Core dan Analisa CoreAnalisa sampel batuan menghasilkan data
dasar untuk evaluasi potensi produktif dari suatu reservoir.
Cutting bit, tentu saja sampel batuan, ukurannya yang kecil,
bagaimanapun mereka menghalangi pemberian lebih dari informasi
kualitatif. Keinginan untuk mendapatkan dan memeriksa lebih besar,
potongan tak terputus batuan reservoir menyebabkan perkembangan
teknik coring, dimana sampel batuan reservoir yang relatif besar
diperoleh, baik dari bawah selama pengeboran, atau dari sisi
dinding lubang bor setelah pemboran. Perkembangan coring dan teknik
analisa core telah memainkan peran besar dalam status elevasi
teknik perminyakan saat ini. Semua fase profesi sampai batas
tertentu bergantung pada pengetahuan tentang sifat batuan dan
faktor-faktor yang mempengaruhi mereka. 10.1.Metode dan Peralatan
Coring secara UmumDua dasar metode coring putar diterapkan: coring
pada saat pemboran (coring bawah) dan coring setelah pengeboran
(sisi-dinding coring). Semua metode coring bawah memanfaatkan
beberapa jenis Open Center Bit yang memotong lubang bor bagian
tengah, meninggalkan plug silinder atau core di tengah. Seperti
pengeboran berlangsung, Central Plug meningkat di dalam tabung
hampa atau tabung core di atas bit di mana mereka tertangkap dan
kemudian diangkat ke permukaan. Klasifikasi lebih lanjut coring
bawah umumnya didasarkan pada deskripsi yang lebih spesifik dari
peralatan yang digunakan:1. Konvensional Coring a. Conventional
core head (selain diamond)
b. Diamond core head2. Wireline Retrievable Coring Peralatan
konvensional Coring mengharuskan string seluruh bor ditarik untuk
mengambil core. Ini adalah suatu kerugian, namun keuntungan yang
sesuai adalah bahwa core besar, 3 sampai 5 inchi masuk dalam
diameter dan 30-55 kaki panjang, dapat diperoleh. The 3 1/2 in.
Diameter core mungkin yang paling umum. Dua tipe core heads
konvensional khas ditunjukkan pada Gambar 10.1, fish tail (formasi
lembut) dan rolling cutter (pembentukan keras). Penggunaan mereka
paralel bahwa dari bit regular dimana mereka telah . Gambar 10.2
menunjukkan tiga perbedaan konvensional diamond core bit sebagai
sampel dari berbagai persediaan perusahaan yang berbeda.
Gambar 10.1. Conventional core bits. Courtesy hughes tool
company.
Gambar 10.2. Tipe diamond core heads.
Courtesy Christensen Diamond Products; and Drilling and
Services, Inc.
Core barrel dengan menggunakan diamond head umumnya lebih lama
dibandingkan dengan menggunakan conventional head, umumnya 55 ft
dibandingkan dengan 30 ft. Karakteristik dari diamond core barrel
ditunjukkan pada Gambar 10.3. Perhatikan bahwa terdiri dari outer
barrel yang bertindak sebagai drill collar, dan satu inner barrel
yang berputar secara bebas. Cairan pengeboran keluar melewati inner
barrel dan dibuang melalui sungai di permukaan bit. Lumpur terjebak
di atas intinya adalah dikeluarkan melalui katup di atas barel
batin. Diamond bit harganya jauh lebih mahal, tapi pemboran akan
lebih total dan ketika dipakai keluar dapat dikembalikan ke pemasok
mereka untuk penyelamatan. Nilai ini didasarkan pada berat batuan
yang tersisa yang tidak rusak, dan mungkin sebesar 50% atau lebih
dari biaya asli. Pemulihan core dengan diamond head umumnya lebih
tinggi dibandingkan dengan conventional head, khususnya di daerah
batuan yang keras. Tingkat penetrasi mungkin saja, bagaimanapun,
lebih rendah pada formasi lunak dibandingkan dengan rolling cutter
heads. Coring Wireline menunjukkan metode dimana core (dan inner
barrel) dapat diambil tanpa menarik string bor. Hal ini dicapai
dengan melampaui penurunan pipa bor pada wire line. Diamond head
yang digunakan dalam teknik ini memiliki bukaan jauh lebih kecil
daripada yang ditunjukkan pada Gambar 10.2. Core barrel yang
digunakan agak bervariasi, tetapi pada dasarnya sama dengan tipe
conventional. Core yang diperoleh dengan metoda ini adalah kecil,
11/8 -13/4 inchi dalam diameter dan panjang 10 sampai 20 ft.
Keuntungan utama dari metode ini adalah penghematan waktu
perjalanan, sebagaimana disebutkan sebelumnya. ketahanan yang dari
diamond bit ditambah dengan fitur Wireline memungkinkan bagian
tebal core yang akan diisi tanpa ada waktu yang hilang dalam
melakukan perjalanan. Hal ini terutama bermanfaat pada sumur yang
dalam.
Sidewall CoringHal ini sering diinginkan untuk mendapatkan
sampel core dari sebuah zona tertentu atau zona yang sudah dibor.
Ini biasanya dicapai dengan menggunakan perangkat seperti yang
ditunjukkan pada Gambar 10.4. Sebuah peluru hampa yang ditanamkan
di dalam dinding formasi ditembak dari control panel elektrik di
permukaan. Sebuah kabel baja yang fleksibel mengambil peluru dan
yang mengandung core. Sampel jenis ini biasanya diameternya sekitar
3/4 atau 13/16 inchi dan panjang 3/4 sampai 1 in. Sidewall coring
diterapkan secara luas di daerah batuan lembut di mana kondisi
lubang yang tidak kondusif untuk drill steam test. Zona yang akan
dijadikan sampel biasanya dipilih dari elektrik log.
10.2 Operasional ProsedurMeskipun bagian ini tidak ditawarkan
sebagai operasi manual, ada beberapa pertimbangan operasional umum
yang didiskusikan. Berikut ini adalah beberapa rekomendasi yang
berlaku untuk konvensional coring.1. Sebagai tindakan pencegahan
sebaiknya selalu memastikan lubang bor bersih dari beberapa
material besi seperti gerigi dari mata bor, dan lainnya yang dengan
cepat akan merusak bit core, baik diamond ataupun konvensional.
Menjalankan sebuah pengerjaan dengan dua atau tiga bit biasanya
akan menyediakan kondisi yang aman.2. Seperti proses normal
drilling, drill collar dijalankan dengan beberapa kelengkapan pada
bit. Dengan stabilizer agar kepala bit bisa tetap berada di tengah,
dan agar tidak ada hal yang tidak diinginkan terjadi dibawah pada
umumnya karena dinding formasi yang tidak rata. 3. Core harus
dijalankan pada kecepatan normal, agar tidak terjadi pertumbukan
dengan beberapa material tidak diinginkan dibawah sumur.4. Pada
saat proses coring alat harus dimasukkan kedalam sumur dengan
perlahan dan dalam kecepatan tetap. Hal ini perlu perhatian khusus
dari kru yang bekerja, bila saja tidak tersedianya alat untuk
memasukkan otomatis.5. Proses coring harus dimulai dengan lampu di
bit dan dengan putaran rendah. Kecepatan untuk bejalan normal dapat
dilihat pada table 10.1 dan 10.2. permintaan volume fluida pada
proses coring sama seperti pada saat proses pemboran, tetapi bila
drill dengan mata bor berlian pada umumnya meminta jumlah fluida
yang lebih sedikit. Dalam table 10.2 terdapat rekomendasi untuk
sirkulasi lumpur diamond bit. Diamond bit memerlukan volume fluida,
dan sebenarnya bisa dipompa dan memantul ke bawah dengan tingkat
sirkulasi yang lebih. Selain itu, erosi yang parah dari air dan
sedikit matriks dapat terjadi. Tabel 10.2 rekomendasi tarif yang
beredar untuk diamond coring.6. Pompa harus bekerja tertutup untuk
menjaga tekanan saat proses coring dimulai. Tekanan dalam sumur
harus lebih besar saat bit di dasar sumur sedang melakukan proses
coring dibandingkan saat bit telah berada di permukaan. Hal ini
penting untuk membersihkan bit dan kinerjanya. Peningkatkan tekanan
pompa tiba-tiba tidak diatasi dengan menaikkan bit bawah, bisa
berarti bahwa tabung core tersumbat material pengotor di lumpur,
jika hal ini terjadi, harus segera ditangani untuk inspeksi.Gambar
10.2. Core Bits
7. Dalam proses pengurangan dari penetration rate tidak
digunakan untuk pengganti dari tekanan formasi, mungkin dilakukan
karena akan adanya masalah seperti berhentinya fluida atau masuknya
fluida baru dan terkadang harus diberikan tekanan untuk pengecekan.
Juga bisa saja dilakukan karena fluida di dalam sumur terlalu
banyak. Pada umumnya dalam beberapa pengecekan jarang terjadi
kesalahan.8. Pada proses penarikan sample ke permukaan, harus
dilakukan dengan perlahan untuk menghindari adanya tekanan berlebih
pada sampel saat dikeluarkan dari sumur. Bila terjadi tekanan
berlebih tersebut maka harus dilakukan pengurangan diameter atau
rat hole section.Dari recommendasi diatas sangat mungkin terjadi
beberapa perubahan pada suatu kasus tertentu. Pengalaman dilapangan
proses coring selalu berhasil dilakukan dengan recommendasi diatas,
untuk mendapatkan sampel yang sempurna, terlalu sulit untuk
dilakukan. Dimana sampel batuan tidak memiliki retakan ataupun
rekahan. Bila berhasil dilakukan hal itu dapat menghindari
procedure kecil yang biasa harus dilakukan dalam recommendasi
diatas.
10.3.Menangani dan Meneliti Sample Core
Penggunaan terakhir dari coring biasanya dengan analisa
kuantitatif dari sifat fisik dan isi fluida suatu core yang
dipulihkan. (Beberapa contoh, bagaimanapun, mungkin dievaluasi oleh
inspeksi visual seperti serpihan kekar batuan, sementara beberapa
pemotongan hanyalah untuk keterangan lithological). Alhasil, ini
adalah kekhawatiran yang sangat penting karena menjadi exercised
untuk mengasumsikan bahwa core menjangkau laboratori pada mungkin
terbaik kondisi. Berikut direkomendasikan menangani dan mencontoh
prosedur yang telah dilengkapi oleh Laboratori Inti, Inc.
