BAB I

PENDAHULUAN

Praktikum ABR ini merupakan bagian dari mata kuliah petrofisika yang
bertujuan memperdalam konsep mahasiswa tentang sifat- sifat fisik batuan serta
metode – metode pengukurannya. Pemahaman konsep ini akan sangat berguna
dalam karakterisasi batuan reservoir, yang selanjutnya menjadi data diskret untuk
acuan membangun geomodel (simulasi reservoir). Dalam metode reservoir, data
sifat fisik batuan (petrofisik) ini diperoleh dari uji lab yang dikenal sebagai
Routine core analysis (RCA) dan Special core analysis (SCAL). RCA di
antaranya meliputi pengukuran porositas, permeabilitas absolute, grain density,
resisvitas batuan dll. Sedangkan SCAL diantaranya meliputi pengukuran tekanan
kapiler, permeabilitas relative, rock mecchanis dll. Oleh karena itu mahasiswa
dapat menggunakan kesempatan ini untuk berdiskusi dan memperdalam
pemahaman maupun wawasan tentang sifat fisik batuan.

Secara umum terdapat 5 Bab yang akan diberikan dalam praktikum ABR
yang mencakup:

1. Pengukuran porositas (praktikum)

2. Pengukuran saturasi (praktikum)
3. Pengukuran permeabilitas absolute (konsep dan simulasi)
4. Pengukuran tekanan kapiler (konsep dan simulasi)
5. Pengukuran permeabilitas relative (konsep dn simulasi)

Metode pengukuran yang dilakukan dalam praktikum ini hanya

merupakan contoh dari banyak metode yang digunakan. Oleh karena itu
diharapkan praktikan membaca literature lain serta memahami prinsip percobaan
yang dilakukan.

Yogyakarta, oktober 2019

penyusun

1
 BAB I

PENGUKURAN POROSITAS BATUAN DENGAN LIQUID

SATURATION

1.1. Tujuan Percobaan

1. Memahami prinsip kerja metode liquid saturation.

2. Menentukan porositas suatu batuan sampel dengan metode liquid

saturation.

3. Mengetahui metode-metode pengukuran porositas.

1.2. Teori Dasar

Porositas merupakan kemampuan batuan untuk menampung fluida di

dalamnya. Porositas suatu batuan didefinisikan sebagai perbandingan
volume pori batuan terhadap volume total (volume bulk) batuan tersebut.
Secara matematis didefinisikan sebagai

𝑉𝑝
Ø= 𝑥 100%
𝑉𝑏

Dimana :

Vp = Volume pori batuan = (Volume Bulk – Volume Grain)

Vb = Volume bulk batuan

Porositas merupakan salah satu sifat petrofisik yang sangat penting

untuk diketahui. Salah satu tujuannya adalah untuk menentukan cadangan
minyak atau gas yang ada dalam suatu reservoir.

2
 Pada percobaan kali ini akan dilakukan pengukuran besarnya
porositas dengan menggunakan liquid saturation. Sebelum dilakukan
proses penjenuhan, udara dalam sampel core harus dihampakan terlebih
dahulu agar fluida gas keluar dari pori-pori sampel core. Volume pori core
dicari dengan menggunakan persamaan :

𝑊1 𝑊𝑤𝑒𝑡 − 𝑊𝑑𝑟𝑦
𝑉𝑝 = =
ρ1 ρ1

Dimana :

Vp = Volume core

W1 = Berat cairan penjenuh

Wset = Berat core setelah dijenuhkan

Wdry = Berat core kering

ρ = Densitas fluida penjenuh

Sedangkan volume bulk sampel core dicari berdasarkan :

1. Regular Shaped core, diukur dimensinya secara langsung dengan jangka

sorong.
2. Irregular shaped core, didasarkan pada prinsip Archimedes dimana Gaya
Bouyancy pada suatu benda terhadap fluida, setara dengan berat fluida
yang didesak. Misalnya, dengan gravimetric (melapisi core sample dengan
parrafin/vaselin dan ditenggelamkan dalam liquid) maupun electric Hg
picnometer (pendesakan dengan mercury).

1.3. Alat dan Bahan

1.3.1 Alat
1. Filter flask yang dilengkapi dengan sumbat karet dan funnel di
atasnya.

3
 2. Pompa vakum
3. Penjepit
4. Jangka sorong/penjepit
5. Picnometer
6. Timbangan digital
7. Selang
1.3.2 Bahan
1. Sampel dry core
2. Vaseline
3. Air
4. Kertas

1.4. Prosedur Percobaan

1. Timbang berat core kering dan masukkan ke dalam filter flask dengan
penjepit (hati-hati).
2. Pasang sumbat karet dengan funnelnya dan tutup keran lalu isi dengan
air (secukupnya untuk merendam core).
3. Hubungkan filter flask dengan selang ke pompa vakum. Tutup rapat
celah yang ada dengan vaseline yang telah disediakan. Usahakan tidak
ada kebocoran.
4. Nyalakan pompa vakum selama kurang lebih satu jam. (Bila ada alat
pengukur tekanan akan lebih baik )
5. Buka kran funnel untuk menjenuhi core sampai tinggi cairan dalam
lubang lebih tinggi dari core. Usahakan tidak ada udara luar yang
masuk dengn mengalirkan air secara kontinu. (penjenuhan dilakukan
sampai tidak ada lagi gelembung udara yang keluar dari core).
6. Ambil core, digulingkan pada kertas dan timbang beratnya (core
jenuh).
7. Ukur densitas fluida penjenuh.
8. Mengukur bulk volume

4
 1. Ukur dimensi dari core dengan jangka sorong.
2. Electric Hg Picnometer
- Kalibrasi Hg Picnometer dengan menggunakan bola-bola
besi
- Ukur diameter bola-bola besi yang digunakan dalam jangka
sorong dan
- Masukkan ke dalam dan ukur simpangan yang dihasilkan
untuk masing-masing bola tersebut. Plot dalam kertas
grafik kartesian simpangan vs bola besi
- Masukkan sampel core dan ukur simpangannya untuk
masing-masing core.
3. Coating dengan Vaseline
- Hitung densitas vaseline
- Lapisi dry core dengan vaseline dan hitung massanya
- Siapkan gelas ukur berisi fluida dan ukur level
simpangannya untuk masing-masing core.

Flowchart Perhitungan

Hitung Hitung Timbang Timbang

volume bulk densitas air berat kering berat jenuh
(Vb). Pilih penjenuh core (Wdry) core ( Wwet)
metodenya ( ρ1 )

Hitung
volume pori
(Vp)

1.5. Data Dan Perhitungan

1.5.1 Data

5
 DATA HASIL
Tinggi Core 3 mm
Diameter 2,4 mm
Jari-Jari 1,2 mm
Wdry 28,5 mm
Wwet 31,9 mm
Pair 1 gr/cc

1.5.2 Perhitungan

 Vb = πr2h

=3,14 x (1,2)2x23

=13,56
𝑊𝑤𝑒𝑡−𝑊𝑑𝑟𝑦
 Vp = 1

=31,9-28,5
=
𝑉𝑝
 𝜃= x 100%
𝑉𝑏
3,4
= x 100 %
13,56
= 25 %

1.6 Pembahasan

Pada percobaan pengukuran porositas batuan dengan liquid saturation alat

yang digunakan adalah timbangan digital, jangka sorong, electric heater, filter
flask yang dilengkapi dengan sumbat karet dan funnel diatasnya, pompa vakum,
dan selang. Sedangkan bahan yang digunakan adalah sample dry core dan air
akuades.

Hal yang pertama dilakukan pada percobaan ini adalah mengukur dry core
tersebut menggunakan timbangan digital. Kemudian dry core tersebut

6
dimasukkan ke dalam filter flask lalu diisi air untuk merendam core. Core yang
terendam itu didiamkan selama 1 hari untuk membuka pori-pori atau rongga dari
core tersebut. Dan catat core yang terendam sebagai core jenuh.

Seperti yang kita ketahui bahwa porositas merupakan kemampuan batuan

untuk menampung fluida di dalamnya. Sehingga batuan yang memiliki porous
atau berongga. Rongga tersebut akan diisi oleh fluida, entah itu minyak, gas atau
air. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa factor diantaranya
ukuran butir, sortasi atau derajat pemilahan, derajat pembundaran, kemas dan
lingkungan pengendapannya. Porositas akan dikatakan baik apabila ukuran
butirnya sama, keseragaman butirnya baik, derajat pembundarannya membulat
sempurna dan kemasnya tertutup.

Porositas dapat diklarifikasikan sebagai berikut:

 0% – 5% = porositas sangat buruk
 5% - 10% = porositas buruk (poor)
 10% - 15% = porositas cukup (fair)
 15% - 20% = porositas baik (good)
 20% - 25% = porositas baik sekali (very good)
 > 25% = porositas istimewa (excellent)

1.7 Kesimpulan

Berdasarkan percobaan yang telah dilakukan, praktikan dapat menarik

kesimpulan sebagai berikut:
1. Porositas yang diperoleh sebesar 25% sehingga sample core tersebut
batuannya memiliki porositas yang baik sekali.
2. Pengukuran harga porositas yang digunakan untuk menentukan cadangan
minyak atau gas dalam suatu reservoir.
3. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa factor diantaranya
ukuran butir, sortasi, derajat pembundaran, kemas dan lingkungan
pengendapannya.

7
 4. Besarnya porositas dapat ditentukan dengan coring, logging.

1.8 Jawab Pertanyaan

1. Apa saja kemungkinan kesalahan pengukuran porositas dalam praktikum

ini?
Kemungkinan kesalahan pengukuran porositas dalam praktikum ini
seperti kesalahan dalam pembacaan skala saat mengukur dry core atau
karena human eror.
2. Dalam modul ini, jelaskan jenis porositas yang di ukur? Absolute atau
efektif?
Jenis porositas yang diukur adalah porositas efektif, dimana
porositas efektif adalah perbandingan antara volume pori- pori yang
berhubungan terhadap volume batuan total dan dinyatakan dalam flaksi
(persen). Jika yang digunakan porositas absolut maka untuk mencari harga
porositasnya, dimana vg adalah volume batuan sedangkan pada percobaan
volume batuan tidak diukur atau diketahui.
3. Bagaiman prinsip perhiyungan porositas dengan gas porosimeter (Helium
Porosimeter)?
Prinsip yang digunakan dalam perhitungan porositas efektif adalah
helium porosimeter, karena prinsip kerja alat tersebut adalah dengan
menginjeksikan gas helium dalam batuan dengan diberi tekanan.

