan dapat membantu mengatasi permasalahan yang selama ini dihadapi para ahli petrofisika dalam menentukan harga pancung porositas yang tepat.


Keywords


Harga pancung porositas; cara tradisional kurang tepat; tekanan kapiler; injeksi air raksa; estimasi akumulasi minyak dan gas; korelasi lebih baik; harga pancung yang tepat

Full Text:

PDF

References


Armitage, P., Berry, G. dan Matthews, J.N.S.

(2002). Statistical methods in medical research.

th edition, Blackwell Science.

Coll, C., Rondon, L. dan Cortiula, B. (1996). Accurate

reservoir evaluation from borehole imaging

techniques and thin bed analysis. Case

studies inshaly sands and complex lithologies

in Lower Eocene sands, Block III, Lake

Maracaibo, Venezuela. SPE Paper #36150, presented

at the 1996 SPE Lati American and

Carribean Petroleum Conference and Exhibition,

Port-of-Spain, Trinidad, 23-26 April.

Doane R.D., et al (1996). Successful drilling

of an underbalanced horizontal well in the

Rigel Halfway Pool – Laboratory screening

and field results. SPE Paper #37065, presented

at te SPE International Conference on Horizontal

Well Technology, Calgary, 18-20 November.

Finley, R.J. (1985). Reservoir properties and

gas productivity of the Concoran and Cozzette

tight gas sandstones, Colorado. SPE Paper

, presented at the 1985 SPE/DOE Low

Permeability Gas Reservoirs Symposium, Denver,

-22 May.

Forup, M. et al. (2002). Capturing and preserving

sandbody conectivityfor reservoir stimulation:

Insights from studies in the Dacion

field, Eastern Venezuela. SPE Paper #77593,

presented at the 2002 SPE Annual Technical

Conference and Exhibition, San Antonio, Texas,

September – 2 October.

Hunter, C.D., Kilgo, W.M. dan Hickman, T.S.

(1990). The development of a marginal

Clearfork waterflood prospect. SPE Paper

, presented at the 1990 SPE Permian Basin

Oil and Gas Conference, Midland, Texas, 8-9

March.

Jaya, I., Sudaryanto, A. dan Widarsono, B. (2005).

Permeability prediction using pore throat and

rock fabric: A model from Indonesian reservoirs.

SPE Paper #93363, presented at the 2005

SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and

Exhibition, Jakarta, Indonesia, 5-7 April..

Katz, A.J. and Thompson, A.H. (1986). Prediction

of rock electrical conductivityfrom mercury

injection measurements. J Geophysical Research,

v. 92, p. 599.

Kessler, C. et al (2000). New petrophysical process

improves reservoir optimization by linking

stimulation design, reservoir modeling, and

economic evaluation. SPE Paper #62544, presented

at the SPE/AAPG Western Regional

Meeting, Long Beach, California, 19-22 June.

Kolodzie, S. (1980). Analysis of pore throat size

and use of the Waxman-Smits equation to determine

OOIP in Spindle field, Colorado. SPE

Paper #9382, presented at the SPE Annual Fall

Technical Conference and Exhibition, Dallas,

Texas, 21-24 September.

Kopper, R. dkk (2001). Reservoir characterization

of the Orinoco heavy oil belt: Miocene

Oficina formation, Zuata field, Eastern Venezuela

basin. SPE Paper #69697, presented at

the 2001 SPE International Thermal Operations

and Heavy Oil Symposium, Margarita Island,

Venezuela, 12-14 March.

Pittman, E.D. (1992). Relationship of porosity

and permeability to various parameters derived

from mercury injection capillari pressure

curves for sandstones. AAPG Bulletin, 76, p.

Swanson, B.F. (1981). A simple correlation between

permeabilities and mercury capillary

curve. J. Pet. Tech, p. 2488.

Thompson, R.S. dkk (1996). Incremental benefit

of a team approach to reservoir management.

SPE Paper #36771, presented at the 1996

SPE Annual Technical Conference and Exhibition,

Denver, 6-9 October.

Tiab, D. dan Donaldson, E.C. (2004).

“Petrophysics: Theory and practice of measuring

reservoir rock and fluid transport properties”.

Gulf Professional Publishing, 200 Wheeler Road,

Burlington, MA 01803, USA, p. 889.

Wilson, D.A. dan Hensel, W.M. (1982). The Cotton

Valley sandstones of East Texas: A logcore

study. Trans. SPWLA 23rd Annual Logging

Symposium, Corpus Christi, Texas, RI-27.

Worthington, P.F. and Cosentino, L. (2005). The

role of cutoffs in integrated reservoir studies.

SPE Paper #84387, Proceeding, SPE Reservoir

Evaluation & Engineering, Denver, 5 – 8 october,

approved for publication on 31 May 2005. ˇ