Sampling bidang
1. Pengecekan data lapanganSatu lembar kayu balok disediakan
untuk insinyur pada suatu bidang dimana satu rekaman dipertahankan
dari kedalaman cored interval, waktu coring untuk masing-masing ft,
uraian lithologi tentang core, contoh angka dan kedalaman, pecah
dan lain terkemuka fitur dari core, dan jenis dan hak milik dari
fluida pemboran.
2. Pembersihan core dari core barrel dan penanganan utama untuk
pengawetan
a. Analisa pokok utuh
Inti harus disingkirkan dari barrel di segmen sepanjang mungkin
dan kekhawatiran harus diambil untuk mencegah berlebihan memisahkan
dari inti. Menggetarkan dan memalu pada barrel inti adalah sering
perlu, tapi ini harus dilakukan sedengan cermat mungkin untuk
menghindari penghancuran pecah inti atau pembukaan. Masing-masing
potongan harus diseka suci dengan goda kering (tidak dicuci)
secepat ini disingkirkan dari barrel, dan persiapkan pada rak pipa
tembakau dan bertanda seperti ke teratas dan bawah. Betapapun inti
disingkirkan dari barrel, inti diukur dengan satu tape dan memberi
tanda ke dalam foot. Apapun inti hilang dibukukan pada dasar
interval cored. Kalau inti lagi diukur dibandingkan menurut dugaan
potongan, pertentangan dipecahkan oleh operator.
b. Untuk isi konvensional mengetik analisa pokok
Prosedur untuk pembersihan dari inti dari barrel inti untuk
analisa konvensional umumnya sama halnya untuk analisa pokok utuh.
Dalam hal ini pendek potongan dari inti dipergunakan untuk analisa,
dan jaga-jaga ekstra untuk memulihkan lama potongan tidak
perlu.
c. Untuk analisa pokok dinding samping
Sehubungan dengan secara normal rapuh kondisi dinding samping
inti, kekhawatiran harus exercised di dalam menyingkirkan mereka
dari coring instrumentasi. Ini direkomendasikan bahwa mereka dengan
aman tersegel di wadah kekecilan dengan seketika pada saat
pembersihan dari coring instrumentasi.
3. Frekuensi dari sampling
a. Untuk analisa pokok utuh
Frekuensi dari sampling adalah tidak ada masalah di analisa
pokok utuh; semua inti yang memulihkan dari apapun bagian
dipelajari harus diteliti.
b. Untuk analisa pokok konvensional
Di analisa jenis isi, satu contoh per kaki biasanya diambil.
Pembentukan yaitu sungguh-sungguh tak produktif, serpihan batu
padat seperti itu, bukan dicontoh. Kalau bagian diteliti adalah
heterogen, contoh mungkin diambil semakin dekat dibandingkan
sesuatu per kaki. Mengambil contoh lebih sedikit dibandingkan
sesuatu per kaki bukan direkomendasikan. Contoh cukup harus selalu
menjadi diambil ke difine menjaring ketebalan produktif, zona
transisi, dan hubungi.
c. Untuk analisa pokok dinding samping
Contoh frekuensi di inti dinding samping secara normal berada di
luar kontrol dari ahli analisa inti.
4. Pengawetan dari inti.
Kalau contoh inti dipilih untuk analisa adalah diteliti untuk
mengalir konten, ini perlu bahwa contoh menjadi diawetkan untuk
angkutan ke laboratori untuk mencegah evaporasi dari fluida.Ini
secara normal selesai oleh beku dengan batu karbon dioksida. Ini
telah terlihat bahwa contoh beku dengan batu karbon dioksida dapat
disimpan untuk merindukan periode dari waktu tanpa konten alir
mereka atau hak milik lain terpengaruh. Sebagai alternatif, sesuatu
Gambar 10.3. Conventional diamond core barrel.
Courtesy Christensen Diamond Products
dapat membungkus contoh dengan ketat di tas plastik sehingga
ketika untuk mengeluarkan udara. Kekhawatiran harus diambil untuk
mencegah menusuk kantong atau menyingkapkan ini ke ekstrim dari
suhu. Contoh dari keduanya utuh inti dan analisa konvensional
dipelihara oleh prosedur di atas. Sepertiga cara itu sering menjadi
terpakai untuk contoh konvensional adalah untuk membungkus mereka
dengan ketat dengan kerajang dan melapisi mereka dengan lilin.
Contoh dinding samping biasanya disimpan botol yang disediakan oleh
coring layanan.
Gambar 10.4. Sidewall coring device. Courtesy Schlumberger Well
Surveying Corporation5. Penanganan core di laboratorium
Setelah core tiba di laboratorium, mereka ditempatkan dalam
urutan kedalaman angka dan core. Kalau beku, mereka diijinkan untuk
mencairkan hingga mereka dapat ditangani. Mereka diseka suci lagi
dan satu pengujian ultra lembayung dan satu visuil (mikroskopik)
uraian adalah terbuat dan terekam. Satu notasi terperinci dari
pecah dan vugs dibuat di saat ini. Bagian inti intan utuh sering
dipotret untuk mengijinkan nanti pembahasan terperinci dari pecah
dan vugs.
10.4.Analisa Core Rutin
Core yang ada di laboratorium telah mengalami perubahan kondisi
lingkungan yang ekstrim dari tempat originalnya di dalam reservoir.
Pertama, core telah terkontaminasi oleh fluida pemboran; kemudian
terjadi perubahan pressure dan temperature ketika core dibawa ke
permukaan. Gas terlepas dari kelarutannya dalam minyak. Ekspansi
dari gas merubah kandungan dari liquid. Penguapan terjadi selama
penanganan di permukaan sebelum core akhirnya dibekukan atau
diisolasi. Sehingga, kandungan liquid di laboratorium adalah bukan
kandungan original.
Untungnya, porositas dan permeabilitas absolute tidak
terpengaruh oleh hal ini. Ini mungkin, bagaimanapun juga invasi
core oleh fluida solid pemboran bisa mempengaruhi nilai nilai ini.
Juga, filtrate lumpur mungkin dalam beberapa kasus selamanya dapat
mengubah atau menyebabkan partikel dari lempung interstitial
bergerak. Umumnya tidak ada perhatian khusus yang diberikan
terhadap kemungkinan dari analisa rutin ini. Faktor factor ini
selanjutnya akan
dibahas pada bab mengenai formation damage. Gambar 10.5
menggambarkan kondisi dan faktor yang mempengaruhi sample dari
reservoir ke laboratorium.
Analisa core rutin,akan dibahas disini, termasuk pengukuran
porositas, permeabilitas absolute dan saturasi fluida. Kuantitasnya
akan ditemukan pada chapter 2: bagaimanapun dalam satu rangkuman
ringkas.
1. Porositas: perbandingan antara ruang ruang kosong dengan satu
batuan
( = Dimana: ( = porositas
Vb = volume batuan
Vg = volume butiran
Vp = volume pori
2. Permeabilitas: kemampuan sebuah batuan untuk melewatkan
fluida. Pembahasan kali ini hanya untuk membahas permeabilitas
absolute yang murni sebagai sifat batuan dan tidak berhubungan
dengan kandungan fluida. Ini akan ditemukan pada analisanya dengan
rumus darcy.
3. Saturasi fluida: perbandingan antara volume pori yang terisi
oleh fluida tertentu:
Dimana Sw, So, Sg adalah saturasi air, minyak dan gas,
Vw, Vo, Vg adalah volume air, minyak dan gas di dalam
batuan.
Beberapa pengukuran sifat sifat fisik batuan yang diperlukan
adalah sampel yang kering dan bersih, mari kita pertimbangkan
kebersihan, pengeringan dan persiapan prosedur lainnya.
10.41Persiapan sampel
Secara umumnya, diinginkan untuk uji sampel sebesar mungkin. Ini
sangat penting ketika formasi heterogen, seperti halnya pada kasus
lime stone, dolomite atau beberapa patahan pada batuan. Ini adalah
analisa terbaik dengan mempergunakan core seluruhnya, sehingga nama
umumnya Analisa Core. Seperti batuan homogen yang mempunyai
porositas intergranular secara normal teranalisa oleh pemilahan
kekecilan, mewakili sampel pada interval berulang: melalui bagian
dari daya tarik. Ini biasanya ditunjukkan untuk conven tional atau
isi dari analisa. Nilai porositas dan permeabilitas diukur dari
tabung kecil atau plug kubus dalam pekerjaan konvensional, atau
dari panjang diameter core seluruhnya dalam analisa core.
Di dalam analisa, ini digunakan untuk memotong sample secara
paralel, sehingga permeabilitas horizontal dari pengukuran itu
mungkin dapat terjadi. Ini sering diinginkan untuk mengukur
permeabilitas secara tegak lurus (dapat menyerap air atau gas
vertikal) dengan baik. Contoh seperti kubus dipergunakan ketika
pengukuran directional diinginkan. Ini juga memerlukan kecermatan
dari individu ketika memotong sehingga tidak ada orientasi mixup
yang dihasilkan.
Setelah metode dari sampling telah diputuskan pada, sampel
dipergunakan untuk perhitungan permeabilitas (dan, secara normal,
untuk pengukuran porositas juga) secara menyeluruh dibersihkan dari
semua interstitial yang mengalir dan dikeringkan. Proses
pembersihan biasanya dilaksanakan di peralatan ekstraksi seperti
yang terdapat dalam gambar 10.6. Sampel ditempatkan di pengekstrak
dengan satu zat pelarut (pentane, minyak nafta, toluene,
tetrachloride karbon, dsb.) dan dididihkan untuk beberapa jam. Cara
ini dari pembersihan seluruhnya bukan kepuasan, dan cara lain
adalah sering dipekerjakan. Sentrifugal extractors yang mendaur zat
pelarut bersih melalui sampel yang mempunyai keuntungan jelas nyata
everal di situ mereka menghasilkan satu contoh pembersih pada waktu
yang kurang lebih. Setelah ekstraksi, sampel dikeringkan dengan
oven di 250F, atau kurang lebih terjadi perubahan dari interstitial
lempung yang diantisipasi.