8
 BAB II
PENGUKURAN SATURASI FLUIDA DALAM BATUAN
DENGAN SOXHLET EXTRACTION

2.1. Tujuan Percobaan

1. Menentukan saturasi fliuda (minyak dan air) yang terkandung dalam

sample core dengan metode soxhlet extraction
2. Memahami prinsip dan cara kerja alat soxhlet extrasion
3. Mengetahui hubungan saturasi dengan sifat batuan lainnya

2.2.Dasar Teori

Mengetahui kuantitas fluida yang ada didalam suatu reservoir adalah hal
yang sangat penting.salah satu sifat petrofisika yang sangat membantu untuk
mengetahui hal ini adalah saturasi.Saturasi didefinisi sebagai perbandingan antara
volume fluida yang mengisi pori-pori batuan dengan volume total pori-pori
batuan. Secara sistematis,saturasi dapat dinyatakan dalam persamaan : Sf =
𝑉𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑎𝑙𝑎𝑚 𝑝𝑜𝑟𝑖
…… (1)
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑝𝑜𝑟𝑖

Bila batuan reservoir terisi oleh fluida berupa air, minyak, dan gas. Jumlah
saturasi ketiga fluida tersebut harus bernilaiI : Sw + So + Sg = 1…….(2)

Nilai saturasi fluida dalam suatu batuan reservoir dapat ditentukan dengan
beberapa pendekatan, diantaranya :

a) Penentuan dengan pendekatan langsung.

Pendekatan dengan melakukan pengukuran saturasi fluida dari suatu

sample core yang diambil langsung dari suatu reservoir, maupun dengan
peralatan logging

9
 b) Penentuan dengan pendekatan tidak langsung.
Pendekatan dilakukan dengan mengetahui terlebih dahulu bebrapa sifat
fisik batuan reservoir yang nantinya akan diubah menjadi nilai saturasi,
misalnya dengan persamaan archie.
Salah satu mode pengukuran sarurasi fluida dilaboratorium adalah dengan
soxhlet extraction. Pada percobaan ini jenis solvent yang digunakan adalah
toluena. Solvent dipanaskan, kemudian menguap, naik, dan mendorong
fluida yang ada di dalam sample core menuju condenser untuk selanjutnya
di kondensasi. Air, minyak, dan solven yang telah terkondensasi akan
turun kebagian graduated tube. Karena air memiliki densitas lebih besar
dari minyak dan toluena maka air akan menempati bagian bawah .solvent
dan minyak terlarut yang masih berbentuk uap akan kembali ke tabung
pemanasan sampai seluruh minyak terdorong solvent dan terkondensasi.
Dengan demikian, perbandingan volume yang terdapat di dalam sample
corre dan dapat diketahui volume air maupun minyak yang terkumpul
didalam graduated tube.

Selain untuk mengetahui jumlah air yang terdapat didalam sample core,
secara tidak langsung percobaan ini juga dapat menentukan nilai porositas batuan
dengan mengetahui data berat core saat kering dan berat core saat jenuh.

2.3.Alat dan Bahan

2.3.1 Alat
1. Rangkaian soxhlet exraction ( boiling flask,extractor& condenser)
2. picnometer
3. Electric heater
4. Filter flask yang dilengkapi dengan sumbat karet dan funnel di
atasnya.
5. Pompa vakum
6. Penjepit
7. Jangka sorong/ penjepit

10
 8. Timbangan digital
9. Selang
10. lap
11. Piston cylinder, core holder, pump,pressure gauge (ideal situation)
2.3.2 Bahan
1. Air
2. Solvent ( toluena)
3. Paraffin (oil)
4. Vaseline
5. Sample core

2.4 Prosedur Percobaan

1. Timbangan berat sample dry core, dan ukur dimensi core.

2. Timbangan berat picnometer kosong, picnometer + paraffin, dan
picnometer + air. Catat berat dan volume picnometer.
3. Jenuhkan core dengan air seperti pada rangkaian filter flask praktikum
modul 1.
4. [ ideal situation ] lakukan pendesakan pada core jenuh dengan
paraffin. Dimana core di letakkan pada core holder, yang dihubungkan
dengan piston cylinderdan pompa. Pidton cylinder berisi paraffin
dibagian atas piston dan air dibagian bawah piston yang terhubung
dengan pompa. Pendesakan dilakukan dalam keadaan bertekanan/
under pressure( tekanan disesuaikan dengan litologi batuan core
sample), sehingga ujung core holder dihubungkan dengan pressure
gauge.
5. Keluarkan core yang telah jenuh dan gulingkan pada kertas. Kemudian
timbang berat core jenuh yang telah didesak oleh paraffin.
6. Letakkan core pada leher tabung extractor kemudian hubungkan
dengan condenser boiling flask. Rangkaian soxhlet extraction
ditempatkan diatas electric heater.
7. Letakkan lap pada vapor exhaust.

11
 8. Nylakan electric heater dan keran secara bersamaan.
9. Lakukan destilasi sampai tidak ada uap air yang keluar dari sample
core.
10. Matikan keran dan elecric heater . Biarkan core selama 24 jam
11. Catat volume air dan minyak paraffin graduatetd tube.
12. Bersihkan rangkaian dan keringkan core dengan oven.

2.5. Data dan perhitungan

2.5.1. Data
- 𝝆air = 1 gr/cm3
- 𝜌minyak = 0, 86 gr/cm3
- Tinggi = 3 cm
- Diameter = 2,5 cm
- Jari-jari =1,25 cm
- Woil = 0,83 gr
- Wwater = 0,89 gr
- Wwet = 31,3 gr
- Wdry = 28,1 gr
2.5.2. Perhitungan
𝑊𝑑𝑟𝑦−𝑊𝑤𝑒𝑡
 Vp =
𝑃𝑎𝑖𝑟
31,3−28,1
=
1
= 3,2 gr
 Vb = 𝜋𝑟 2h
= 3,14 x (1,25)2 x 3
= 58,875 mm2
𝑉𝑎𝑖𝑟
 Sw = x 100 %
𝑣𝜌
0,89
= x 100 %
3,2

= 27 %

12
 𝑉𝑜
 So = x 100 %
𝑉𝜌
0,83
= x 100 %
3,2

= 25 %
 Sg = 1- So – Sw x 100 %
= 1 – 0,27 – 0,25 x 100 %
= 0,48 X 100 %
= 48 %

2.6. Pembahasan

Dari percobaan yang telah dilakukan terdapat 3 macam fluida yaitu

air, minyak, dan gas. Dari masing masing fluida dapat diberi nilai
saturasinya.

Saturasi adalah perbandingan antara volume fluida tertentu terhadap

jumlah volume pori pori. Dan dari percobaan didapatkan masing masing
So 27 %, Sw 25 %, Sg 48 %.

Nilai saturasi fluida dapat ditentukan menggunakan 2 pendekatan

yaitu :

1. Pendekatan langsung
2. Pendekatan tidak langsung

2.7. Kesimpulan

Berdasarkan praktikum yang telah dilakukan, praktikan dapat menarik

kesimpulan sebagai berikut:
1. Nilai So 27 %, Sw 25 %, Sg 38 %.
2. Terapat 3 macam fluida yaitu air, minyak, dan gas
3. Saturasi adalah perbandingan antara volume fluida terhadap
jumlah volume pori.

13
2.8. Jawab Pertanyaan

1. Apa saja kesalahan pengukuran dalam praktikum ini?

Kemungkinan kesalahan pengukuran saturasi seperti ketidak
fatitan dalam pengukuran dan perhitungan karena kurang teliti,
sehingga data hasil yang diperoleh kurang akurat.
2. Jelaskan mengapa proses penjenuhan batuan dengan
paraffin/minyak berbeda dengan menjenuhkan core sample
dengan air?
Karena prinsip dan cara kerjanya juga berbeda. Pada proses
penjenuhan batuan dengan paraffin terjadi pendesakkan
sehingga terkondensasi. Akibat kondensasi, uapnya akan turun
ke graduated tube sehingga terjadi pemisahan akibat adanya
perbedaan densitas.
3. Berdasarkan hal apa, pemilihan jenis solvent untuk metode
soxhlet extraction?
Adaa beberapa syarat diantaranya, pelarut harus memiliki titik
didih cukup rendah, agar dapat diuapkan pada saat suhu
rendah, namun jangan terlalu rendah karena ditakutkan pada
suhu ruangan akan kehilangan sebagian besar pelarut.

14
 BAB III
PENGUKURAN PERMEABILITAS ABSOLUT DENGAN
LIQUID & GAS PERMEAMETER

3.1.TUJUAN PERCOBAAN

1. Memahami prinsip dan cara kerja alat liquid permeameter, PERL-200,

dalam melakukan penentuan permeabilitas absolut
2. Memahami konsep permeabilitas dan penerapannya di dalam lingkungan
teknik perminyakan

3.2. TEORI DASAR

Permeabilitas merupakan sifat fisik batuan dalam kemampuannya untuk

mengalirkan fluida tertentu. Terdapat banyak cara untuk mendapatkan
permeabilitas dari reservoir, salah satunya adalah pengukuran langsung dengan
memakai core plug di laboratorium. Penentuan permeabilitas di laboratorium
dapat menggunankan gas maupun fluida cair.

Penentuan permeabilitas dengan menggunakan fluida cair mempunyai

keunggulan terhadap fluida gas karena tidak perlu dikoreksi terhadap klinkenberg
effect. Percobaan penentuan permeabilitas didasarkan pada percobaan Henry
Darcy. Pada prinsipnya, perbedaan tekanan pada sisi upstream dan downstream
dari core plug akan menyebabkan fluida dapat mengalir, namun hal yang perlu
diperhatikan adalah dalam penentuan permeabilitas absolut, media berpori harus
tersaturasi 100% terlebih dahulu oleh fluida yang akan lewat. Perhitungan
permeabilitas berdasarkan percobaan Darcy dengan kondisi steady state pada jenis
fluida liquid, dimana aliran yang terjadi pada media berpori adalah laminar
ϻ 𝐐.𝐋
ditunjukkan sebagai berikut : K = Dimana :
𝐀△𝐏

15
K : permeabilitas liquid (D)
ϻ : viskositas fluida dalam pori/penjenuhan (cp)

Q : laju alir liquid (cc/s)

L : panjang media pori (cm)

A : luas area yang dilalui liquid pada media berpori/silinder core (cm2)
△ P : beda tekanan antara inlet dan outlet media pori (atm)

3.3 ALAT DAN BAHAN

3.3.1 Alat
1. PERL-200 set-up
2. Fancher core holder
3. Jangka sorong
4. Stopwatch
5. Peralatan penjenuhan fluida
6. Beaker plastik 50 ml
3.3.2 Bahan
1. sampel core yang sudah dijenuhkan
2. brine
3. source gas N2 (lengkap dengan regulator)

3.4. PROSEDUR PERCOBAAN

Alat PERL-200 merupakan alat yang bekerja untuk menentukan permeabilitas

liquid (brine) dari suatu core plug secara digital. Berikut adalah prosedur
percobaannya :

1. Persiapkan core dengan ukuran diameter 1-1,5 inch (sesuai model core
holdernya) dan panjang sampai 3 inch.
2. Lakukan penjenuhan core tersebut dengan brine. Pastikan bahwa core
telah terjenuhi sempurna dengan brine.

