BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN X
2.1. Struktur Lapangan X
Secara umum daerah penelitian terletak di dalam cekungan Sumatera Utara. Cekungan ini adalah salah satu dari tiga cekungan busur belakang (back arch) yang terletak di sebelah Timur Laut Bukit Barisan. Cekungan ini
LAPANGAN X
memanjang dengan arah Barat Laut – Tenggara yang dibatasi oleh pegunungan Bukit Barisan disebelah Barat dan Paparan Malaka yang stabil di sebelah Timur.
Sisi sebelah Utara membuka kearah laut Andaman dan merupakan pemekaran samudera dan di sebelah selatan dibatasi oleh lengkungan Asahan yang memisahkan cekungan Sumatera Utara dengan cekungan Sumatera Tengah
Cekungan Sumatera Utara mulai terbentuk pada awal Tersier, selama zaman tersebut cekungan Sumatera Utara berupa laut dengan sedimentasi aktif.
Sedimentasi tersebut merupakan siklus suatu transgresi sampai regresi yang terendapkan tidak selaras di atas batuan Pra-Tersier. Urutan pengendapan batuan dicekungan Sumatera Utara pada masa Trangresi terdiri dari batuan sedimen klastik kasar, karbonat, batulempung hitam, napal, batulempung gampingan, batupasir, dan batuserpih diendapkan secara tidak selaras diatas batuan dasar Pratersier. Pada cekungan Sumatera ini, hidrokarbon dijumpai pada Formasi dan berumur Miosen, seperti Formasi Belumai, Formasi Baong, dan Ketapang.
Gambar 2.2
Peta Penyebaran Struktur Lapangan X
(PT. Bukitapit Bumi Persada)
2.2. Stratigrafi dan Litologi Lapangan X
Stratigrafi daerah Sumatera Utara dapat dilihat pada kolom stratigrafi cekungan Sumatera Utara. Urutan yang tertua adalah Formasi Parapat yaitu berupa batuan Klastik berbutir kasar dan terletak secara tidak selaras di atas batuan dasar Pra – Tersier. Pada topografi yang lebih rendah dalam cekungan ini secara selaras diatasnya berumur Oligosen. Transgresi laut mencapai puncaknya pada Miosen Bawah, kemudian berhenti dan lingkungan berubah menjadi tenang ditandai dengan adanya endapan napal yang kaya foraminifera plangtonik dari Formasi Peutu. Dibagian Timur cekungan Sumatera Utara diendapkan Formasi Belumai yang berkembang dalam dua fasies klastik dan karbonat.
Kondisi tenang ini terus berlangsung sampai Miosen Tengah dengan pengendapan serpih dari Formasi Baong. Bersamaan dengan hal tersebut diatas, terjadi aktivitas awal pengangkatan Bukit Barisan yang mengakibatkan turunya muka air laut. Hal ini mengakibatkan terjadinya longsoran sedimen dipinggir cekungan, kemudian diendapkan kembali oleh pengaruh arus turbidit, dan dikenal sebagai Middle Baong Sand ( MBS ). Selaras diatas Formasi Baong diendapkan berturut – turut seperti Formasi Keutapang, Formasi Seurula dan Formasi Julu Rayeu yang merupakan batuan tipe regresi. Kemudian diatasnya Tufa Toba dan Alluvial.
Urutan Stratigrafi dari yang tertua hingga yang termuda, antara lain :
1. Formasi Parapat
Formasi Parapat dengan komposisi batupasir berbutir kasar dan konglomerat di bagian bawah, serta sisipan serpih yang diendapkan secara tidak selaras.
Secara regional, bagian bawah Formasi Parapat diendapkan dalam lingkungan laut dangkal dengan dijumpai fosil Nummulites di Aceh. Formasi ini diperkirakan berumur Oligosen.
2. Formasi Bampo
Formasi Bampo dengan komposisi utama adalah serpih hitam dan tidak berlapis, dan umumnya berasosiasi dengan pirit dan gamping. Lapisan tipis batugamping, ataupun batulempung berkarbonatan dan mikaan sering pula
dijumpai. Formasi ini miskin akan fosil, sesuai dengan lingkungan pengendapannya yang tertutup atau dalam kondisi reduksi (euxinic).
Berdasarkan beberapa kumpulan fosil bentonik dan planktonik yang ditemukan, diperkirakan formasi ini berumur Oligosen atas sampai Miosen bawah. Ketebalan formasi amat berbeda dan berkisar antara 100 – 2400 meter.
3. Formasi Belumai
Pada sisi timur cekungan berkembang Formasi Belumai yang identik dengan formasi Peutu yang hanya berkembang dicekungan bagian barat dan tengah.
Terdiri dari batupasir glaukonit berselang – seling dengan serpih dan batugamping. Didaerah Formasi Arun bagian atas berkembang lapisan batupasir kalkarenit dan kalsilutit dengan selingan serpih. Formasi Belumai terdapat secara selaras diatas Formasi Bampo dan juga selaras dengan Formasi Baong, ketebalan diperkirakan antara 200 – 700 meter. Lingkungan pengendapan Formasi ini adalah laut dangkal sampai neritik yang berumur Miosen awal.