Setelah cara dari sampling telah diputuskan pada saat, contoh
dipergunakan untuk dapat menyerap air atau gas (dan, secara normal,
untuk pengukuran porositas juga) secara menyeluruh dibersihkan dari
semua interstitial mengalir dan keringkan. Proses pembersihan
adalah biasanya dilaksanakan di peralatan ekstraksi seperti yang
tandai di Figur 10.6. Contoh ditempatkan di pengekstrak dengan satu
zat pelarut (pentane, minyak nafta, toluene, tetrachloride karbon,
dsb.) dan terdidih untuk beberapa jam. Cara ini merupakan
pembersihan bukan kepuasan, dan cara lain adalah sering
dipekerjakan. Sentrifugal extractors yang mendaur zat pelarut
bersih melalui sampel yang dipunya jelas nyata di situ, mereka
menghasilkan satu contoh pembersih pada beberapa kurun waktu.
Setelah ekstraksi, sampel kering di oven dengan temperatur 250F,
atau perubahan dari lempung interstitial diantisipasi. Setelah
sampel yang ada disejukkan, core siap untuk diuji.
Satu cara khusus dari pembersihan sampel core diperlihatkan di
Figur 10.7. Core ditempatkan pada ruang core yang terbuka. Satu
memasuki - penutup cincin adalah dibauti di tempatnya dan ruang
core kemudian terisi dengan gas ke satu desakan sama dengan
tersebut gas yang dilarutkan pada bahan pelarut. Berikutnya, gas
dipindahkan ditekan oleh zat pelarut. Kemudian, ruang bagian atas
dipaksa dan diperkirakan pertolongan hidrolik pompa empat atau lima
kali gas bahan pelarut. Ketika benda cair mengalir ke dalam inti
berhenti, kamar inti apakah depressured dengan cepat ke tekanan
atmosfer; inti adalah sebelah kiri selam di zat pelarut hingga
kebanyakan dari yang gas telah mengalir dari inti. Zat pelarut
kemudian adalah batal yang alir dan siklus diulangi. Data
memperlihatkan angka dari siklus diperlukan untuk bersih empat
jenis berbeda bentuk tions diperlihatkan sini. Sampel core yang
dilaporkan, dibersihkan dan dikeringkan dan porositas core. Mereka
kemudian adalah subjected ke pembersihan tambahan berulang, dan
dikeringkan setiap kali hingga porositas tidak ada peningkatan.
Ini mungkin disimpulkan dari Eq. (2. l ) itu porositas dari satu
contoh dapat ditentukan dari satu pengetahuan dari apapun dua
diantara faktor 1 7 ,, V,, atau V, Ada beberapa jalan dengan mana
ini mungkin diukur dengan kepuasan keakuratan. 6 Pilihan dari cara
menyesuaikan sebagian besar pada jenis dari contoh, test yang
berikut dibuat, dan pilihan dari laboratori perorangan. Hanyalah
beberapa ilmu pengetahuan tentang teknik akan didiskusikan sini.
Hukum porosimeter boyle: operasi dari alat ini adalah berlandaskan
hukum gas. kedua-duanya jenis sel terlihat di figur 10.8 dikenal
dan menggambarkan prinsip yang berkaitan.
Dua sel dengan volume yang diketahui, V1 dan V2, saling
terhubung ke sumber tekanan gas G sama terlihat pada diagram. Ktup
penghubung B antar sel tertutup, dan sel 1 terisi menjadi sebuah
tekanan absolut awal p1 + pa. Valve A kemudian tertutup. Contoh
inti batuan yang bersih dan kering ditempatkan di sel 2 pada
tekanan atmosfer pa. Valve B kemudian terbuka, membiarkan tekanan
kedua sel menjadi sama pada p2+pa. Diasumsikan sebuah pengembangan
gas sempurna yang memiliki suhu yang sama, perhitungan untuk volume
butiran pada contoh diperoleh. Pertama, dengan material balance
antara kondisi I dan II :
1.n1 + n2 = n3 + n4dimana
n1, n2 = mols dari gas di sel 1 dan 2 di aku kondisi
n3, n4 = mols dari gas di sel 1 dan 2 di kondisi II.
Dari hukum gas ideal, n = pV / RT; oleh sebab itu,
2.
Dari:
Dimana:p1, p2 = satuan tekanan pada kondisi I dan II,
berturut-turut
V1, V2 = volume dari sel (1 ) dan (2 )
V3 = volume butiran dari contoh inti batuan
Ini tidak diinginkan untuk menghitung setiap pengukuran dari
persamaan (10.1), karena kelebihan waktu dan kemungkinan kesalahan
yang ditemukan. Hingga, volum sel V1 dan V2 sulit untuk di ukur
dengan tepat sesuai yang diinginkan. Bagaimanapun, alat instrumen
ini mudah untuk di kalibrasi secara tepat yang diketahui dengan
volum padatan seperti bola besi. Jika semua pengukur dimulai dengan
p1 yang sama, mudah untuk menentukan V, dari Vs vs p2 yang
terkalibrasi dan telah ditentukan sebelumnya. Perhatian yang serius
harus diberikan pada gas yang digunakan. Udara pada umumnya tidak
dibutuhkan untuk kerja yang tepat karena penyerapan butiran pasir
pada tekanan tinggi. Helium tidak membuktikan kebiasaan ini dan
oleh sebab itu sebuah pilihan yang sempurna untuk hukum instrumen
boyle juga, ini menyeleweng dari hukum gas sempurna adalah sepele
pada tekanan yag berkaitan (umumnya dari 50 sampai 100 psig).
Banyak hukum porosimeter boyle dengan perbedaan desain dan fitur
yang digunakan untuk pengukuran volume butiran.
2. Metode kejenuhan : volum pori sebuah contoh mungkin bisa
diukur gravimetrically dengan menjenuhkan secara lengkap sebuah
contoh batuan dengan cairan yang kita ketahui berat jenisnya, dan
tidak ada penambahan berat. Apparatus sederhana untuk prosedur ini
terlihat pada figur 10.9. Udara hampa yang tinggi terbentuk di
dalam botol yang berisi contoh yang telah ditimbang dengan bersih
dan kering. Sebuah cairan (biasanya minyak tanah atau semacam
hidrokarbon) dimasukkan ke dalam bejana (dan pori contoh batuan)
sampai menutupi contoh batuan. Contoh yang sudah jenuh kemudian
dipindahkan dari botol ke forseps, kering dari cairan yang
berlebih, dan ditimbang dengan cepat. Volume Pori diperoleh dengan
:
(10.2)
dimana, Ws: berat contoh batuan jenuh
Wd: berat contoh batuan kering
l: berat jenis cairan jenuh
volume butiran juga bisa dihitung dari:
(10.3)
dimana, s = berat jenis butiran pasir
Perhitungan (10.3) sering digunakan dengan angka yang tetap
untuk s = 2.65 gm/cc. Ini umumnya cukup akurat untuk pasir;
bagaimanapun, kesalahan kecil pada s menjadi dapat ditentukan pada
contoh porositas kecil. Berat jenis butiran ditentukan dengan
pelumatan sebuah contoh batuan untuk ukuran butiran. Jumlah
Timbangan yang ditentukan, dan mengukur volum cairan yang terpisah
di dalam botol volumetric. Ini sebaiknya ditunjuk yaitu mengukur
menggunakan berat jenis seluruhnya butiran, tidak hanya efektif,
porositas.
Keluasan lain menggunakan metode penentuan penambahan porositas
kandungan fluida batuan inti seperti dari lapangan. Sebuah contoh
perkiraan 20 30 cc dari volume kumpulan yang digunakan. Mercuri di
masukkan ke dalam contoh batuan bertekanan tinggi, volum yang
dimasukkan diambil sebesar volum gas kosong berlebih Vg di dalam
inti batuan. Kandungan Air dan minyak kemudian ditentukan dengan
pemisahan. Tambahan tiga volum fluida, Vg + Vo + Vw, adalah volum
pori contoh batuan. Volum total diketahui dengan pengukuran
pemisahan, dan diperlukan untuk penghitungan porositas.
Penentuan Volum Total
Volume total sebuah contoh batuan biasanya ditemukan dengan
pengukuran volum cairan yang terpisahkan. Jika cairan adalah salah
satu yang di mana siap menembus pori, Contoh batuan harus di
jenuhkan terlebih dahulu agar volum total yang sebenarnya
terpisahkan. Untuk menghilangkan masalah, mercuri biasanya
digunakan untuk memisahkan cairan sejak cairan itu tidak dapat
dinilai menembus ukuran pori normal pada tekanan rendah. Untuk
menjaga tekanan tetap rendah sesuai yang diperlukan, tentu saja,
sebagian gabungan dari contoh batuan yang terhambat pada kedalaman
dangkal (2-5 cm). Jika contoh batuan adalah bentuk kubus atau
tabung, volum itu bisa dihitung dari pengukuran dimensi.Contoh
10.1
Diberikan data sebagai berikut, hitung porositas contoh batuan
berbentuk tabung. Volum butiran telah dihitung pada hukum
porosimeter two-cell Boyle.
contoh dimensi data porosimeter
panjang = 4.00 cm V1 = 25.0 cc
Diameter = 2.50 cm V2 = 50.0 cc
p1 = 100.0 psig
p2 = 50.0 psig
or 21.6%
Contoh 10.2
Volume kumpulan dari satu contoh inti diukur oleh geseran air
raksa sebagai 25.0 cc. Meneliti volume diperoleh dengan memenuhi
contoh dengan satu zat pelarut hidrokarbon sebagai terlihat oleh
data berikut:
Wd = 50.25 gm
Ws = 54.50 gm
pl = 0.701 gm/cc
(a ) apa contoh porositasnya?
or 24.2%(b ) apakah kepadatan buah biji-bijian dari batuan
ini?
10.42 Pengukuran permeabilitasPermeabilitas absolut sebuah
contoh inti batuan ditentukan dari aliran fluida untuk beberapa
alasan:
1. Aliran Kondisi stabil cepat diperoleh, dimana diperbolehkan
penentuan dengan cepat.
2. Udara kering tidak mengubah kandungan mineral dalam batu.
3. 100% kejenuhan pada fluida yang mengalir mudah diperoleh.