16
3. Kemudian, lakukan langkah pengisian brine ke system. Langkah ini
bertujuan untuk memastikan bahwa tidak ada udara dalam system.
Langkah langkahya adalah sebagai berikut :
a. Pastikan bahwa V4 tertutup. Tuangkan brine kedalam reservoir yang
terletak dibagian kanan alat PERL-200. Hati hati untuk tidak
membiarkan reservoir dalam keadaan kosong.
b. Lepas sambungan selang yang menghubungkan alat PERL-200 dengan
bagian bawah fancher core holder. Hati-hati untuk tidak
memaksakan pencabutan selang.
c. Ubah valve V2 ke posisi vent dan valve V3 ke posisi fill. Perlahan-
lahan, buka valve V4, dan akan terlihat brine mengalir memasuki
tabung ukur akrilik yang terletak di depan alat. Isi tabung ukur hingga
sedikit diatas batas garis atas yang terlihat. Hati-hati untuk tidak
mengisi terlalu penuh hingga air mencapai bagian teratas tabung
ukur, yang dapat merusak PERL-200.
d. Arahkan selang yang telah dilepas dilangkah (b) pada beaker plastik.
Ubah valve V3 ke arah flow secara perlahan. Air akan mengalir secara
gravitasi ke beaker plastik. Pastikan bahwa tidak ada gelembung udara
ketika air mengalir dari alat ke beaker plastik melalui selang tersebut.
Agar udara tidak memasuki selang. Jangan biarkan brine ditabung ukur
benar-benar habis.
e. Ulangi langkah (c) dan (d) dengan memperhatikan langkah (a) hingga
tidak terdeteksi adanya gelembung udara dalam selang menuju fancher
core holder.
4. Ambil core yang telah terjenuhi dilangkah sebelumnya dn gulingkan diatas
kertas. Ukur dimensi dari core tersebut dengan menggunakan jangka
sorong. Pastikan diameter dan panjang dari core tersebut sesuai ketentuan.
Lakukan tiga kali pengukuran.
5. Setelah selang benar-benar hanya terisi brine, penentuan permeabilitas
liquid dari core plug dapat dimulai, langkah-langkahnya adalah sebagai
berikut :

17
a. Sambungkan selang yang terisi air ke fancher core holder
b. Masukkan core yang telah dijenuhi kedalam stopper, masukkan
stopper dan core kedalam silinder (receiving cylinder).
c. Sebelum memasukkan silimder, stopper dan core, pastikan bahwa
tidak ada udara pada bagian inlet fancher core holder, caranya yaitu
dengan membuka sedikit valve V3 ke posisi flow. Sehingga air
mengalir ke inlet core holder dan membentuk gelembung kecil
dibagian inlet. Bersihkan air yang berlebihan, namun tetap pertahankan
lubang inlet terisi brine.
d. Kencangkan bagian penutup fancher core holder dengan menggunakan
handle bagian bawah terlebih dahulu, baru bagian atasnya.
e. Isi reservoir apabila dibutuhkan, dan isi kembali tabung ukur hingga
sedikit diatas batas atas. Tutup V4.
f. Ubah V3 ke arah fill. Buka valve gas nitrogen, dan atur hingga di
regulator tabung terbaca kira-kira 25 psig.
g. Kembali pada alat PERL-200, hidupkan alat. Buka VI, dan atur
regulator alat, tempatkan beaker plastik 50 ml pada selang outlet
fancher core holder.
h. Ubah valve V2 pada posisi flow, biarkan bacaan digital hingga stabil
i. Persiapkan stopwaych. Ubah valve V3 ke arah flow secara perlahan,
dan mulai hitung waktu ketika air tiba pada garis atas, dan akhiri ketika
air mencapai garis bagian bawah. Ingat untuk tidak membiarkan air
jatuh hingga dasar tabung, atau udara akan masuk, dan percobaan
harus diulang dari langkah pengisian air.
j. Catat data waktu pada saat pengaliran brine dari 2 garis ditabung ukur
akrilik, dan catat bacaan digital (tekanan) pada saat pengaliran
tersebut.
k. Untuk tiap pengukuran tekanan baru untuk sampel yang sama, pastikan
valve V3 pada posisi fill, dan valve V2 dalam posisi vent, dan V4
tertutup. Isi reservoir, kemudian buka valve V4 hingga tabung ukur
terisi diatas garis paling atas. Buka valve V2 ke flow, atur regulator

18
 alat, dan ubah V3 ke flow, ulangi langkah pengukuran untuk tekanan
berbeda.
6. Kemudian, untuk langkah pengukuran dengan sampel baru, pastikan V4
ditutup, V3 pada posisi fill, dan V2 dalam posisi vent. Buka core holder,
dan keluarkan sampel. Apabila akan memasukkan sampel baru kedalam
core holder pastikan bahwa bagian inlet terisi penuh oleh brine.
7. Apabila percoban telah selesai, lakukan bleed off. Bleed off dilakukan
dengan :
a. Tutup valve dari sumber gas, biarkan ragulatornya tetap menyala.
Namun, kendorkan. Hal ini untuk mencegah rusaknya membrane dari
regulator.
b. Biarkan VI tetap terbuka, ubah V2 dan V3 ke posisi flow. Ubah
regulator alat hingga maksimum untuk menggosongkan seluruh fluida,
gas maupun brine.
c. Bacaan digital seharusnya menunjukkan 0, demikian pula bacaan di
regulator sumber gas. Apabila di sumber gas tidak 0, maka masih ada
tekanan, ulangi prosedur dari (b) ke (c). Apabila bacaan digital masih
belum 0, tekan tombol tare.

3.5.Data dan Perhitungan

3.5.1 Data

Data
No Parameter Simbol Unit
Pengukuran
1 Panjang core L1 6,13 Cm
L2 6,1 Cm
L3 6,11 Cm
Rata2 Panjang core L_ave 6,113333333 Cm
2 Diameter core D1 2,54 Cm
D2 2,54 Cm
D3 2,541 Cm
Rata2 Diameter core D_ave 2,540333333 Cm
3 viskositas brine muw1 1,3 Cp
muw2 1,31 Cp
muw3 1,28 Cp

19
 viskositas rata2 brine muw_ave 1,296666667 Cp
volume antar batas tube
4 Vtube 10 Cc
akrilik
Table.3.1.

Tekanan injeksi Waktu

No (psig) (s)
1 15 122,12
2 20 92,81
3 25 77,44
4 30 63,5
5 35 62,7
Table.3.2

area, A (sq.cm) ∆ P (psi)

Sample Length
D (cm) R Area, A (Pout=0psig)
6,11333333 2,54033333 1,270166665 5,066 15
6,11333333 2,54033333 1,270166665 5,066 20
A3 6,11333333 2,54033333 1,270166665 5,066 25
6,11333333 2,54033333 1,270166665 5,066 30
6,11333333 2,54033333 1,270166665 5,066 35
Table.3.3.

Liquid
Qw μw ∆P ∆Q/A
Permeability
(atm)
cc/s cp Md
0,0819 1,29667 1,0204 130,750 0,016
0,1077 1,29667 1,3605 229,389 0,021
0,1291 1,29667 1,7007 343,647 0,025
0,1575 1,29667 2,0408 502,905 0,031
0,1595 1,29667 2,3810 594,208 0,031
Table.3.4

∆P/L AbsolutePermeability Difference

SLOPE
Ka=slope*μw (md) %
0,167 12,3185
0,223 21,6183
0,278 0,072710887 0,094281784 32,3908
0,334 47,4058
0,389 56,0141
Table.3.5

20
3.5.2 Perhitungan
 Length = Nilai rata – rata dari panjang core
= 5,216666667
 Area, A (Sq. cm)
- D (cm) = Rata – rata diameter core
= 2,540666667
D
- R : Jari – jari, didapatkan dari ;
2
- Area, A = 3,14 x (2,540666667)
= 20,269
 ∆𝑃 (𝑝𝑠𝑖) = ketetapan injeksi – 0
- 10 – 0 = 10
- 15 – 0 = 15
- 20 – 0 = 20
- 25 – 0 = 25
- 30 – 0 = 30
𝑉𝑡𝑢𝑏𝑒
 Qw = (volume antar batas tube akrilik)
𝑊𝑎𝑘𝑡𝑢
10
- = 0,0626
159,75
10
- = 0,0977
102,34
10
- = 0,1340
74,6
10
- = 0,1576
63,45
10
- = 0,2012
49,7

 Mw = viscosita rata-rata brine sebesar 1,311333333 cp

∆𝑝(𝑎𝑡𝑚): ∆𝑝 (𝑝𝑠𝑖) 𝑥 0,068

21
 Keterangan : 1 psi = 0,068 atm
∆𝑝 (𝑝𝑠𝑖)x 0,068
= 10 x 0,068
= 0,6800

∆𝑝 (psi) x 0,068

= 15 x 0,068

= 1,0200

∆𝑝 (𝑝𝑠𝑖)x 0,068

= 20 x 0,068

= 1,3600

∆𝑝 (𝑝𝑠𝑖)x 0,068

= 25 x 0,068

= 17,000

∆𝑝 (𝑝𝑠𝑖) 𝑥 0,068

= 30 x 0,068

= 20,400

𝑘𝜇𝑄𝐿
Liquid permeability = ket D ke MD = 1000
𝐴.∆𝑃

1,311333333.0,0626.5.21,6666667
k = x 100 = 211.271
20,269.10

1,311333333.0,0626.5.21,6666667
k = x 100 = 494,841
20,269.15

1,311333333.0,0977.5.21,6666667
k = x 100 = 494.683
20,269.20

1,131333333.0,1340.5.21,6666667
k = x 100 = 1329,810
20,269.25

22
 1,311333333.0,2012.5.21,6666667
k = x 100 = 2037,257
20,269.30

0,0626
 ∆𝑄/𝐴 = = 0,0030884
20,269

0,0977
= = 0,0048209
20,269

0,1340
= = 0,0066136
20,269

0,1576
= = 0,0077758
20,269

0,2012
= = 0,009227
20,269

0,6800
 ∆𝑃/𝐿 = = 0,130
5.21,6666667

1,0200
= = 0,196
5.21,6666667

1,3600
= = 0,261
5.21,6666667

1,7000
= = 0,326
5.21,6666667

2,0400
= = 0,391
5.21,6666667

 Slope =y;x

= 38,95360277

 Absolut permeability = slope . mw

= 38,95360277 x 1,131333333

= 51,08115775

 Different % = KA . (ka-k) / 100 %

23
 51,08115775 .(51,08115775−211,271)
= = 81,820
100

KA.(ka – k2) / 100 %

51,08115775.(51,08115775 – 494,683)
= = -226,597
100%

KA. (ka – k3) / 100%

51,08115775.( 51,08115775−904,841)
= = -436,10
100%

KA. (ka – k4) / 100%

51,08115775.(51,08115775−1329,810)
= = -653,189
100%

KA. (ka – k5) / 100 %

51,08115775.(51,08115775−2037,258)
= = -1014,562
100%

3.6.Pembahasan

Permeabilitas pada percobaan ini adalah jenis permeabilitas absolut

yang pengukurannya dapat dilakukan dengan gas permeameter dan liquid
permeameter. Penentuan permeabilitas menggunakan prinsip Darcy. Pada
prinsipnya, perbedaan tekanan pada sisi upstream dan downstream dari core
plug akan menyebabkan fluida dapat mengalir, namun hal yang perlu
diperhatikan dalam penentuan permeabilitas absolut, media berpori harus
tersaturasi 100% terlebih dahulu oleh fluida yang akan lewat.

