Perpustakaan Digital ITB

Dalam suatu reservoir, wettability merupakan salah satu parameter yang berperan dalam mengontrol oil-in-place yang tersisa. Salinitas air garam, sifat kimia minyak, dan litologi batuan dipercaya memiliki peran penting dalam menentukan wettability batuan. Umumnya wettability diukur pada laboratorium, akan tetapi proses dalam pemindahan sampel core tersebut dari reservoir ke laboratorium serta kondisi pengujian laboratorium yang berbeda dengan kondisi reservoir aslinya dapat mengakibatkan perubahan sifat wettability pada sampel core tersebut sehingga perlu adanya evaluasi lebih lanjut penyebab perubahan wettability pada batuan dan dampak perubahan wettability terhadap parameter-parameter lainnya. Evaluasi wettability dilakukan dengan menginterpretasi data seperti permeabilitas relatif, sifat kelistrikan, tekanan kapiler, komposisi hidrokarbon yang terkandung dan distribusi level fluida dari plot antara tekanan reservoir dengan kedalaman yang diperkuat dengan data analisis well log. Reservoir karbonat Formasi Ngimbang memiliki karakteristik batuan yang berupa batuan karbonat dengan adanya tipe pori moldic dan vuggy. Adanya pengaruh micropore pada batuan karbonat tersebut memberikan pengaruh terhadap hasil pengukuran permeabilitas relatif yang akan sangat berbeda dengan hasil dari pengukuran permeabilitas relatif pada batupasir. Pada pengujian sifat kelistrikan dan tekanan kapiler, akibat perbedaan suhu dan sistem fluida yang digunakan pada pengukuran di laboratorium dengan reservoir aslinya mengakibatkan interpretasi wettability batuan menunjukkan karakter water wet, sehingga perlu adanya evaluasi lebih lanjut terhadap pengukuran wettability tersebut. Evaluasi yang dilakukan meliputi perhitungan kembali parameter dalam perhitungan saturasi air yaitu faktor tortuosity (a), eksponen sementasi (m), dan eksponen saturasi (n) dengan menggunakan berbagai metode. Selain itu, perhitungan sudut kontak fluida-batuan juga dilakukan untuk mengevaluasi wettability batuan. Pada komponen hidrokarbon, terdapat beberapa senyawa yang juga berperan aktif mampu mengubah wettability suatu batuan sehingga perlu adanya interpretasi terhadap komponen hidrokarbon tersebut. Dari evaluasi yang dilakukan menunjukkan bahwa reservoir karbonat Formasi Ngimbang memiliki wettability berupa oil wet. Dari analisis wettability tersebut, akan dapat mendukung dalam penenetuan zona transisi suatu reservoir dan batas kontak antar fluida formasi. Dalam pengembangan suatu lapangan, menentukan kedalaman batas kontak antar fluida formasi dan karakteristik batuan suatu reservoir merupakan hal yang penting untuk diketahui karena akan digunakan sebagai salah satu data dalam perhitungan cadangan reservoir. Zona transisi pada suatu formasi batuan karbonat cenderung masih memiliki jumlah produksi minyak yang cukup tinggi, sehingga dibutuhkan berbagai pendekatan lain untuk memprediksi minyak yang masih dapat mengalir melalui zona transisi. Berbagai metode telah banyak digunakan dalam penentuan batas zona transisi suatu reservoir. Umumnya penentuan batas kontak antar fluida hanya dilakukan melalui data test tekanan dan uji produksi saat sumur dibor. Seiring perkembangan kebutuhan, pengukuran kontak fluida harus diklarifikasi dengan metode lain untuk mendapatkan hasil yang seakurat mungkin. Penentuan batasan kontak fluida (oil-water contact) pada tesis ini dilakukan dengan menggabungkan data hasil analisis yang diperoleh melalui data log, core, serta uji tekanan dan produksi yang tersedia pada Sumur P-2 dan P-3. Kurva tekanan kapiler terhadap saturasi air dapat dibuat dengan menggunakan hasil interpretasi plot tekanan terhadap kedalaman dan membandingkan dengan hasil interpretasi well log, yang selanjutnya dapat dijadikan sebagai salah satu acuan dalam penentuan batas kontak fluida. Selanjutnya diharapkan bahwa penelitian ini dapat memberikan kesadaran tentang perlunya memperhatikan dan menjaga kondisi sampel core dengan hati-hati sehingga tidak terdapat adanya kesalahan dalam merepresentasikan kondisi awal reservoir.