Petunjuk lengkap untuk pengukuran permeabilitas dapat ditemukan
pada kode API No.27
Apparatus ditunjukkan berurutan pada figur 10.10 yang kurang
lebih sama untuk contoh batuan kecil atau pengukuran isi. Batuan
inti ditempatkan pada pegangan yang cocok seperti jenis Fancher
atau Hassler yang terlindung di sisi-sisinya, membiarkan aliran
teratur saja. Perbedaan tekanan yang terukur dengan manometer yang
cocok. Volum aliran bisa diperoleh dengan sebuah kapiler yang
terkalibrasi atau orifice, sebuah pengukur gas (percobaan basah),
atau dengan pemisahan cairan, bergantung pada pilihan pribadi.
Permeabel udara atau gas dihitung dari lembaran kecocokan
perhitungan Darcy yang dikenalkan di Chapter 2. Untuk percobaan
aliran teratur:
(2.14)
or
(2.16)
dimana
k = permeabel, darcys
q2 = besar aliran pada kondisi keluar, detik cc /
qm= besar aliran pada kondisi sebenarnya,
= kekentalan gas pada temperatur tes, cp
L = contoh panjang
A = contoh luas area, cm 2
p = perbedaan tekanan melewati contoh batuan, atm
p 1 = tekanan masuk, atm (absolut)
p 2 = tekanan keluar, atm (absolut)
Pada semua analisis batuan inti, prosedur untuk pengukuran
permeabilitas harus diubah. Normalnya, permeabilitas mendatar
adalah prinsip yang menarik; tetapi, permeabilitas vertikal juga
diinginkan. Percobaan Aliran yang tidak teratur kadang-kadang
ditunjukkan dengan pengeboran lubang vertikal turun ke tengah inti
batuann melalui gas yang kemudian dibiarkan mengalir. Penghitungan
(2.23) kemudian dipakai (jika gas adalah fluida yang mengalir)
(2.23)
dimana,
qw = laju alir pada kondisi contoh lubang bor (biasanya
atmosfer), detik cc /
pw = tekanan pada dasar lubang bor, atm (absolut)
ro, rw = keluaran dan contoh dasar lubang bor, cm
h = contoh ketebalan, cm
percobaan Aliran tidak teratur dibutuhkan untuk pertimbangan
persiapan contoh batuan dan tidak disesuaikan dengan baik seperti
biasanya, kegiatan volum besar. Konsekuensi metode lain telah
dipikirkan. Sejak permeabilital mendatar telah sering diinginkan,
pengukuran fluida harus mengalir dari satu area sepanjang sisi
specimen tabung ke sebuah area kecil berlawanan secara langsung.
Prosedur ini mengenalkan masalah yang menentukan alur aliran
sebenarnya dengan panjang L untuk digunakan dalam perhitungan
Darcy. Sebuah solusi sederhana untuk masalah ini adalah dengan
metode yang disediakan oleh Stewart dan Spurlock. Berbagai Jenis
apparatus batuan inti itu yang ditunjukkan dalam figure 10.11.
permeameter tertentu dapat memenuhi 24in dari total batuan inti
yang terdiri dari contoh batuan berukuran 4-,6-,8-,12-,or 24-in.
Aliran berbagai arah mendatar diperoleh dengan mengorientasikan
setiap contoh batuan. Permeabel vertical juga dapat diukur dengan
menggunakan pemisahan, mudah dimasukkan kepala ram dan spacer.
Operasi Permeameter adalah sebagai berikut:
1. Ruang hampa udara diterapkan dengan aliran udara yang
dimaksud, dan ram dipindahkan dari atas instrument.
2. Sebelum batuan inti dipilih dengan disertakan pemilahan
adalah ditempatkan di atas ram, dan ram dan batuan inti direndahkan
sampai posisinya.
3. Tekanan ram dan tekanan udara ke diafragma kemudian
diterapkan.
4. Udara bertekanan kemudian diakui ke sebelum tempat pengumpul
dan mengalir melalui setiap batuan inti masing-masing. Setelah
aliran stabil tercapai, penurunan tekanandan laju alir aliran udara
setiap batuan inti diukur dan dicatat.
Gambar 10.5.
Gambar 10.6.
Gambar 10.7.Gambar 10.8.Contoh 10.5: Diberikan data berikut pada
sampel inti, menghitung porositas, dan minyak, air, dan kandungan
gas. 1. Berat Sampel yang diterima dari lapangan = 53,50 gram 2.
Volume air setelah ekstraksi = 1,50 cc 3. Berat sample setelah
ekstraksi dan pengeringan = 51,05 gram 4. Densitas core minyak =
0.850 gram / cc 5. Volume batuan sampel = 23.60 cc 6. Densitas
butiran sampel = 2,63 gram / cc Solusi:
1)
2)
Sejumlah uji core lainnya ditunjukkan oleh laboratorium.
Beberapa di antaranya akan dibahas pada bagian selanjutnya pada
pengujian core khusus. Beberapa, namun, seperti konten klorida,
densitas core minyak, dan uji distribusi ukuran butir tidak akan
dipertimbangkan. Teks-teks lain yang menunjukkan lebih banyak ruang
untuk topik ini terdaftar dalam rekomendasi luar pembacaan dan
harus dikonsultasikan. Juga, referensi pada akhir bab ini berisi
informasi spesifik pada analisa yang lebih rinci. Sebelum ke
pengujian core yang lebih lanjut, maka perlu untuk memperkenalkan
konsep-konsep dasar tertentu tentang distribusi spasial cairan di
dalam batu dan dampak yang dihasilkan dari distribusi tersebut pada
perilaku aliran. 10.5 Konsep Dasar Distribusi Fluida - Sistem
multiphase
Dalam Bab 2, menyebutkan kenyataannya bahwa minyak bumi batuan
reservoir selalu mengandung setidaknya dua, dan kadang-kadang tiga,
cairan terpisah atau bercampur. Air dan minyak, air dan gas, atau
air, minyak, dan gas adalah kombinasi yang menarik. Bagian dari
ruang pori yang masing-masing menempati tergantung pada jumlah
setiap unitnya dan kebasahan sistem. Kebasahan mengacu pada
kesamaan relatif antara batu dan setiap cairan, yaitu, cairan yang
preferentially teradsorpsi pada permukaan batu dan diadakan di
bagian paling celah. Penentuan dari kebasahan suatu reservoir
tertentu adalah masalah sulit dan terletak di luar ruang lingkup
pengobatan ini. Secara umum, sebagian besar batuan dibasahi oleh
air, beberapa yang dibasahi oleh minyak, dan beberapa reservoir
dalam tekanan tinggi mungkin dibasahi oleh gas, meskipun kejadian
yang terakhir ini tidak pasti terjadi. Kondisi basah minyak
diyakini karena adanya kotoran kutub atau permukaan bahan aktif
dalam minyak yang, dari waktu ke waktu geologi, telah terserap oleh
batuan sehingga meningkatkan afinitas permukaan untuk minyak dan
kondisi minyak-basah. Pentingnya distribusi cairan dalam jaringan
berpori akan menjadi jelas ketika kita membahas konsep-konsep
aliran multifasa. Sampai saat ini, pembahasan kita tentang
permeabilitas telah dibatasi dengan permeabilitas absolut, yang
relevan dengan batuan sepenuhnya jenuh dengan cairan yang mengalir.
Sekarang perlu untuk memperluas konsep permeabilitas untuk
memasukkan kasus di mana saturasi fraksional untuk adanya dua atau
tiga cairan. Dua definisi dasar harus diperkenalkan: 1.
Permeabilitas efektif: permeabilitas batu ke cairan tertentu pada
saturasi kurang dari 100%, yaitu, ketika cairan lain (s) hadir. Hal
ini diukur dalam darcys atau millidarcys dan karena itu setara
dengan dimensi permeabilitas absolut, maka:
Ko
= permeabilitas efektif untuk minyak, darcys atau milidarcy
Kw = permeabilitas efektif terhadap air, darcys atau
milidarcy
Kg =permeabilitas efektif untuk gas, darcys atau milidarcy
Nilai nilai individu dari Ko, Kg, Kw dapat bervariasi dari nol
sampai nilai mutlak, k:0 Kw, Ko, Kg K
2. Permeabilitas relatif: ini hanyalah kuantitas tetap yang
dimensinya didefinisikan oleh:
dimana Krw, Kro, Krg = permeabilitas relatif masing-masing dari
air, minyak, dan gas. Karena permeabilitas efektif bisa berkisar
dari nol sampai k, permeabilitas relatif mungkin memiliki nilai
antara nol dan satu: 0 Krw, Kro, Krg 1
Parameter lain yang banyak digunakan adalah rasio (atau relatif)
permeabilitas efektif air dan minyak, dan gas dan minyak:
Rasio ini berdimensi dan dapat bervariasi dari nol sampai tak
terhingga. Pertimbangan perilaku aliran dua-fasa digambarkan pada
Gambar 10.16. Seluruh ruang pori diisi dengan air dan minyak
sehingga Sw + So = 100%. Untuk memvisualisasikan apa yang terjadi,
menganggap bahwa batu itu berasal 100% jenuh dengan minyak.
Selanjutnya, asumsikan bahwa kita memasukkan air ke dalam setiap
pori secara bersamaan dan bahwa keseimbangan water wet secara cepat
terjadi. Ini, tentu saja,tidak bisa kita lakukan, kecuali mental
untuk memvisualisasikan mekanisme yang terlibat. Ketika air pertama
kali dimasukkan,air terserap oleh batu dan terjadi pergerakan baik
pada permukaan batu dan di sudut-sudut kecil di sekitar
persimpangan butir batuan. Hal ini ditunjukkan dengan Krw = 0 dalam
wilayah A. Namun, Kro bahwa pada dasarnya konstan pada 1,0 selama
rentang kejenuhan yang sama. Karena proses ini berlanjut, saturasi
air mencapai beberapa nilai S kritis,,,. di mana air menjadi
mobile, (k "> 0). Pada saat ini, baik minyak dan aliran air,
seperti saturasi air meningkat (dan saturasi minyak menurun),
namun, Kro menurun dan Krw meningkat, seperti yang ditunjukkan
dalam meningkatkan wilayah B. Lanjutan dari Sw menyebabkan saturasi
minyak untuk mencapai nilai sisa S "di mana minyak menjadi bergerak
(Kro = 0) dan hanya aliran air saja. Ini adalah saturasi minimum
yang minyak dapat dikurangi dengan menginjekkan air. Jika mungkin
untuk menghilangkan minyak dengan cara lain, K akan terus meningkat
dan akhirnya mencapai nilai satu seperti yang ditunjukkan. Proses
ini bisa saja divisualisasikan secara terbalik baik begitu. Perlu
dicatat bahwa contoh ini menggambarkan minyak sebagai non-wetting
dan air membasahi. Kurva Bentuk Fig. 10.17. Idealized con- ception
of pendular rings around sand grain junctions. After Leverett,Il
courtesy AIME.ditunjukkan secara khas untuk pembasahan dan fase
non-pembasahan dan mungkin mental terbalik untuk memvisualisasikan
perilaku sistem oil wet. Perhatikan juga bahwa permeabilitas total
untuk kedua fasa, Krw + Krw, kurang dari 1, di daerah B dan
C.Distribusi fase pembasahan dan non-membasahi umumnya
diklasifikasikan sebagai pendular, finicular, atau pulau,
tergantung pada saturasi mereka. Di daerah A, ada fase air terutama
sebagai cincin pendular sekitar persimpangan gandum yang hanya
dapat menghubungi satu sama lain melalui lapisan teradsorpsi sangat
tipis pada permukaan batu (Gambar 10.17). Di wilayah B, baik fase
ada di jalur aliran berkesinambungan melalui jaringan mereka
sendiri pori, dan keduanya dikatakan dalam kejenuhan finicular.