Pada liquid permeameter, fluida yang digunakan adalah air dengan

digunakannya air maka terjadi gangguan permeabilitas, artinya didapatkan
hasil permeabilitas yang kecil karena adanya mineral-mineral clay dalam
batuan. Sedangkan pada metode gas permeameter fluida yang digunakan
adalah udara karena aliran steady state mudah dicapai sehingga pengukuran

24
dapat dilakukan dengan cepat dan tepat, udara tidak bereaksi dengan
mineral tersebut, saturasi fluida tersebut mudah dicapai.

Berikut merupakan klasifikasi dari permeabilitas, yaitu :

 <5 mD = ketat (tight)

 5-10 mD = cukup (fair)
 10-100 mD = baik (good)
 100-1000 mD = baik sekali
 >1000mD = sangat baik

Dalam percobaan ini diperoleh permeabilitas 167,177 mD, 159,80

mD, 155,01 mD, 164,06 mD dan 158,8 mD berturut-turut yaitu 0,6803 atm,
1,0204 atm, 1,3605 atm, 1,7007 atm dan 2,0408 atm. Sehingga pada
percobaan ini data yang diperoleh menunjukkan bahwa batuan tersebut
memiliki permeabilitas yang baik sekali karena harga permeabilitas yang
diperoleh 100-1000mD sehingga batuan tersebut untuk mengalirkan fluida
baik sekali.

Permeabilitas digunakan untuk menentukan laju produksi. Factor-faktor

yang mempengaruhi permeabilitas antara lain :

 Distribusi ukuran butir, apabila ukuran butir nya semakin kecil sehingga
permeabilitas batuan juga semakin kecil.
 Susunan butiran, apabila susunan butirannya semakin rapi maka
permeabilitasnya semakin besar.
 Geometri batuan, semakin menyudut geometri butiran maka
permeabilitas akan semakin kecil.
 Hubungan antar pori, semakin bagus hubungan antar pori pada batuan
maka permeabilitas nya semakin besar.
 Sementasi, semakin banyak kandungan semen dalam suatu batuan,
maka nilai permeabilitas semakin kecil.

25
  Kandungan lempung, semakin banyak kandungan lempung pada suatu
batuan maka semakin kecil nilai permeabilitas batuan tersebut.

Chart Title
0.012

0.01 y = 0.0035x2 + 0.0237x - 7E-07

0.008
Q/A

0.006

0.004

0.002

0
0.000 0.100 0.200 0.300 0.400 0.500
P/L

Grafik3.1.

Dari grafik diketahui bahwa jika ∆Q/A semakin tinggi maka ∆p/L nya
akan semakin kecil

3.7.Kesimpulan

Dari hasil percoaan dapat di ambil kesimpilan:

1. Pada percobaan ini menggunakan metode liquid permeameter dimana

PERL-200 merupakan alat yang bekerja untuk menentukan permeabilitas
liquid suatu core plug secara digital.
2. Permeabilitas yang diperoleh dari tekanan 0,6803 atm, 1,0204 atm, 1,3605
atm, 1,7007 atm dan 2,0408 atm berturut-turut yaitu 167,177 mD, 159,80
mD, 155,01 mD, 164,06 mD dan 158,8 mD.
3. Kegunaan permeabilitas adalah untuk menentukan laju alir produksi

26
 4. Faktor yang mempengaruhi besar kecilnya dari permeabilitas yaitu
distribusi ukuran, susuan butiran, geometri batuan, hubungan antar pori,
sementasi, kandungan lempung dan tekanan.

3.8. Jawab Pertanyaan

1. Kemungkinan kesalahan yang terjadi pada pengukuran permeabilitas

absolute dalam praktikum ini?
A. Kesalahan kalibrasi pada alat yang digunakan
B. Kemungkinan adanya gelembung udara saat air mengalir dari alat
ke beaker plastic.
C. Kesalahan pengukuran data dan hasil percobaan.

2. Jelaskan fenomena yang terjadi bila plot antara q/A versus ∆p/L,
Slopenya tidak konstan?

Semakin besar ∆p/L maka semakin besar pula Q/A. slope nya tidak konstan.

3. Bagaimana prinsip kerja gas permeameter? Dan mengapa permeabilitas

perlu dikoreksi terhadap klinkenberg Effect?

Permeameter gas secara akurat menentukan permeabilitas terhadap gas sample

inti ukuran steker pada suhu sekitar dan tekanan pembatas. Gas disuntikkan
melalui berbagai tekanan dan laju aliran. Tekanan injet inti terus dipantau oleh
trovisduser tekanan dipersensial inline sementara laju aliran gas dilaporkan
oleh meteraliran massa. Permeabilitas perlu doikoreksi terhadap klinkenberg
untuk control tekanan baik memungkinkan intropolasi klinkenberg yang lebih
baik.

27
 BAB IV

PENGUKURAN TEKANAN KAPILER FLUIDA DALAM

BATUAN DENGAN MERCURY INJECTION

4.1.Tujuan Percobaan.

1. .Memahami prinsip kerja metode pengukuran tekanan kapiler

dengan mercury injection.
2. Mengetahui aplikasi tekanan kapiler dalam karakterisasi batuan
reservoir.
3. Mengetahui metode- metode pengukuran tekanan kapiler.

4.2.Dasar Teori.

Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada infrace antara dua
fasa yang tidak tercampur didalam sistem kapiler. Tekanan kapiler di definisikan
sebagai

2𝜎 𝑐𝑜𝑠𝜃
Pc = …(1)
𝑟

Pc = Tekanan kapiler, psi

𝜎 = Interfacial tension antar fluida,
θ = Sudut kontak antar batuan dan fluida.
r = Radius pori/ kapiler, inch

Tekanan kapiler mempunyai pengaruh penting dalam reservoir minyak dan gas
antara lain:

28
 - Mengetahui distribusi ukuran pori pada batuan reservoir dari
karakter geometri poro.
- Karakreristik kurva tekanan kapiler dapat membantu menjelaskan
jenis- jenis rock type pada reservoir yang erat hubungannya dengan
kualitas batuan reservoir tersebut.
- Membantu pemodelan zona transisi pada reservoir distribusi fluida
secara vertikal karena tekanan kapiler dapat dikonversikan menjadi
ketinggian diatas kontak fluida (FWL) dari persamaan tekanan Pc
=∆𝜌𝑔ℎ = ( 𝜌nonwetting – 𝜌wetting)gh … (2)

Kurva tekanan kapiler pada batuan dapat ditentukan salah satunya dengan
metode mercury injection, dimana metode ini relatif sederhana dan tidak
memerlukan waktu yang lama. Mercury injection set-up umumnya terdiri dari
100cc volumetric mercury pump, dimana terhubung dengan picnometer yang
terpasang. Piknometerchamber dapat menampung core dengan ukuran panjang 1
1⁄ inch dan 11⁄2inch diameter. Mercury injection set up memiliki pengukur
4
tekanan yaitu pressure gauge. Pergerakan pompa oleh handwheel dapat terlihat
pada dua skala/ level window. Kedua skala tersebut digunakan untuk mengukur
volume pendesakan pompa dalam satuan ml atau cc. Handwheel dapat disetel
secara bertahap setiap 0,01 cc dan memiliki ketelitian pembacaan level
pendesakan hingga 0,001cc.

Untuk menggunakan data tekanan kapiler dari laboratorium, diperlukan

konversi kekondisi reservoir. Untuk kondisi dimana data lap diperoleh gas-air
sedangkan reservoir merupakan minyak-air, data tekanan kapiler masing-masing
sistem dapat ditunjukkan sebagai berikut:

2𝜎𝑤𝑔 𝑐𝑜𝑠𝜃 𝑤𝑔
Pc,L= 𝑟

2𝜎 𝑤𝑜 𝑐𝑜𝑠𝜃
Pc,R = 𝑟

29
 Umumnya sudut kontak fluida pada media pori untuk ditentukan sehingga
sering diabaikan. Persamaan untuk mendapatkan tekanan kapiler pada kondisi
reservoir untuk kasus diatas menjadi:

𝜎 𝑤𝑎 𝜎𝑅
Pc,R= Pc,L = 𝜎𝐿 Pc,L
𝜎𝑤𝑔

Dimana subscript R dan L masing-masing mewakili kondisi reservoir dan

laboratorium

4.3 Alat dan Bahan

4.3.1 Alat

1.Mercury Injection Capilary Apparatus

4.3.2 Bahan

1. Sampel core.
2. Merkuri
3. Sumber gas (N2)

4.4 Prosedur Kerja

KALIBRASI ALAT

1. Memasang picnometer lid pada tempatnya, pump diputar penuh

dengan handwheel.
2. Membuka vacum handwhell path panel, sistem dikosongkan
sampai small gauge menunjukan nol. Kemudian panel vslve
ditutup, picnometer dikosongkan.
3. Memutar Handwhell sampai matering plunger bergerak level
mencapai lower reference mark. Moveable scale ditetaapkan
dengan yoke stop pada handwheel.

30
 4. Mercury diinjeksikan ke picnometer sampai upper mark, dan skal
menunjukan nol.
5. Jika perbedaan terlalu besar yoke stop harus direste hingga skala
pembacaan ±0,001 𝑐𝑐.

PREPARASI CORE SAMPLE

Lakukan percobaan pada modul 1 untuk mengetahui volume core sample

kemudian keringkan pada oven untuk mendapatkan dry core.

PROSEDUR UNTUK MENENTUKAN TEKANAN KAPILER

1. Setelah kalibrasi, desak/dorong pompa pasion menuju silinder

sampai level mercury terlihat pada bottom window. Catat volume
pada pompa tersebut.
2. Lanjutkan injeksi mercury sampai pada level di top window dari
picnometer. Catat volume pada pompa tersebut. Perbedaan antara
dua level tersebut merupakan volume dalam picnometer. Tarik
kembali pistonnya hingga sample chamber kosong.
3. Masukkan sampel core yang telah dibersihkan dan dalam kondisi
dry core pada sample chamber. Kunci tutup core assembly dan
posisikan mercury pada zero level padalower window. Catat skala
pembacaan hingga 0,01cc.
4. Desak atau dorong piston tersebut secara perlahan hingga mercury
terlihat pada zero level pada upper window. Catat skala pembacaan
hingga 0,01cc.Hitung bulk volume dengan mengurangkan dua
pembacaan level tersebut.
5. Berikan tekanan dari source gas kepada sample core melalui panel
pada core assembly menuju bagian atas pada picnometer. Naikkan
tekanan secara bertahap sesuai banyak data yang diinginkan. Nilai
tekanan awal misalnya 5,10,15…60 atm.
6. Setelah tekanan diberikan , mercury akan terinjeksi kedalam
sample core. Desak atau dorong handwheel pompa hingga level

31
 mercury terlihat di top window. Catat perubahan level tersebut.
Perbedaan antar level baru tersebut dengan level sebelumnya
merupakan volume mercury yang terdesak dalam core sample
untuk satu tekanan injeksi.
7. Ulangi prosedur ini pada tiap langkah penanmbahan tekanan. Catat
levelnya dan analisa data mercury yang terdesak dalam core
sample.

4.5 Data dan Perhitungan

4.5.1.1 Data
No Tekanan injeksi Volume lower Volume top (cc)
(mpa) (cc)
1 0,0356 60,000 60
2 0,0405 59,945 60
3 0,0466 59,853 60
4 0.0536 59,634 60
5 0,0617 59,084 60
6 0,0707 59,095 60
7 0,01818 59,926 60
8 0,0938 52,296 60
9 0,1076 50,787 60
10 0,1237 49,889 60
Table.4.1

N0 Vol merkuri inside Saturasi mercuri Pc lab = delta 𝜌ing

core (psi)
1 8,000 0,000 5,143
2 0,055 0,002 5,874
3 0,141 0,007 6,762

32
4 0,366 0,017 7,780
5 0,916 0,042 8,955
6 0,905 0,087 10,260
7 5,074 0,231 11,800
8 7,711 0,351 13,602
9 9,213 0,491 15,612
10 10,111 0,461 17,935
Table.4.2

No Pc less Sat. liq. (Water)

1 -0.515 1.000
2 4.500 0,998
3 5.140 0,993
4 5.916 0,983
5 6.807 0,958
6 7.835 0,913
7 8.977 0,769
8 10.325 0,649
9 11.901 0,581
10 13.660 0,580
Table.4.3

System Contact Angel Injection Insion

Air-brine 0 72
Air-Mercury 40 480
Crude oil-wate 0 35
Table.4.4

Vp = 21,98 cc.

33
 4.5.1.2 Perhitungan
A. Mencari volume mercury ( vol top – vol lower)
1. 60 – 60.000 = 0.0000
2. 60 – 59.945 = 0.055
3. 60 – 55,854 = 0,366
4. 60 – 59,084 = 0,366
5. 60 – 59,084 = 0,916
6. 60 – 58,095 = 0,905
7. 60 – 54,906 = 5,074
8. 60 – 52,289 = 7,117
9. 60 – 50,787 = 9,213
10. 60 – 49,889 = 10,111
B. Mencari Saturasi Mercury = (Vol.Mercury/Vp)
1. 0,000/21,96 = 0,000
2. 0,002/21,98 = 0,001
3. 0,147/21,98 = 0,007
4. 0,366/21,98 = 0,017
5. 0,916/21,98 = 0,042
6. 1,905/21,98 = 0,081
7. 5,074/21,98 = 0,231
8. 7,711/21,98 = 0,351
9. 9,273/21,98 = 0,419

10. 10,111/21,98 = 0,460

C. Mencari nilai Pc lab. : (tekanan injeksi dikonfersikan dengan 145,038)

1. 0,0355 x 145,038 = 5,143

2. 0,0405 x 145,038 = 5,874
3. 0,0466 x 145,038 = 6,762
4. 0,0536 x 145,038 = 7,780
5. 0,0617 x 145,038 = 8,955

34
 6. 0,0707 x 145,038 = 10,260
7. 0,8140 x 145,038 = 11,800
8. 0,0938 x 145,038 = 13,602
9. 0,1076 x 145,038 = 15,612
10. 0,1237 x 145,038 = 17,935

𝑃𝑐 𝑙𝑎𝑏. 𝑥 𝜎 𝑂𝑊 𝑥 cos(𝜃𝑊)
D. Mencari Pc res. = 𝜎 𝑔−𝑚𝑒𝑟𝑐 𝑥 cos(𝜃𝑔𝑎𝑠 𝑚𝑒𝑟𝑐𝑢𝑟𝑦)

4.6 Pembahasan

Tekanan kapiler adalah perbedaan yang terjadi pada kurva infrace

antar fasa yang tidak tercampur dalam system kapiler.

Tekanan kapiler pada umumnya terjadi padar servoir karena di dalam

eservoir minyak, gas dan air dapat dijumpai bersama- sama dalam fluidayang
satu dengan yang lain tidak saling melarutkan, tekanan kapiler mempunyai
pengaruh penting dalam reservou minyak dan gas antara lain mengontrol
distribusi fluida dalam reservoir dan merupakan tenaga pendorong bagi
minyak dan gas bumi untuk gerak padadaerah dimana minyak dan gas
tertangkap.

Dari hasil percobaan dengan menggunakan mercury injection capillary

apparatus yang di plotkan ke dalam gravik antar Pc reservoir dengan Sat
Liquid 9water)

35
 Chart Title
120.000

100.000

80.000

60.000
Pc res

40.000

20.000

0.000
0.000 0.200 0.400 0.600 0.800 1.000 1.200
-20.000
sat liquid

Grafik.4.1

pada grafik diatas diketahui bahwa semakin besar saturasi liquidnya maka
Pc reservoir akan semakin kecil.

4.7. Kesimpulan

Dari percoaan yang di lakukan dapat di ambil kesimpulan

1. Teknan kapiler adalah tekanan yang terjadi antara dua permukaan

fluida yang tidak saling bercampur.
2. Dari grafik diketahui bahwa semakin besar saturasi liquidnya maka Pc
reservoir akan semakin kecil

36
4.8. jawab Pertanyaan

1. Kemungkinan kesalahan pengukuran tekanan kapiler dalam praktikum

ini?
a. Kesalahan pada saat kalibrasi alat
b. Kesalahan pembacaan nilai pada picnometer
c. Kurang teliti pada perhitungan.
2. Jelaskan fenomena inbibiton dan drainage? Dan kapan kurva tekanan
kapiler dipakai dalam simulasi reservoir?
- Inbibiton : pergantian fluida pembasah menjai fluida non
pembasah
- Drainage : pergantian fluida non pembasa menjadi fluida
pembasa
Kurva tekanan kapiler digunakan pada saat mempelajari
gerakan fluida dalam reservoir
3. Bagaimana prinsip kerja porous plate method dan centrifuge method
dalam menentukan tekanan kapiler? Bandingkan dengan Mercury
Injection method (system fluida yang diukur, tipe tekanan kapiler,
maximum ∆p, dan lama percobaan?
Metode porous plate prinsipnya menggambar kurva pc vs sw sample
terlebih dahulu disaturasi menggunakan brine water hingga sw- 100%
dari pada porous plate menggunakan 2 metode yaitu oil brine dan
water tekanan kapiler engan menggunkan alat centrifugr.

37
 BAB V

PENGUKURAN PERMEABILITAS RELATIF FLUIDA

DENGAN CORE-FLOODING SET UP

5.1 Tujuan Percobaan

 Memahami prinsip kerja metode core-flooding set up.

 Menentukan permeabilitas relatif dengan sistem Minyak-Air Kro/Krw.

 Menentukan hubungan antara saturasi dengan permeabilitas relatif.

5.2 Dasar Teori

Permeabilitas relatif memiliki perbedaan konsep dengan permeabilitas absolut

dimana harga permeabilitas absolut bukan merupakan fungsi dari saturasi. Maka
dalam konsep permeabilitas relatif terdapat hubungan antara harga permeabilitas
relatif salah satu fasa ( untuk aliran dua fasa ) terhadap harga saturasinya.
Hubungan antara ketiga jenis permeabilitas diatas bila sistem batuannya tiga fasa,
secara matematis dapat dituliskansebagai berikut:

Kw Ko Kg
Krw  Kro  Krg  1    1
K K K
(1)

Dimana:

Kr o,w,g = permeabilitas relave ( oil / water / gas )

K o,w,g = permeabilitas efektif ( oil / water / gas )

38
 K= permeabilitas absolut

Pada percobaan ini akan ditentukan harga permeabilitas relatif dari satu sampel
core dengan metode pendesakan. Core yang dijenuhu fluida satu fasa akan
didesak oleh fluida dengan fasa lainsehingga diharapkan akan terjadi aliran fluida
multifasa dalam core. Berdasarkan laju aliran masing-masing fasa dapat
ditentukan harga permeabilitas relatif dari masing-masing fasa untuk setiap harga
saturasi tertentu. Terdapat dua metode yang umumnya digunakan dalam
penentuan permeabilitas relatif menggunakan core flooding set up, yaitu:

Steady-State dan Unsteady-State Core-Flooding Set Up.

Parameter Steady-State CF Unsteady-State CF

Analysis Darcy (easier) JBN procedure
Time Days (slower) Hours
Table.5.1

5.3 ALAT DAN BAHAN

5.3.1 ALAT

1. Steady State / Unsteady State Core-Flooding Set Up

2. Saturation cell set-up

3. Desaturation cell (centrifuge of porous plate)

4. Core aging set-up

5.3.2 BAHAN

1. Brine (formation water)

2. Crude oil (dead oil)

3. Core ( ± 1 ft)

39
5.4 PROSEDUR PERCOBAAN

KONDISI TES

Core sampel yang digunakan sesuai dengan litologi formasi yang diinginkan
(sandstone atau limestone). core sampel dikondisikan sesuai kondisi batuan
reservoir atau “restored state” dengan cara aging ( menjenuhkan dalam minyak P
& T reservoir ), untuk mengembalikan sifat kebasahan / wettability batuan.
Beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam percobaan, diantaranya bila foration
GOR rendah dapat menggunakan dead oil untuk aging, sebaliknya ( forationGOR
tinggi ) harus menggunakan live oil untuk aging.

PREPARASI CORE & LIQUID

1. Pemiliahan core sampel

 Sampel core berupa silinder dengan diameter 1.5 inch dan panjang
sediitnya 25-30 cm ( 1 ft ) untuk meminimalisir capillary end effects.

 dapat berupa long core plug bila Swi dikondisikan dengan pendesakan
langsung, atau compositr core plug (susunan core masing-masing
sepanjang 3 inch) bila Swi di kondisikan dengan centrifuge dan porous
plate.

 Lakukan karakterisasi sampel core bila diperlukan (thin section, CT scan,

NMR dll)

2. Persiapan formation brine dan dead oil

 Brine yang digunakan dapat berupa formation brine atau syntetic yang
dibuat menyesuaikan total dissolve solid pada formation brine.

 Filter baik brine maupun test oil agar tidak ada partikel yang menyumbat
saat pendesakan.

40
 3. Pengkondisian core untuk Swi

 Jenuhkan core sampel dengan brine saturation set-up pada P & T reservoir
hingga 100 % Sw.