Sebagai saturasi air terus meningkat, saturasi minyak akhirnya
direduksi menjadi titik di mana benang break terhubung dan minyak
menjadi terputus pada nilai S atau. Jadi dalam wilayah C minyak ada
dalam kelompok kecil yang terisolasi pori (pulau) atau dalam
keadaan saturasi kepulauan. air Sekali lagi, diskusi ini telah
dianggap sebagai fase pembasahan dan minyak sebagai non-pembasahan,
namun konsep-konsep umum berlaku untuk setiap sistem pembasahan dan
cairan non-pembasahan.Oleh karena itu, dalam ringkasan:
Signifikansi praktis dari perilaku ini adalah sangat penting.
Pertama, menjadi jelas bahwa hanya keberadaan minyak dalam batuan
bukanlah bukti bahwa minyak akan pro diproduksi. Sebenarnya, banyak
batuan yang menunjukkan jejak minyak di core dan stek akan
menghasilkan 100% air. Ini berarti So Sor. Demikian pula, air tidak
akan diproduksi jika Sw Swc. Prediksi produksi masa depan perilaku
seluruh bidang didasarkan pada perhitungan tingkat produksi di masa
depan yang terus berkurang saturasi minyak; prediksi ini
mengharuskan relatif (atau efektif) permeabilitas untuk minyak,
gas, dan / atau air di saturasi yang tepat akan diketahui.
Persamaan Darcy diturunkan dalam Bab 2 sekarang dapat diubah
sedemikian rupa sehingga permeabilitas efektif untuk fase bunga
menggantikan permeabilitas absolut. Sebagai contoh, persamaan
linier pemampatan fluida.
Untuk menjadi aliran sistem multifasa:
Atau
dimana qo, qw = tingkat aliran minyak dan air
o, w = viskositas minyak dan air
Contoh 10.6 :
Suatu sumur dari suatu reservoir yang memiliki karakteristik
permeabilitas relatif Gambar 10.16. Data berikut ini tersedia: Pe =
2500 psi
o = 5.0 cpPw= 1000 Psi
w = 0.6 cpre = 700 ft
h = 25 ft
rw = 0.33 ft
K = 50 mD (absolute)
Bo = 1.30 (factor volume formasi)
(a) Apa yang akan terjadi pada tangki steady state dengan laju
produksi minyak jika saturasi air pada nilai kritis? Solution:
Dimana q = bbl/day
h = ft
K= darcy
o , w= Psi
= cp
Bagaimanapun,
(b) Berapa laju alir pada tanki oil jika So = 0.50, Pe Pw = 1000
Psi, o = 7.0 cp, dan Bo = 1.20?Solution:
Dari gambar 10.16, Kro = 0.45 pada So = 50%
Ko = (Kro) (K) = (0.45)(50) = 22.5 mD
Gabungkan Bo dalam persamaan laju alir,
Atau;
(c) Berapa produksi dari water-oil ratio jika So = 0.40 dan o =
7.5 cp?Asumsikan P dan Bo sama dengan bagian (b).
Solution:
And
Kemudian perhitungan water oil ratio.
Dari gambar 10.16 Krw = 0.23 dan Kro = 0.23 pada saat So =
0.40
Masalah serupa yang melibatkan minyak dengan gas, atau perilaku
gas dengan air dapat diatasi dengan cara yang sama. Ini telah
menjadi diskusi yang singkat tapi penting dari konsep dasar.
Kemudian bagian dan bab memerlukan beberapa pengetahuan dasar
aliran multifasa. Mungkin disebutkan bahwa tiga-fasa aliran
kadang-kadang terjadi, lebih rumit gambar. Untungnya, perhitungan
paling praktis mungkin diselesaikan sebagai masalah dua fase dengan
fase ketiga (jika ada) yang dianggap tak bergerak atau konstan.
Minyak dan aliran gas biasanya terjadi dengan hadir air di
pendular-tion satura. kurva permeabilitas relatif untuk minyak dan
gas kemudian dapat digunakan, dengan asumsi jenuh air konstan.
Demikian pula, kesempatan timbul di mana air simultan dan aliran
minyak terjadi di beberapa saturasi, gas konstan pulau. Tiga-fase
data permeabilitas relatif langka, namun, karya klasik Leverett dan
Lewis "disarankan sebagai acuan dasar.10.6.Prosedur Khusus Analisa
Core
Jika literatur uji core khusus terikat dalam sebuah volume
tunggal, ukurannya mungkin akan pendekatan bahwa sebuah kamus
lengkap. Akibatnya, bagian ini hanya akan memperkenalkan subjek dan
mengutip referensi beberapa dasar yang dapat digunakan sebagai
titik awal. Sejak permeabilitas relatif baru saja dibahas mari kita
mulai dengan pengukuran nya.
10.6.1 Pengukuran Permeabilitas RelatifSebuah metode umum untuk
mengukur dua tahap permeabilitas relatif menggunakan alat
ditunjukkan pada Gambar 10.18. Ini merupakan modifikasi sedikit
metode Penn State dikembangkan oleh Morse et al. "Sampel uji hanya
terbatas pada ujung antar sampel memiliki sifat yang mirip. Kontak
isyarat dipertahankan antara tiga core untuk menghilangkan efek
kapiler di ujung (khususnya. akhir hilir) dari sampel uji. Hal ini
menjamin bahwa distribusi saturasi fluida masing-masing akan
seragam selama uji aliran steady state plug hulu juga berfungsi
sebagai kepala pencampuran untuk disuntik cairan.. Inti yang
pertama jenuh dengan cairan untuk mengungsi, (yang umumnya minyak),
dan berat dari bagian uji dicatat Tingkat minyak konstan aliran ini
kemudian ditetapkan dimana penurunan tekanan yang diinginkan
terjadi.. Tingkat aliran minyak kemudian dikurangi sedikit dan
cairan menggusur (gas atau air) secara bersamaan disuntikkan pada
tingkat yang cukup untuk mempertahankan penurunan tekanan awalnya
didirikan Equilibrium dibentuk ketika input masing-masing dan
keluar volume adalah sama.. saturasi ditentukan baik secara
gravimetri dengan menghapus dan menimbang bagian uji, atau elektrik
dengan mengukur tahanan. Tingkat minyak kemudian menurun lebih
lanjut dan laju aliran gas atau air meningkat secara proporsional.
Pengulangan ini prosedur langkah-langkah yang cukup kecil
memungkinkan perhitungan permeabilitas untuk setiap fase pada
berbagai saturasi. Saturasi, tentu saja, diukur pada setiap
langkah. Porositas dan permeabilitas absolut inti uji diukur
sebelum tes.Ada banyak metode lain untuk mengukur permeabilitas
relatif yang juga mampu menentukan perilaku aliran dari sistem
batuan-fluida yang digunakan. . Papers et al Osoba, ". Dan
Richardson et al," telah diringkas teknik yang sudah ada dan
membandingkan hasil yang diperoleh dari masing-masing, sebuah
diskusi tentang faktor-faktor dasar yang mempengaruhi pengukuran
tersebut telah disampaikan oleh Geffen et al "Sementara ruang tidak
mengizinkan. sesuatu seperti diskusi lengkap dari subjek, tampaknya
penting untuk menyebutkan beberapa tindakan pencegahan mengenai
validitas lapangan atau juga mendasarkan prediksi perilaku pada
data uji core.10.19. Completely water- wet system. Oil drop tangent
to
rock surface. Contact angle, 9, Jelas pertanyaan pertama yang
muncul adalah apakah sampel core kecil dapat atau tidak mewakili
perilaku reservoir. Ini adalah masalah dalam semua pekerjaan
analisa core. Jawaban jelas adalah bahwa cukup, kelengkapan core
yang dipilih harus dianalisa untuk mendapatkan yang sampel
statistic yang sesuai. Perilaku reservoir kemudian akan
dipertimbangkan dengan benar sesuai pengamatan individu. Selain
masalah teknik sampel atau laboratorium, ada dua faktor lain yang
sangat penting .1. Perubahan kebasahan (wettability): tes aliran
laboratorium biasanya dilakukan pada sampel inti yang telah
dibersihkan dan dikeringkan. cairan uji yang digunakan biasanya air
asin sintetis, pemotongan hidrokarbon (C10 ke C12 misalnya), dan
udara atau nitrogen. Penggunaan fluida reservoir sebenarnya
memperkenalkan masalah berat dalam teknik dan penanganan dan
umumnya tidak dilakukan. Juga suhu dan tekanan reservoir biasanya
tidak disimulasikan. Oleh karena itu kebasahan sistem laboratorium
normal adalah sama hanya dengan reservoir hanya secara tidak
sengaja. Dalam pembahasan sebelumnya kami distribusi cairan
interstisial, itu menunjukkan bahwa bentuk kurva permeabilitas
relatif individu adalah fungsi dari fluida yang dibasahi permukaan
batu. Oleh karena itu, dapat diharapkan bahwa perubahan dalam
kebasahan akan mengubah perilaku permeabilitas relatif. Kebasahan
dapat digambarkan dalam hal kontaksudut, seperti yang ditunjukkan
oleh Gambar 10.19. Sebuah sudut kontak nolmenyiratkan kebasahan
lengkap oleh air seperti yang ditunjukkan pada
A. sudut kontak dari 180 menandakan lengkap pembasahan oleh
minyak (C). Intermediate wettabilities ditunjukkan dengan sudut
antara ekstrem ini. Dalam minyak rockair Brine JENUHEksperimen
telah dilakukan untuk menunjukkan pengaruh kebasahan pada perilaku
aliran, kebasahan sampel batupasir diubah oleh bahan aktif
permukaan (Dri-film) Perilaku permeabilitas relatif ditunjukkan
pada Gambar 10.20.