 Lakukan pengukuran permeabilitas absolut dengan mendesak core dengan

brine untuk beberapa nilai rate.

 Swi diperoleh dengan beberapa metode diantaranya pendesakan langsung

dengan coreflooding det-up, centrufuge test, maupun porous plate test.

 Dapat menggunakan pendesakan langsung menggunakan core-flooding

set up

a. Pendesakan pertama menggunakan viscous oil untuk mendapatkan

Swi yang diinginkan ( umumnya Swirr sebagai Swi yang diperoleh
tidak terlalu rendah sekitar 0.3 - 0.4 dan tidak seragam )

b. Kemudian pendesakan menggunakan test oil ( dead atau live oil )

untuk mendapatkan Soi.

 Dapat menggunakan metode Centrifuge Test

a. Menggunakan core sampel pada centrifuge set up, kemudian diputar

dengan RPM tertentu selama ± 1 hari kemudian dicek
volume brine yang terkumpul diujung collected tube. Collected
tube terpasang di ujung masing-masing core.

b. Bila Swirr yang diperoleh masih tingi atau belum sesuai dengan
yang dininginkan, lakukan proses centrifuge kembali.( Swirr
yang diperoleh juga tidak seragam).

 Dapat menggunakan Porous Plate Test

a. Sampel core ditempatkan pada core holder dan ujungnya

dipasangkan dengan porous plate. ( material yang dapat
mengalirkan gas namun tidak untuk liquid).

41
 b. Core diberikan tekanan overburden kemudian didesakan dengan gas.
Brine yang terdesak dihbungkan dengan selang &
ditampung pada centrifuge/ gaduated tube.

c. Umumnya proses lama ( mingguan )dan Swirr yang diperoleh lebih

seragam.
1. Pengkondisian core untung aging

 Core dengan Swi ditempatkan pada holder di core aging set-up

 Core dijenuhkan dengan tst oil pada kondisi P & T reservoir selama
beberapa minggu ( umumnya 2 minggu - 1 bulan ).

PENDESAKAN CORE ( DYNAMIC DISPLACEMENT TEST )

Setelah sampel core dikondisikan, pendesakan dapat dilakukan dengan metode

berikut:

1. STEADY - STATE CORE - FLOODING

 Injeksikan 100 % minyak untuk mendapatkan nilai Ko pada Swirr

 Injeksikan minyak dan brine secara bersamaan. Lakukan secara bertahap

sesuai rasio minyak - brine yang diinginkan.

 Pada setiap rasio injeksi, ketika tidak lagi terdapat perubahan bacaan
pada tekanan ( kondisi steady state ), catat besar pressure drop ( Poutlet -
Pinlet ) dan masing- masing flow rate. Sedangkan nilai saturasi pada setiap
rasio injeksi ditentukan secara langsung dengan metode X-ray
adsorptiom atau secara tidak langsung dengan material balance ( volume
dalam core = volume masuk - volume keluar core ).

 Rasio terakhir adalah injeksi 100% air untuk mendapatkan nilai Kw pada
Sor.

 Hitung Kro& Krw tiap tahapan dengan persamaan Darcy.

2. UNSTEADY - STATE CORE - FLOODING

42
  Injeksikan 100% minyak untuk mendapatkan nilai Ko pada Swirr.

 Injeksikan brine dengan rate tertentu secara konstan dan atur volume tiap
collector tube pada panel coreflooding set up.

 Catat rasio minyak air yang terproduksi pada tiap-tiap tube tersebut. Catat
pula berapa pore volume yang diinjeksikan ( Winj ) dari jumlah tube
dikali volumenya.

 Kw dan Sor diperoleh bila tidak ada minyak lagi yang terlihat pada tube.

 Titik - titik data relatif permeability yang diolah menggunakan metode

JBN adalah data setelah water breakthrough ( air mulai terproduksi pada
( collector tube ).

Prosedur Analisa JBN

Prosedur perhitungan JBN merupakan modifikasi dari persamaan Buckley

Leveret yang yang kemudian dikembangkan oleh Welge tentang distribusi saturasi
pada pendesakan linear media berpori. Penurunan atas dasar persamaan tersebut
memungkinkan perhitungan relative permeability. Secara teori, percobaan
pendesakan ( core flooding )yang dilakukan harus memenuhi asumsi berikut: laju
alir injeksi harus cukup tinggi untuk mendapatkan kondisi pendesakan yang stabil,
dan selalu komstan pada setiap luasan core yang dilalui.setelah memperoleh data
yang di Unsteadystate coreflooding ( Winj, Vo, ΔP ), prosedur analisanya sbb:

 Hitung nilai Swa ( Sw rata-rata) tiap Winj ( volume injeksi),

(Voi  Np)
Swa  1 
Vp

dSwa dNp 1
 Hitung nilai fo tiap Winj dari fo   
dWinj d ln Winj Winj

 Hitung Ir ( rasio injektifitas ) dari ΔPi / ΔP tiap Winj

43
 d P
p 
1 1 d ln Winj
 Hitung nilai d ( ) / d( ) tiap Winj atau dari =
Winj Ir Winj P i / 2

1 1 fo
 Hitung nilai Kro tiap Winj dari hubungan d ( ) / d( )
Winj Ir Wnj Kro

w fw
 Hitunglah nilai Krw tiap Winj dari krw  kro
o fo

Winj  fo
 Hitunglah nilai Sw tiap Winj dari Sw  Swa 
Vp

 Plot Sw terhadap Kro dan Krw

Penurunan rumus dari Buckley Leverett dan Welge dapat dilihat di paper
Johnson, E. F.,Bossler, D. P., & Naumann, V. O. (SPE 1023-G) tentang
calculation of relative permeability from Displacements, Experiments. Sedangkan
1 1
penurunan rumus untuk menghitung fo dan d ( ) / d( ) dapat dibuktikan
Winj Ir Winj
sebagai latihan.

5.5 Data dan Perhitungan

A. Data
Item Nilai
Volume Pori, cc 53.910
Volume Oil Initial,
cc 42.373
Initial Sw, Swi 0.214
Luas area injeksi,
cm2 11.252
Panjang core, cm 28.498
ko @ Swi,mD 146.340
k absolut, mD 356.266
Lajuinjeksi, cc/s 0.008
Viskositas oil, cp 1.649
Viskositasbrine,cp 0.450
Porositas core, % 16.660

44
 Table.5.2

Tube Cum. Injection fluid, Cum. Oil Vol., cc

ΔP (psi)
No cc (Winj) (Np)

0 0.00 0.00 3.496

1 1.00 1.00 4.730
2 9.20 9.20 5.500
3 17.80 12.60 3.264
4 26.80 14.10 2.919
5 35.80 15.10 2.677
6 44.90 16.00 2.494
7 54.00 16.80 2.349
8 63.20 17.40 2.231
9 72.40 17.90 2.131
10 81.40 18.25 2.046
11 90.40 18.55 1.971
12 99.40 18.83 1.906
13 108.80 19.05 1.848
14 117.80 19.27 1.795
15 126.80 19.45 1.748
16 135.90 19.65 1.705
17 144.90 19.83 1.665
18 153.90 20.01 1.628
19 162.90 20.16 1.595
20 171.90 20.34 1.563
21 180.90 20.48 1.534
22 189.90 20.61 1.506
23 198.90 20.76 1.481
24 207.90 20.89 1.456
25 216.70 21.02 1.434
26 225.60 21.16 1.412
27 234.30 21.30 1.391
28 242.60 21.41 1.372
29 251.20 21.53 1.353
30 259.90 21.67 1.336
31 268.20 21.77 1.319
32 276.80 21.92 1.303
33 285.00 22.02 1.287
34 293.80 22.08 1.272
35 302.10 22.14 1.258
36 311.10 22.28 1.244

45
37 319.60 22.38 1.231
38 328.00 22.41 1.219
39 337.00 22.54 1.206
40 345.60 22.62 1.195
41 354.20 22.67 1.183
42 363.20 22.71 1.172
43 372.20 22.81 1.162
44 380.70 22.86 1.151
45 389.20 22.91 1.141
46 397.70 22.96 1.132
47 405.80 22.97 1.122
48 414.40 22.99 1.113
49 422.80 23.01 1.104
50 431.40 23.02 1.095
Table.5.3.

ln
Swa f0 Fw D sw kro krw
winjeksi
0.214 0.411 0.000

2.879 0.448 0.244 0.756 1.189 0.367 0.205 0.173

3.288 0.476 0.147 0.853 1.079 0.403 0.136 0.216
3.578 0.494 0.103 0.897 1.000 0.426 0.103 0.245
3.804 0.511 0.079 0.921 0.940 0.445 0.083 0.267
3.989 0.526 0.063 0.937 0.892 0.462 0.071 0.286
4.146 0.537 0.052 0.948 0.853 0.475 0.062 0.303
4.282 0.546 0.045 0.955 0.819 0.486 0.055 0.318
4.399 0.553 0.039 0.961 0.790 0.493 0.050 0.332
4.504 0.558 0.035 0.965 0.764 0.500 0.046 0.345
4.599 0.563 0.031 0.969 0.742 0.505 0.042 0.356
4.690 0.567 0.028 0.972 0.721 0.510 0.039 0.368
4.769 0.571 0.026 0.974 0.703 0.514 0.037 0.378
4.843 0.575 0.024 0.976 0.686 0.518 0.035 0.388
4.912 0.578 0.022 0.978 0.670 0.522 0.033 0.398
4.976 0.582 0.021 0.979 0.656 0.526 0.032 0.407
5.036 0.585 0.020 0.980 0.643 0.529 0.031 0.416
5.093 0.588 0.019 0.981 0.631 0.532 0.029 0.425

46
 5.147 0.591 0.018 0.982 0.619 0.535 0.028 0.433
5.198 0.594 0.017 0.983 0.608 0.538 0.027 0.441
5.246 0.596 0.016 0.984 0.598 0.541 0.026 0.449
5.293 0.599 0.015 0.985 0.588 0.543 0.026 0.457
5.337 0.601 0.014 0.986 0.579 0.546 0.025 0.464
5.379 0.604 0.014 0.986 0.571 0.548 0.024 0.472
5.419 0.607 0.013 0.987 0.563 0.551 0.024 0.479
5.457 0.609 0.013 0.987 0.555 0.553 0.023 0.486
5.491 0.611 0.012 0.988 0.547 0.555 0.023 0.492
5.526 0.613 0.012 0.988 0.540 0.558 0.022 0.499
5.560 0.616 0.012 0.988 0.534 0.560 0.022 0.505
5.592 0.618 0.011 0.989 0.527 0.562 0.021 0.512
5.623 0.621 0.011 0.989 0.521 0.565 0.021 0.518
5.652 0.622 0.011 0.989 0.515 0.566 0.021 0.524
5.683 0.624 0.010 0.990 0.509 0.567 0.020 0.530
5.711 0.625 0.010 0.990 0.504 0.568 0.020 0.536
5.740 0.627 0.010 0.990 0.498 0.571 0.020 0.542
5.767 0.629 0.010 0.990 0.493 0.573 0.019 0.548
5.793 0.630 0.009 0.991 0.488 0.573 0.019 0.554
5.820 0.632 0.009 0.991 0.483 0.575 0.019 0.560
5.845 0.634 0.009 0.991 0.478 0.577 0.019 0.565
5.870 0.635 0.009 0.991 0.474 0.578 0.018 0.571
5.895 0.635 0.008 0.992 0.469 0.578 0.018 0.577
5.919 0.637 0.008 0.992 0.465 0.580 0.018 0.582
5.942 0.638 0.008 0.992 0.461 0.581 0.018 0.588
5.964 0.639 0.008 0.992 0.457 0.582 0.017 0.593
5.986 0.640 0.008 0.992 0.453 0.582 0.017 0.598
6.006 0.640 0.008 0.992 0.449 0.582 0.017 0.603
6.027 0.640 0.008 0.992 0.445 0.583 0.017 0.608
6.047 0.641 0.007 0.993 0.441 0.583 0.017 0.614
6.067 0.641 0.007 0.993 0.438 0.583 0.017 0.619
Table.5.4

B. Perhitungan

 MenghitungWinject

Rumus: In (Winject)

1. In (17,80) =2,879
2. In (26,80)=3,288
3. In (58,80)=3,577
4. In (44,90)=3,804
5. In (54,00) =3,989
6. In (63,20)=4,146

47
7. In (72,40)=4,282
8. In (81,40)=4,399
9. In (90,40)=4,504
10. In (99,40)=4,599
11. In (108,80)=4,689
12. In (117,80)=4,769
13. In (126,80)=4,843
14. In (135,90)=4,912
15. In (144,90)=4,97

 MenghitungSwa
𝑉𝑜𝑖𝑙−𝑁𝑝
Rumus: 1 − 𝑉𝑝
(42,737−12,60)
1. 𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,448
153,910
(42,737−14,10)
2. 𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,475
153,910
(42,737−15,10)
3. 𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,494
153,910
(42,737−16,00)
4. 𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,511
153,910
(42,737−16,80)
5. 𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,526
153,910
(42,737−17,40)
6. 𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,537
153,910
(42,737−17,90)
7. 𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,546
153,910
(42,737−18,25)
8. 𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,552
153,910
(42,737−18,55)
9. 𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,558
153,910
(42,737−18,83)
10.𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,563
153,910
(42,737−19,05)
11.𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,567
153,910
(42,737−19,27)
12.𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,571
153,910
(42,737−19,45)
13.𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,575
153,910
(42,737−1965)
14.𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,578
153,910
(42,737−19,83)
15.𝑆𝑤𝑎 = 1 − = 0,582
153,910

 Menghitungfo

48
 3×0,07449×𝐼𝑛 𝑊𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡 2 −2×1,1918×𝐼𝑛 𝑊𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡+9,3581
Rumus: 𝑊𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡

3×0,7449×2,8792 −2×1,1918×2,879+9,3581
1. 17,80
=0,
24
4
3×0,7449×3,2882−2×1,1918×3,288+9,3581
2. 16,80

=0,146
3×0,7449×3,5782−2×1,1918×3,579+9,3581
3. 35,80

=0,103
3×0,7449×3,8042 −2×1,1918×3,804+9,3581
4. 44,90

=0,079
3×0,7449×3,8982 −2×1,1918×3,898+9,3581
5. 54,00

=0,063
3×0,7449×4,4162−2×1,1918×4,416+9,3581
6. 63,20

=0,
05
2

3×0,7449×4,2822−2×1,1918×4,282+9,3581
7. 72,40

=0,
04
4
3×0,7449×4,3992 −2×1,1918×4,399+9,3581
8. 72,40

49
 =0,
03
9

3×0,7449×4,5042 −2×1,1918×4,504+9,3581
9.
90,40

=0,035

3×0,7449×4,5992 −2×1,1918×4,599+9,3581
10.
99,40

=0,
031

3×0,7449×4,6892 −2×1,1918×4,689+9,3581
11.
108,80

=0,
028

3×0,7449×4,7692 −2×1,1918×4,769+9,3581
12.
117,80

=0,
02
6
3×0,7449×4,8432 −2×1,1918×4,843+9,3581
13.
126,80

=0,
024

3×0,7449×4,9122 −2×1,1918×4,912+9,3581
14.
135,90

=0,
022

3×0,7449×4,9762 −2×1,1918×4,976+9,3581
15.
144,80

=0,
021

50
 Menghitungfw
Rumus: 1 − 𝑓𝑜
1. FW = 1 - 0,244

=0,756

2. FW = 1 - 0,146

= 0,853

3. FW = 1 - 0,103

= 0,897

4. FW = 1 - 0,0781

= 0,922

5. FW = 1 - 0,063

= 0,937

6. FW =1 - 0,052

= 0,948

7. FW = 1 - 0,044

= 0,855

8. FW = 1 - 0,039

= 0,961

9. FW = 1 - 0,035

= 0,965

10. FW = 1 - 0,031

= 0,969

11. FW = 1 - 0,028

= 0,972

12. FW = 1 – 0,026

= 0,974

51
 13. FW = 1 – 0,024

= 0,976

14. FW = 1 – 0,022

= 0,978

15. FW = 1 – 0,021
= 0,979

 Menghitung d

∆𝑃−𝑑∆𝑝
𝑑 𝐼𝑛 𝑊𝑖𝑛𝑗
Rumus:
∆𝑃𝑖

Y=3x2+2x-x
3×0,0053×2,8752 +2×0,00164×2,875−1,0304
1. 3,264 − = 1,188
3,496
3×0,0053×3,2882 +2×0,00164×3,288−1,0304
2. 2,919 − 3,496
= 1,077
3×0,0053×3,5782 +2×0,00164×3,578−1,0304
3. 2,677 − 3,496
= 0,999
3×0,0053×3,8042 +2×0,00164×3,804−1,0304
4. 2,494 − 3,496
= 0,939
3×0,0053×3,9892 +2×0,00164×3,989−1,0304
5. 2,349 − 3,496
= 0,891
3×0,0053×4,1462 +2×0,00164×4,146−1,0304
6. 2,231 − 3,496
= 0,851
3×0,0053×4,2822 +2×0,00164×4,282−1,0304
7. 2,131 − 3,496
= 0,817
3×0,0053×4,3992 +2×0,00164×4,399−1,0304
8. 2,046 − 3,496
= 0,788
3×0,0053×4,5042 +2×0,00164×4,504−1,0304
9. 1,971 − 3,496
= 0,762
3×0,0053×4,5992 +2×0,00164×4,599−1,0304
10.1,906 − 3,496
= 0,739
3×0,0053×4,6892 +2×0,00164×4,689−1,0304
11.1,848 − 3,496
= 0,719
3×0,0053×4,7692 +2×0,00164×4,769−1,0304
12.1,795 − 3,496
= 0.700
3×0,0053×4,8432 +2×0,00164×4,843−1,0304
13.1,748 − 3,496
= 0,683

52
 3×0,0053×4,9122 +2×0,00164×4,912−1,0304
14.1,705 − 3,496
= 0,668
3×0,0053×4,9762 +2×0,00164×4,976−1,0304
15.1,605 − 3,496
= 0,654

 Menghitung Sw
𝑠𝑤𝑎−(𝑊𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡×𝑓𝑜)
Rumus: 𝑠𝑤 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑖

( 17,80 ×0,244)
1. Sw = 0,448 - = 0,367
53,910
( 26,80 ×0,146)
2. Sw = 0,475 - = 0,403
53,910
( 35,80 ×0,103)
3. Sw = 0,494 - = 0,426
53,910
( 44,90 × 0,078)
4. Sw = 0,511 - = 0,463
53,910
( 54,06 ×0,063)
5. Sw = 0,526 - = 0,475
53,910
( 63,20 ×0,052)
6. Sw = 0,577 - = 0,475
53,910
( 72,40 ×0,044)
7. Sw = 0,546 - = 0,486
53,910
( 81,80 ×0,039)
8. Sw = 0,552 - = 0,494
53,910
( 90,40 ×0,035)
9. Sw = 0,558 - = 0,499
53,910
( 99,40 ×0,031)
10. Sw = 0,563 - = 0,506
53,910
( 108,80 ×0,028)
11. Sw = 0,67 - = 0,510
53,910
( 117,80 ×0,026)
12. Sw = 0,571 - = 0,515
53,910
( 126,80 ×0,024)
13. Sw = 0,575 - = 0,519
53,910
( 135,90 ×0,022)
14. Sw = 0,578 - = 0,522
53,910
( 144,90 ×0,021)
15. Sw = 0,582 - = 0,526
53,910

 Menghitung Kro
𝑓𝑜
Rumus: 𝑑
146,340
Rumusawal: 356,266 = 0,411

53
 0,244
1. = 0,205
1,188
0,147
2. = 0,136
1,077
0,103
3. = 0,103
0,999
0,079
4. = 0,084
0,851
0,063
5. = 0,071
0,851
0,052
6. = 0,062
0,851
0,045
7. = 0,055
0,817
0,039
8. 0,788
= 0,050
0,039
9. = 0,046
6,762
0,031
10. 0,739 = 0,046
0,028
11. 0,719 = 0,046
0,026
12. 0,700 = 0,037
0,024
13. 0,684 = 0,035
0,021
14. 8,668 = 0,034
0,021
15. 0,654 = 0,032

 Menghitung Krw
𝜇𝑏𝑟𝑖𝑛𝑒 𝐹𝑤
Rumus: (
𝜇𝑜𝑖𝑙
) × 𝐾𝑟𝑜 × 𝐹𝑜

Krwawal = 0
0,450
0,756
1. Krw = (1,649) × 0,205 × 0,244 = 0,174
0,450
0,853
2. Krw = (1,649) × 0,136 × 0,146 = 0,216

54
 0,450
0,897
3. Krw = (1,649) × 0,103 × 0,103 = 0,245
0,450
0,922
4. Krw = (1,649) × 0,083 × 0,078 = 0,268
0,450
0,937
5. Krw = (1,649) × 0,070 × 0,063 = 0,287
0,450
0,948
6. Krw = (1,649) × 0,061 × 0,052 = 0,304
0,450
0,955
7. Krw = (1,649) × 0,054 × 0,044 = 0,319
0,450
0,961
8. Krw = (1,649) × 0,049 × 0,039 = 0,333
0,450
0,965
9. Krw = (1,649) × 0,045 × 0,035 = 0,346
0,450
0,969
10. Krw = (1,649) × 0,042 × 0,031 = 0,358
0,450
0,972
11. Krw = (1,649) × 0,039 × 0,028 = 0,369
0,450
0,974
12. Krw = (1,649) × 0,037 × 0,026 = 0,380
0,450
0,976
13. Krw = (1,649) × 0,035 × 0,024 = 0,390
0,450
0,978
14. Krw = (1,649) × 0,033 × 0,022 = 0,399
0,450
0,979
15. Krw = (1,649) × 0,032 × 0,021 = 0,409

55
 25.00

20.00

15.00

10.00
y = 0.0745x3 - 1.1918x2 + 9.3581x - 6.3423 Series1
5.00

0.00
0.000 2.000 4.000 6.000 8.000

Grafik.5.1.