Gambar 10.21 menunjukkan data tes 1 dan 2 replotted dalam hal
rasio permeabilitas relatif. Perhatikan bahwa kurva ku, / ko untuk
uji 3 k (minyak-basah) dan ko /, untuk uji 1 (air-basah) yang
hampir sama, yang menyiratkan bahwa hanya cairan berubah posisi di
core.Gambar. 10,22. Khas efek sejarah jenuh pada perilaku
permeabilitas relatif. Setelah Geffen, et a1, 16. Kesopanan
Aime.
Dengan demikian jelaslah bahwa perubahan keterbasahan dapat
menimbulkan keraguan besar terhadap validitas data pengujian
laboratorium aliran. Rupanya, tes laboratorium yang mana paling
dilakukan pada asumsi kondisi air basah, untungnya, juga berlaku
dalam banyak kasus. Namun, harus disadari bahwa kebasahan adalah
fenomena bergradasi, dan sistem tertentu mungkin benar-benar
air-basah, minyak-basah, atau kondisi antara. Sebuah komplikasi
lebih lanjut dari masalah ini adalah kurangnya setiap sarana yang
memuaskan untuk mengukur kebasahan. Suhu dan tekanan juga
mempengaruhi besarnya kekuatan permukaan, sehingga mengubah
wettability.18 solusi untuk masalah keterbasahan belum tercapai,
namun efeknya pada perilaku aliran harus diakui.
2. efek sejarah Saturasi: Ini juga telah menunjukkan bahwa
permeabilitas relatif tidak fungsi jenuh namun tergantung pada arah
dari mana saturasi didekati. Ini berarti bahwa kurva diperoleh
minyak menggusur dengan air tidak akan sama dengan yang dari proses
sebaliknya. Praktis umum, ada dua sejarah jenuh atau perubahan arah
yang menarik. Ini adalah: (A) Gas Proses drive: perpindahan minyak
dengan gas. Minyak diasumsikan fase pembasahan sehubungan dengan
gas. Ini disebut juga proses drainase. (B) Air mendorong proses:
perpindahan minyak oleh air, dimana air adalah fase pembasahan. Ini
adalah proses imbibisi.
Perilaku khas dari proses-proses ini ditunjukkan pada Gambar
10,22, di mana anak panah menunjukkan arah perubahan saturasi.
Perhatikan bahwa dalam drive gas, (di mana air, bukan minyak,
digunakan sebagai fasa wetting) permeabilitas ke gas ada pada
saturasi air yang sangat tinggi. Dalam prosedur terbalik,
bagaimanapun, permeabilitas gas mendekati nol pada saturasi air
jauh lebih rendah. Oleh karena itu, meastrements laboratorium harus
memiliki sejarah yang tepat kejenuhan yang berlaku untuk masalah
lapangan di tangan. Konsep permeabilitas relatif adalah salah satu
yang kadang-kadang sulit untuk dipahami. Hal ini sering membantu
untuk mempertimbangkan hal itu sebagai faktor koreksi yang harus
diterapkan pada permeabilitas absolut untuk menjelaskan kehadiran
bercampur cairan lainnya. Inilah apa yang berjumlah, meskipun
penentuan besarnya yang benar mungkin sangat sulit. Untuk batu
tertentu, itu merupakan fungsi dari saturasi, keterbasahan, dan
sejarah saturasi.
10,62 Penentuan Saturasi Air bawaan Penentuan saturasi (atau
bawaan) air aktual di batuan reservoir tidak mungkin diperoleh dari
analisis rutin, karena faktor lingkungan yang disebutkan sebumnya,
kecuali jika batu itu ada pada kritis jenuh (minimum atau tidak
tereduksi) air dan cored dengan minyak atau lumpur base oil .*
Dalam hal ini air, yang bergerak, tidak terganggu oleh lumpur
filtrat. Jika inti bijaksana ditangani dan dipelihara dengan baik,
saturasi air rutin. Air yg muncul bersamaan Istilah banyak
digunakan sebagai sinonim untuk saturasi air kritis. Di sini kita
akan menggunakannya sebagai saturasi air reservoir sebenarnya, yang
mungkin atau mungkin bukan nilai tereduksi. penentuan akan
menunjukkan reservoir asli. Dalam kebanyakan kasus, bagaimanapun,
prosedur ini tidak diikuti, dan banyak metode laboratorium khusus
telah digunakan untuk mendapatkan nilai saturasi air tak tereduksi.
Dalam rangka mendiskusikan topik ini pertama-tama perlu untuk
mengkaji konsep dasar perilaku kapiler. Kenaikan akrab cairan dalam
tabung kapiler ditunjukkan pada Gambar 10.23. Menyamakan angkatan
ke atas dan ke bawah pada kolom hasil meningkat pada ungkapan
terkenal tegangan permukaan cairan:
(1) r cos dan (2) Fd = r
dimana F. gaya = ke atas pada kolom cair ditinggikan1. Fd = gaya
ke bawah r = jari-jari kapiler = tegangan permukaan cairan atau
ketegangan antar muka jika dua cairan yang terlibat. = sudut kontak
sistem 1 = tinggi kolom = densitas cairan g = gravitasi konstan
Pada kesetimbangan, Fu = Fa, maka:
(10,7) rlpg
= 2 cos
Jika gaya Fd ke bawah dinyatakan sebagai tekanan, lalu Pc = =
1pg atau dari Persamaan. (10.7):(10,8) Pc = = tekanan kapiler
Tekanan kapiler juga dapat didefinisikan sebagai tekanan yang
diperlukan untuk menggantikan cairan membasahi dari pembukaan
kapiler. Jelas, definisi ini akan menghasilkan nilai negatif jika
cairan tidak basah tabung, yaitu, jika 0> 90 . Faktor yang
mengatur ini tekanan kapiler atau perpindahan adalah tegangan
permukaan atau antarmuka dari cairan yang terlibat, sistem
keterbasahan 0, dan ukuran (radius) dari kapiler Pentingnya tekanan
kapiler menjadi jelas ketika seseorang menganggap bahwa kebanyakan
mengandung minyak berpori Media dapat digambarkan sebagai sebuah
paket heterogen dan berbelit-belit tabung kapiler. Hampir semua
waduk minyak bumi terjadi dalam sedimen laut yang awalnya jenuh
dengan air. Sebagai minyak terbentuk dan bermigrasi ke batu, itu
pengungsi air untuk rupa tergantung pada tekanan mengemudi yang
menentang tekanan kapiler batu itu. Seiring waktu geologi, minyak
terakumulasi dalam perangkap dimana tekanan diferensial menjadi
cukup untuk mengurangi kejenuhan air ke nilai minimum. Nilai
minimum atau kritis biasanya akan ada dalam formasi yang
memproduksi bersih (air-free) minyak. Minyak waduk underlaid oleh,
dan kontak intim dengan, air memiliki transisi. Pembasahan cair
densitas, p Gambar. 10,23. Kapiler munculnya cairan yang membasahi
dinding pembuluh kapiler. zona melalui saturasi air menurun dari
100% di zona air untuk beberapa nilai tereduksi di zona minyak.
Wells selesai pada interval transisi menghasilkan minyak dan air.
Demikian pula zona transisi minyak-gas akan ada dalam bidang
memiliki tutup gas. Ketebalan zona ini tergantung pada faktor yang
sama muncul dalam persamaan tekanan kapiler: tegangan antar muka,
keterbasahan, dan radius pori rata-rata. Persamaan (10.8) biasanya
diubah untuk Persamaan. (10.9) ketika diterapkan untuk media
berpori, seperti ditunjukkan oleh Gambar 10,24 (A), (B). (10.9) P,
= dimana r1, r 2 adalah jari-jari kelengkungan dari interface air
minyak diukur seperti yang ditunjukkan pada Gambar 10.17. 1 Istilah
/ 1/r2 r dapat dianggap sebagai kelengkungan rata-rata permukaan. "
Dengan konsep-konsep dalam pikiran, mari kita pertimbangkan
beberapa metode pengukuran saturasi air kritis. 1.
Dipulihkan-negara Metode: Ini adalah terkenal, dan banyak digunakan
metode yang diusulkan pada tahun 1947 oleh Bruce dan Welge "Namanya
berasal dari kesamaannya dengan proses reservoir asli Sebuah alat
khas ditunjukkan dalam Gambar 10,25 A inti reservoir... volume pori
diketahui adalah 100% jenuh dengan air dan ditempatkan di kontak
dengan membran air basah, seperti yang ditunjukkan. membran
memiliki pori-pori sangat kecil dan tidak akan mengizinkan cairan
non-pembasahan untuk memasukkannya pada tekanan yang akan digunakan
dalam ujian. Sebuah cairan non-pembasahan (minyak, udara, nitrogen,
dll) kemudian dimasukkan ke dalam sel pada sedikit tekanan tinggi.
Udara (atau cairan non-wetting) akan memasukkan semua pori-pori
dalam sampel inti memiliki tekanan kapiler kurang dari yang
diterapkan. Air yang terlantar dari inti terpaksa melalui membran
dan dikumpulkan dalam lulusan yang sesuai. Ketika volume air yang
dipindahkan menjadi konstan pada tekanan yang diberikan, tercatat.
kejenuhan tersebut kemudian dapat dihitung pada saat itu tekanan
tertentu. Prosedur ini diulang dalam berikutnya, tekanan yang lebih
tinggi, langkah-langkah sampai peningkatan tekanan pasukan tidak
ada lagi air dari inti. Ini adalah maka nilai tak tereduksi. Plot
yang dihasilkan dari tekanan kapiler vs kejenuhan ditunjukkan pada
Gambar 10,26. Tekanan minimum yang akan menggantikan air dari pori
terbesar adalah disebut tekanan perpindahan atau masuk. Perhatikan
juga analogi antara kurva diperoleh dan kondisi reservoir Gambar
10.24.Gambar. 10,25. Dipulihkan aparatus untuk penentuan kurva
tekanan kapiler.
Kelemahan utama dari teknik ini adalah waktu yang diperlukan
untuk melaksanakannya. Beberapa hari mungkin diperlukan untuk
mencapai keseimbangan yang memuaskan di setiap langkah. Namun,
dengan memasang baterai sel, satu dapat melakukan berbagai tes
secara bersamaan.
2. Metode injeksi merkuri: ini mirip pada prinsipnya dengan
metode negara dipulihkan. Sampel kering ditempatkan dalam sel
merkuri. Tekanan ini kemudian diterapkan secara bertahap seperti
sebelumnya, dengan volume disuntikkan ke batu pori yang dicatat
pada tekanan masing-masing. Sebuah kurva tekanan vs saturasi
kapiler merkuri dengan demikian diperoleh. Ini harus dikoreksi
seperti yang ditunjukkan oleh Purcell: "\
.mana
Hg. = 480 dynes /cm.
w= 70 dynes / cm
Hg = 140 w= 0
pemeriksaan yang wajar diperoleh antara ini dan metode
previoiis. Keuntungan utama dari metode ini adalah kecepatan,
karena hanya beberapa jam diharuskan untuk memperoleh kurva
lengkap. Kerugiannya adalah bahwa sampel hancur untuk pengujian
berikutnya.Banyak dapat ditentukan dari kurva tekanan kapiler,
selain saturasi air tak tereduksi. Tentu saja, kurva affords ukuran
sortie distribusi ukuran pori. Jika semua pori-pori pada dasarnya
satu ukuran, kurva sangat datar akan mengakibatkan. Sebuah lereng
curam menyiratkan bahwa ada banyak ukuran pori. perhitungan
Stepwise dari jari-jari pori dapat dilakukan dengan Persamaan.
(10,8) di berbagai tekanan sepanjang kurva, menyediakan dan 0
dikenal. Metode untuk menghitung baik permeabilitas absolut dan
relatif dari data tersebut di use21-26 perhitungan tersebut
didasarkan pada hubungan fundamental antara permeabilitas dan
ukuran pori.
.Gambar. 10,26. Tipikal kurva tekanan kapiler yang menunjukkan
signifikancant fitur.
Dalam hal ini, juga logis untuk mengharapkan bahwa saturasi air
yang kritis harus berkorelasi dengan mutlak permeabilitas, faktor
lain yang cukup konstan. Sebuah korelasi jenis ini diberikan
sebagai Gambar 10,27. Perhatikan bahwa ketinggian di atas tabel air
juga parameter. kurva tersebut dapat dikembangkan untuk formasi
tertentu, menyediakan data selama rentang permeabilitas yang cukup
tersedia. Ini adalah gambaran lebih lanjut tentang perlunya
sampling yang tepat3. Metode Penguapan:. Ini adalah metode
sederhana dan unik yang diusulkan oleh Messer "pada tahun 1951
Suatu sampel dari porositas diketahui benar-benar jenuh dengan air
Hal ini kemudian ditempatkan di oven sesuai dan dikeringkan di
bawah kondisi konstan Dengan berat badan dicatat,.. baik terus
menerus atau secara bertahap, dan diplot terhadap waktu air menguap
teradsorpsi pada tingkat lebih lambat dibandingkan dengan air
gratis atau ponsel, karena gaya kapiler dan permukaan yang
menentang lari nya.. Perbedaan laju pengeringan menunjukkan
istirahat dalam kurva pengeringan yang dapat diambil sebagai nilai
kritis cairan lainnya seperti toluena, benzena,.. atau
tetrachloroethane dapat digunakan sebagai pengganti air, dengan
ketentuan bahwa volume koreksi yang tepat dibuat korelasi Memuaskan
antara metode dan negara dikembalikan atau teknik tekanan kapiler
diperoleh Messer. Keuntungan dari metode penguapan adalah kecepatan
pengukuran, biasanya, tes dapat diselesaikan dalam waktu dua puluh
menit sampai satu jam. Beberapa keberatan teoritis telah
dikemukakan mengenai keabsahan metode, namun adalah sarana yang
cepat, murah, dan cukup akurat untuk memperoleh nilai saturasi air
tak tereduksi. Semua metode yang digunakan untuk penentuan air yg
muncul bersamaan mungkin dikritik pada satu dasar atau yang lain.
Sebuah kelemahan serius untuk pengukuran tekanan kapiler terletak
pada penggunaan umum cairan sintetis yang tidak dapat mereproduksi
nilai-nilai yang tepat dan / atau 0. Keseriusan cara pintas ini
mungkin prosedural yang cukup besar, dalam beberapa kasus. Ini juga
telah menunjukkan bahwa inti pelapukan dan penuaan dapat
mempengaruhi nilai-nilai yang diperoleh.
Banjir Air Pengujian 10,63 Core yang baru dipotong mungkin akan
dibanjiri dengan air (biasanya air garam sintetik) untuk menentukan
kandungan minyak residu Jadi,. setelah banjir. Data semacam ini
sering berguna dalam mengestimasi jumlah minyak yang dapat pulih
dari banjir air sebenarnya di lapangan. Tes ini sering disebut
sebagai banjir tes panci dan dilakukan di bawah kondisi aliran
radial dengan diameter bagian penuh. Dalam beberapa kasus, inti
dibersihkan, resaturated untuk mensimulasikanBawaan JENUH AIR,
SPACE PERSEN PORIGambar. 10,27. Bawaan vs saturasi air ketinggian
di atas tabel air untuk berbagai permeabiliikatan. Courtesy Core
Laboratories, Inc
kondisi reservoir awal, dan banjir dengan cara yang serupa
dengan yang disebutkan berkenaan dengan pengukuran permeabilitas
relatif.
10,64 Tes Khusus MiscellaneousIni, tentu saja, banyak dan
beragam. permeabilitas air sering diukur untuk menentukan
kompatibilitas sistem air-pasir tertentu. Faktor utama yang
terlibat dalam tes tersebut hidrasi yang
DEPTHLITHO.K ..er96 PORE SPACEPPMINTERP.
OILWATERCHLORIDE
72017202.------------7......
.......''......
.......
:::-::-. .......
:::-:-.-: .......::::::::::::: :::::::::::::
'--"; ::::::: ......-..- . - . - . - . . . .
...Shale, No AnalysisShale, No Analysis--------
7203 7204 7205 72063000 3000 2800
35002500313133
300.0 2.0 1.0 3.045.0 47.0 42.0 45.04,000 8,000 6,000 10,000COND
COND COND COND
7207 7208 7209 7210 72113800 3200 155 4000 550032
31
27
33
3210.0 12.0 3.0 15.0 18.047.0 48.0 70.0 40.0 41.012,000 15,000
18,000 10,000 3,000OIL OIL OIL OIL OIL
7212---
____ _
::: ...-.
::::::::::::::::::::::......
:-::::-::......
::-:::-::......
-= 1
......
.7.:77.:::::::::::: Shale, No Analysis----
72137214721530004500250031
34
2940.020.015.020.048.052.060,000 8,000 5,000OILOILOIL
7216 7217 7218 7219 72205000 3000 100 4500 3000333126
30297.0 3.0 3.0 0.0 0.050.0 65.0 79.0 80.0 78.08,000 10,000
8,000 60,000 14,000WATER WATER WATER WATER WATER
7221- -= Shale, No Analysis----
Gambar. 10,28. Inti analisis dan interpretasi produktivitas yang
didominasi bersih, Frio bagian pasir. Setelah Elmdahl, 28 kesopanan
Aime.
Perilaku lempung interstisial ketika dibawa ke dalam kontak
dengan berbagai perairan. pengukuran listrik juga dibuat untuk
memfasilitasi interpretasi log listrik. Komposisi mineral bisa
dipelajari untuk tujuan geologi. Studi keterbasahan juga dilakukan
dalam kasus tertentu, terutama ketika kondisi basah minyak
ditunjukkan. 10,7 Praktis Penggunaan Analisis Data Core Dalam
pengeboran, pertanyaan pertama yang analisis inti diharapkan untuk
menjawab adalah (1) apa cairan (s) akan diproduksi. Jika jawaban
atas minyak di atas dan / atau gas, pertanyaan selanjutnya adalah
(2) apa mungkin adalah tingkat produksi, dan (3) apa jumlah
akhirnya akan diproduksi. Ini memang akan memuaskan jika analisis
inti, tanpa data yang menguatkan lainnya, bisa menjawab pertanyaan
ini. Sayangnya, seperti banyak informasi tidak begitu mudah
didapat, namun, insinyur yang berpengalaman atau analis inti mampu
membuat estimasi yang memadai produktivitas dari analisis data
inti. Mari kita, maka, mempertimbangkan sejauh mana analisis inti
menyediakan jawaban atas pertanyaan-pertanyaan dasar. 10,71
Diproduksi Kemungkinan Fluida. Hal itu sebelumnya menyatakan bahwa
kandungan fluida dari inti laboratorium sangat berbeda dari kondisi
reservoir aslinya, karena tekanan pembilasan tion pengurangan dan
pelapukan mengalami dalam perjalanan. Para saturasi laboratorium
karena itu tergantung pada faktor-faktor berikut: 1. Original
konten fluida: jika minyak dan / atau gas pada awalnya hadir,
beberapa masih harus ada dalam inti ditangkap. 2. Sifat fluida
reservoir: a. minyak viskositas: viskositas minyak rendah lebih
mudah memerah oleh fluida pemboran, karena itu, jika semua faktor
lain adalah konstan, semakin tinggi viskositas, semakin tinggi
saturasi minyak diamati. b. volume pembentukan faktor (susut cair):
Suatu minyak yang memiliki faktor volume tinggi Bo alami akan
menampilkan saturasi laboratorium minyak yang lebih rendah dari
satu yang mengalami susut sedikit. c. minyak volatilitas: Sangat
minyak atsiri (minyak yang memiliki tekanan uap tinggi) menguap
dengan mudah; ini sangat mungkin mengurangi saturasi diukur. d. gas
pasir: Dalam kasus pasir gas kering, gas saja dan saturasi air akan
dicatat. Gas kondensat sistem biasanya akan memiliki saturasi
minyak yang rendah (1 sampai 5%). Viskositas rendah dan tekanan
tinggi gas yang kondusif untuk pembilasan parah. 3. Permeabilitas
Rock: permeabilitas rendah dan / atau batuan shaly memiliki
saturasi air yang tinggi tereduksi untuk memulai dengan, dan karena
itu akan menunjukkan saturasi laboratorium air yang tinggi. Namun,
batuan permeabilitas rendah tidak rentan terhadap pembilasan.