3.500
y = 0.0053x3 + 0.0016x2 - 1.0304x + 6.0938
3.000
Grafik 2.500
.5.2.
2.000 Series1
1.500 Poly. (Series1)
0.700
y =1.000
5.7744x
0.600
0.500
0.500 0.000
0.400 0.000 2.000 4.000 6.000 8.000

0.300

0.200

0.100

0.000
0.000

Grafik,5.3

56
5.6. Pembahasan

Permeabilitas adalah kemampuan batuan untuk mengalirkan fluida,

permeabilitas dibedakan menjadi tiga yaitu:

1. Permeabilitas absolute (kabs), yaitu kemampuan fluida untuk melewatkan

fluida, dimana fluida yang mengalir melalui media pori tersebut hanya satu
fasa.
2. Permeabilitas efektif (keff), yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan
fluida dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa.
3. Permeabilitas relative (krel), yaitu perbandingan antara permeabilitas
efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap permeabilitas absolute.

Pada praktikum kali ini, praktikan melakukan pengukuran permeabilitas

relative fluida dengan core flooding set up. Dengan data sebagai berikut:

 Volume pori, cc = 53,910

 Volume oil initial,cc = 42,373
 Initial Sw, Swi = 0,214
 Luas area injeksi,cm3 = 11,252
 Panjang core, c = 28,498
 Ko @ Swi, mD = 146,340
 K absolute, mD = 356,266
 Laju injeksi, cc/cp = 0,008
 Viskosita oil,cp = 1,469

57
  Viskositas brine, cp = 0,450
 Porositas core % = 1,660

Setelah semua data yang sudah di dapatkan seperti yang diatas, dan juga
dari: Cum, injection fluid, cc (winj), cum oil vol (Np), ∆p (psi), ln winject, Swa,
Fo, Fw, d, Sw, Kro dan Krw dengan menggunakan rumusnya masing- masing.

Dari nilai Sw, Kro dan Krw dapat digambarkan dengan grafik water
saturation vs permeailitas relative dengan warna orange air dan biru oil. Dititik 0,
minyak di 0,006 dan air berada pada titik 0,002. Dari grafik dapat diketahui
bahwa semakin kebawah produksi akan lama, pada grafik jug terdapat titik
dimana oil dan water bersinggungan, antara minyak yang terprouksi, dan air yang
masuk seimbang pada sumbu y.

Pada percobaan ini juga mengenai pengukuran permeabilitas relatif fluida dengan
coring flooding set up pada suatu sample di dapatkan volume pori 53,910. baik
karena lebih dari 15 %, volume oil 42,373, baik karena initial Sw hanya 0,214
berdasar klasifikasi, volume air dalam pori jika >3 %baru dikatakan buruk, luas
area injeksi 11,252 sebagai ruang untuk menginjeksikan air agar fluida dapat
diangkat ke permukaan. Porositas core 16,660 % dikategorikan baik.

Hubungan pada kolerasi antara saturasi fluida menunjukan bahwa semakin besar
sturasi fluida menunjkkan bahwa semakin besar permeabilitas relatifnya.

5.7. Kesimpulan

Dari hasil percobaan yang dilakukan dapat di ambil kesimpulan :

1. Permeabilitas relative adalah perbandingan antara permeabilitas

efektif dengan permeabilitas absolute
2. Pada grafik diketahui terdapat titik dimana minyak dan air
bersinggungan, antara minyak yang terproduksi dan air yang
masuk seimbangan.

58
5.8. Jawab Pertanyaan

1. Apa saja kemungkinan kesalahan pengukuran relatuv permeability

dalam praktikum ini?
a. Human eror
b. Tidak ada peralatan praktikum
c. Adanya kesalahan dalam perhitungan.

2. Apa saja pertimbangan laju alir injeksi pada percobaan

coreflooding?

Berdasarkan grafik, pertimbangan laju alir injeksi pada

percobaan coreflooding yaitu, comulatife oil volume (Np) dan ∆.

BAB VII

PEMBAHASAN UMUM

Porositas merupakan kemampuan batuan untuk menampung fluida di

dlamnya. Porositas suatu batuan didefinisikan sebagai perbandingan volume
pori batuan terhadap volume total (volume bulk) batuan tersebut. Porositas
bergantung pada jenis bahan, ukuran bahan, distribusi pori, sementasi, riwayat
diagnetik, dan komposisinya.

Dalam percobaan kali ini akan dilakukan pengukuran besarnya

porositas dengan menggunakan liquid saturation. Sebelum dilakukan proses
penjenuhan, udara dalam sample core harus dihampakan terlebih dahulu agar
fluida gas keluar dari pori- pori sample core.

Berdasarkan hubungan antar poti porositas di bedakan menjadi dua

yaitu: porositas absolute, yaitu persen volume pori-pori total terhadap volume

59
batuan total (bulk volume). Porositas efektif, yaitu persen volume pori-pori
yang saling berhubungan tehadap volume batuan total.

Berdasarkan proses terbentuknya dibedakan menjadi dua yaitu:

porositas primer, yaitu porositas yang terjadi beramaan saat proses
sedimentasi atau pengendapan berlangsung. Porositas sekunder, yaitu
porositas yang terjai setelah proses sedimentasi berlangsung.

Mengetahui kuantitas fluida yang ada di dalam suatu reservoir adalah

hal yang sangat penting.salah satu sifat petrofisik yang sangat membantu
untuk mengetahui hal iniadalah saturasi.

Saturasi didefenisikan sebagai perbandingan antara volume fluida yang

mengisi pori batuan terhadap volume total pori- pori batuan. Nilai saturasi
fluida dlam suatu batuan reservoir dapat ditentukan dengan beberapa
pendekatan diantaranya; penentuan dengan pendekatan langsung, penentuan
dengan pendekatan tidak langsung.

Salah satu metode pengukuran saturasi fluida di laboratorium adalah

dengan Soxhlet Extraction. Pada percoaan jenis ini solvent yang digunakan
adalah toulena. Solvent dipanaskan, kemudian menguap, naik, dan mendorong
fluida yang ada di dalam sample core menuju condenser untuk selanjutnya
dikondensasi. Air, minyak dan solvent yang telah terkondensasi akan turun ke
bagian graduated tube.

Selain untuk mengetahui jumlah air yang terdapat di dalam ample

core, secara tidak langsung percobaa ini juga dapat menentukan nilai porositas
batuan dengan mengetahui data berat core saat kering dan berat core saat jenh.

Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untkuk dapat

meloloskan fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan
tanpa merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Jadi permeabilitas
merupakan tingkat kemudahan mengalirnya fluida melalui pori- pori batuan.
Di dalam reservoir, fluida yang mengalir biasanya lebih dari satu macam.

60
 Permeabilitas yang kita tentukan dalam percobaan yaitu permeabilitas
absolute yang pengukurannya dapat dilakukan dengan dua cara yitu Liquid
Permeameter dan gas permeameter. Pada liquid permeameter yang di gunakan
adalah air, sedangkan pada mode gas permeameter fluida yang digunakan
adalah udara.

Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan

tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan fluidayang bersifat tidak
membasahi batuan jika di dalammedia berpori terebut terdapat dua atau lebih
fasa fluida yang tidak bercampur dalam kondisi statis.

Tekanan kapiler mempunyai pengaruh penting dalam reservoir minyak

dan gas yaitu; mengetahui distribusi ukuran pori pada batuan reservoir dari
karakter geometri pori, membantu pemodelan zona transisi pada reservoir
melalui distribusi fluida secara vertical karena tekanan kapiler dapat
dikonversikan menjadi ketinggian diatas kontak fluida (FWL) dari persamaaan
tekanan Pc = ∆𝜌gh = (𝜌nonvetting - 𝜌wetting)gh.

Permeabilitas relative memiliki perbedaan dengan permeabilitas

absolute dimana harga permeabilitas absolute bukan merupakan fungsi dari
saturasi. Maka dalam konsep permeabilitas relative terdapat hubungan antara
harga permeabilitas relative salah satu fasa ( untuk aliran dua fasa ) terhadap
harga saturasinya.

Dari percobaan ini akan ditentukan harga permeabilitas relative dari

suatu sample core dengan metode pendesakan. Core yang dijenuhi fluida satu
fasa akan di desak oleh fluida dengan fasa lain sehingga diharapkan akan
terjadi aliran fluida multifasa dalam core.berdasarkan laju aliran masing-
masing fasa dapat ditentukan harga permeabilitas relative dari masing- masing
fasa untuk stiap harga saturasi tertentu.

BAB VIII

KESIMPULAN UMUM

61
1. Porositas merupakan kemampuan batuan untuk menampung fluida di
dlamnya. Porositas suatu batuan didefinisikan sebagai perbandingan
volume pori batuan terhadap volume total (volume bulk) batuan
tersebut.
2. Berdasarkan hubungan antar poti porositas di bedakan menjadi dua
yaitu: porositas absolute, yaitu persen volume pori-pori total terhadap
volume batuan total (bulk volume). Porositas efektif, yaitu persen
volume pori-pori yang saling berhubungan tehadap volume batuan
total.
3. Berdasarkan proses terbentuknya dibedakan menjadi dua yaitu:
porositas primer, yaitu porositas yang terjadi beramaan saat proses
sedimentasi atau pengendapan berlangsung. Porositas sekunder, yaitu
porositas yang terjai setelah proses sedimentasi berlangsung.
4. Saturasi didefenisikan sebagai perbandingan antara volume fluida yang
mengisi pori batuan terhadap volume total pori- pori batuan
5. Prinsip kerja dai metode soxhlet extraction adalah pendesakkan yang
menyebabkan solvent menguap dan mendorong fluida di dalam sample
core menuju condenser unutuk di condensasikan.
6. Kegunaan dari pengukuran saturasi adalah untuk menentukan
cadangan minyak di dalam satu reservoir
7. Factor yang mempengaruhi saturasi fluida diantaranya wettabilitas,
perbedaan densitas gas, minyak dan air, banyaknya ruang antar
butir/porositas.
8. Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untkuk dapat
meloloskan fluida reservoir melalui pori batuan yang saling
berhubungan tanpa merusak partikel pembentuk batuan tersebut
9. Permeabilitas dipengaruhi oleh fluida yang mengalir, laju aliran,
perbedaan tekanan dan temperature.
10. Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan
tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan fluidayang
bersifat tidak membasahi batuan jika di dalammedia berpori terebut

62
 terdapat dua atau lebih fasa fluida yang tidak bercampur dalam kondisi
statis.
11. Permeabilitas relative memiliki perbedaan dengan permeabilitas
absolute dimana harga permeabilitas absolute bukan merupakan fungsi
dari saturasi.

63