Banyak ketat core akan berdarah minyak dan gas untuk beberapa jam
setelah pulih. The saturasi yang diperoleh dari sampel yang diambil
di dekat pusat inti tersebut mungkin telah mengalami relatif
sedikit memerah. core sangat permeabel dapat segera memerah dan
mungkin juga menunjukkan saturasi air yang tinggi. Salinitas air
inti adalah indikator kualitatif yang baik dari tingkat pembilasan,
asalkan ada kontras yang tajam antara salinitas lumpur filtrat dan
air yg muncul bersamaan.4. Pengeboran fluida properti:a. air atau
minyak dasar: Efek ini agak jelas. Saturasi air core minyak-cut
sering diambil sebagai saturasi kritis atau tak tereduksi.b.
Properti filtrasi: Tingkat pembilasan bervariasi secara langsung
dengan hilangnya cairan dari cairan pengeboran yang digunakan. Uji
tekan API filter tidak selalu menunjukkan perilaku ini, tetapi
umumnya digunakan sebagai pengganti sesuatu yang lebih baik.c.
kepadatan: Karena perbedaan tekanan antara formasi dan lubang bor
tergantung pada kerapatan lumpur, mungkin diharapkan bahwa
pembilasan meningkat dengan kepadatan lumpur.5. Tingkat Coring:
Bagian utama dari pembilasan terjadi ketika inti dipotong, sebelum
memasuki laras. Jadi waktu pemaparan bervariasi dengan tingkat
coring.6. Perawatan penanganan: Efek ini cukup jelas. kerugian
evaporasi bergantung pada kondisi cuaca yang berlaku, serta tepat
waktu. Sebuah inti permeabelyang ditinggalkan pada berjalan selama
satu atau dua jam selama siang Texas Barat mungkin sepenuhnya
dilucuti segala konten hidrokarbon ringan. minyak berat dan air
tidak mudah menguap, namun saturasi mereka juga akan berkurang jika
inti tidak segera ditangani dan dipelihara dengan baik.Seseorang
tidak dapat membuat penilaian kuantitatif dari dampak dari semua
faktor ini. Ketika ketidakpastian yang digabungkan dengan kurangnya
data permeabilitas relatif, menjadi jelas bahwa definisi yang tepat
dari jenis cairan yang dihasilkan dan rasio dari analisis inti
rutin tidak mungkin. Setiap prediksi yang hanya didasarkan pada
data seperti dengan ada informasi substantiating lain harus
diperlakukan sebagai perkiraan yang sangat kualitatif. Untungnya,
data lainnya umumnya tersedia yang dapat melengkapi gambar-atas
semua. Pengalaman di bidang yang sama atau serupa sangat berharga
dalam hal ini. Umumnya, jenis cairan producible dapat diprediksi,
tetapi selalu ada batas kasus dimana data yang disalahtafsirkan.
The saturasi diamati dalam kasus-kasus kepentingan umum akan
terletak di suatu tempat antara benar-benar memerah dan tahap
sedikit memerah. Hal ini memungkinkan penerapan batas kejenuhan
tertentu antara yang diamati saturasi harus berbohong kepada
meramalkan komersial production.28, 29 Korelasi jenis ini cukup
berlaku untuk daerah tertentu dan formasi geologis yang mereka
didasarkan, asalkan serupa coring dan prosedur penanganan telah
diikuti.10.7.Penggunaan Praktis Analisa Data CoreDalam drilling
eksplorasi, pertanyaan yang harus dijawab dari analisa core
adalah
1. fluida apa yang akan diproduksi
2. berapakah kemungkinan rate produksi
3. berapa jumlah total yang akhirnya bias diproduksi.
Ini akan memuaskan jika analisa core, tanpa data tambahan, dapat
menjawab pertanyaan tersebut. Sayangnya, informasi yang sedemikian
melimpah adalah tidak mudahuntuk diperoleh;walaupun, pengalaman
engineeratau analisa core mampu untuk membuat perkiraan
produktivitas yang beralasan dari data analisa core. Kemudian
pertimbangkan secara luas jawaban yang core analysis sediakan untuk
pertanyaan pertanyaan dasar ini.
10.71 kemungkinan produksi fluida
Telah dinyatakan sebelumnya bahwa fluid content dari laboratory
core adalah berbeda dari kondisi originalnya di reservoir,
sehubungan dengan pengurangan desakan flushing dan pelapukan alami
saat pemindahan. Saturasi di laboraturium trgantung dari
factor-faktor berikut.
1.original fluid content : jika ada oil dan/atau gas, beberapa
harus tetapberada didalam core
2.property fluida reservoir :
a. viskositas oil : oil yang viskositasnya rendah mudah ter
flush oleh fluida pemboran; maka, jika semua factor yanglain
konstan, viskositas yang lebih besar, lebih banyak oil saturasi
yangdiamati.
b. factor volume formasi (penyusutan liquid) : oil dengan factor
volume formasi yang tinggi Bo akan secara alami menunjukkan oil
saturasi laboraturium yang lebih kecil daripada yang memiliki
penyusutan yang lebih kecil.
c. oil volatility : oil dengan volatility yang tinggi (oil
dengantakanan uap yang tinggi) mudah menguap; ini bias menurunkan
nilai pengukuran saturasi.
d. gas sands : dalam kasus gas sand kering, hanya saturasi gas
dan water yang dicatat. Sistim gas kondensat normalnya akan
memiliki saturasi oil yang rendah (1 hingga 5%). Gas dengan
viskositas yang rendah dan kompresibilitas yang tinggi koduktif
untuk mendukung flushing.
3. permeabilitas batuan : permeabilitas yang rendah dan/atau
batuan yang shaly memiliki saturasi irreducible water yang tinggi,
dan akan menyebabkan saturasi water laboraturium yang tinggi.
Walaupun, batuan denga permeabilitas yang rendah tidak dicurigai
untuk flushing. Banyak core ketat akan mengeluarkan oil dan gas
untuk beberapa jam setelah diambil. Saturasi diperolehndari sample
yang diambil dekat dengan titik tengah core bisa mengalami flushing
yang kecil. Core dengan permeabilitas yang besar siap dibilas dan
juga bukti kejenuhan air yang tinggi. Kadar garam core bagian air
memiliki indikasi kualitatif yang baik pada derajat bilas.
Disediakan sebuah kadar garam yang kontras dan tajam antara lumpur
dan pengkerucutan air.
4. kandungan fluida pengeboran:
a. bentuk daar air atau minyak. Pengaruh ini jelas lebih baik,
air yang jenuh oleh potongan core minyak lebih sering diambil pada
titik jenuh terkecil atau kritis.
b. Kandungan penyaringan : bermacam derajat pembilasan secara
langsung dengan kehilangan fluida pada fluida pengeboran. Percobaan
penekanan penyaringan API tidak diperlukan indikasi dari kebiasaan
ini, tetapi biasanya digunakan pada suatu tempat yang lebih
baik.
c. berat jenis : sejak perbedaan tekanan antara formasi dan
lubang bor bergantung pada berat jenis lumpur, ini diharapkan
peningkatan pembilasan dengan berat jenis lumpur.
5. laju alir coring : bagian utama pada pembilasan timbul ketika
core dipotong, sebelum memasuki barrel. Bermacam pertemuan waktu
dengan laju alir core.
6. Penanganan core : pengaruh ini jelas cukup, pengembangan
kehilangan bergantung pada kondisi udara terus menerus, sebaik pada
waktu. Sebuah core yang dapat menyerap dimana tersisa menggantung
di jalan untuk satu atau dua jam selama Texas barat sore mungkin
terlepas sempurna pada kandungan hidrokarbon ringan. Minyak berat
dan air tidak mudah teruapkan, walaupun saturasi keduanya akan
berkurang jika core tidak cepat ditangani dengan baik.
Satu tidak dapat membuat penilaian yang banyak pada pengaruh
dari semua factor ini. Ketika semua yang tidak dapat ditentukan
berpasangan dengan kekurangan data permeable relative, ini menjadi
nyata ketika pengertiannya dihargai dari jenis fluida yang dibentuk
dan skala dari analisa rutin core andalah tidak mungkin. Prediksi
apa saja berdasar data tanpa informasi lain harus di olah dengan
estimasi yang sangat baik. Untungnya, data umum lain yang tersedia
yang dapat meningkatkan hamper semua gambar. Pengalaman di daerah
yang sama atau mirip tidak ternilai. Umumnya jenis pembuatan fluida
yang direncanakan, tetapi selalu pada kasus yang sama dimana data
tidak dapat dilaksanakan sepenuhnya.
Saturasi yang diamati pada kasus ini umumnya akan sangat menarik
yang dimana antara pembilasan sempurna dan sebuah kondisi
pembilasan sedikit. Ini membiarkab tambahan dari beberapa batasana
saturasi antara saturasi yang diamati untuk diramalkan produksi
komersil. Hubungan dari jenis ini bertanggungjawab baik untuk area
geologi yang spesifik dan formasi pada area mereka, disediaka pada
coring yang sama dan prosedur penanganan rtelah di ikuti.
Pada banyak reservoir, urutan dari fluida dari atas marus gas
bebas (jika ada), oil, dan water. Juga harus diingat bahwa kontak
antari fluida-fluida ini adalah zona-zona dan tidak berupa titik
emu tajam, kecuali jika permeabilitasnya besar. Ini sebgai akibat
kemungkinan untuk memprediksi kontak dari perubahan saturasi,
menyediakan faktor-faktor lain yang mengaburkan. Ilustrasi ini
digambarkan oleh Gulf Coast sampel analisis dari figure 10.28 dan
10.29
((((((*(,....((
_1349324652.unknown
_1349324657.unknown
_1349324659.unknown
_1349324661.unknown
_1349324663.unknown
_1349324664.unknown
_1349324662.unknown
_1349324660.unknown
_1349324658.unknown
_1349324655.unknown
_1349324656.unknown
_1349324653.unknown
_1349324650.unknown
_1349324651.unknown
_1349324649.unknown