4. Formasi Baong
Formasi Baong terdiri atas batulempung abu-abu kehijauan, napalan, lanauan, pasiran. Umumnya kaya fosil Orbulina sp, dan diselingi suatu lapisan tipis pasir halus serpihan. Didaerah Langkat Aru beberapa selingan batupasir glaukonitan serta batugampingan yang terdapat pada bagian tengah. Formasi ini dinamakan Besitang River Sand dan Sembilan sand, yang keduanya merupakan reservoir yang produktif dengan berumur Miosen Tengah hingga Atas.
5. Formasi Keutapang
Formasi Keutapang tersusun selang-seling antara serpih, batulempung, beberapa sisipan batugampingan dan batupasir berlapis tebal terdiri atas kuarsa pyrite, sedikit mika, dan karbonan terdapat pada bagian atas dijumpai hidrokarbon. Ketebalan formasi ini berkisar antara 404 – 1534 meter. Formasi Keutapang merupakan awal siklus regresi dari sedimen dalam cekungan sumatera utara yang terendapkan dalam lingkungan delta sampai laut dalam sampai Miosen akhir.
6. Formasi Seurula
Formasi ini agak susah dipisahkan dari Formasi Keutapang dibawahnya.
Formasi Seurula merupakan kelanjutan facies regresi, dengan lithologinya terdiri dari batupasir, serpih dan dominan batulempung. Dibandingkan dengan Formasi Keutapang, Formasi Seurula berbutir lebih kasar banyak ditemukan pecahan cangkang moluska dan kandungan fornifera plangtonik lebih banyak.
Ketebalan Formasi ini diperkirakan antara 397 – 720 meter. Formasi ini diendapkan dalam lingkungan bersifat laut selama awal Pliosen.
7. Formasi Julu Rayeu
Formasi Julu Rayeu merupakan formasi teratas dari siklus endapan laut dicekungan sumatera utara. Dengan lithologinya terdiri atas batupasir halus sampai kasar, batulempung dengan mengandung mika, dan pecahan cangkang moluska. Ketebalannya mencapai 1400 meter, lingkungan pengendapan laut dangkal pada akhir Pliosen sampai Plistosen.
8. Vulkanik Toba.
Vulkanik Toba merupakan tufa hasil kegiatan vukanisme toba yang berlangsung pada Plio-Plistosen. Lithologinya berupa tufa dan endapan-endapan kontinen seperti kerakal, pasir dan lempung. Tufa toba diendapkan tidak selaras diatas formasi Julu Rayeu. Ketebalan lapisan ini diperkirakan antara 150 – 200 meter berumur Plistosen.
9. Alluvial
Satuan alluvial ini terdiri dari endapan sungai ( pasir, kerikil, batugamping dan batulempung ) dan endapan pantai yaitu, pasir sampai lumpur. Ketebalan satuan alluvial diperkirakan mencapai 20 meter.
Gambar 2.3
Kolom Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Utara . (PT. Bukitapit Bumi Persada)
Gambar 2.4
Kolom Stratigrafi Formasi Ketapang
(PT. Bukitapit Bumi Persada)
2.3. Kondisi Reservoir
Lapisan ini memiliki jenis batuan batupasir pada formasi Ketapang. Pada struktur ini telah terbukti mengandung minyak dengan derajat API sebesar 41.
Lapisan ini masih memiliki tekanan reservoir berkisar 250-340 psia dan temperatur reservoir sebesar 134 °F. Berdasarkan hasil perhitungan secara geologi lapisan pada sumur penelitian memiliki permeabilitas sebesar ± 40 mD. Porositas yang ada pada lapisan sebesar 26 %. Berdasarkan parameter reservoir yang ada
sisa cadangan sumur X secara well basis pada lapisan ini adalah 220.82 Mbbl dengan recovery factor sebesar 35%.
Tabel II.1
Karakteristik Reservoir Lapangan X
(PT. Bukitapit Bumi Persada)
Keterangan Value Satuan
Permeabilitas 40 mD
Porositas 26 %
Ketebalan 16 M
Temperatur 134 °F
Pressure 250-340 Psia
API minyak 41 °API
Sisa Cadangan 220.82 Mbbl
Kum. Produksi 421 Mbbl
RF 35 %
2.4. Sejarah Produksi Dan Pengembangan Lapangan
Lapangan X pertama kali ditemukan di daerah Aceh Timur oleh Bataafsche Petroleum Maatschappij (BPM) sebuah perusahaan minyak Belanda dengan membor sumur Y-1 pada bulan Desember 1928 pada kedalaman 340 m, selesai pada Februari 1929 berhasil memproduksi minyak sebesar 855,85 bbl/d.
Pemboran pertama ini diikuti pemboran kedua pada sumur Y-2, selesai bulan Mei 1929 yang menghasilkan minyak dari lapisan 290 m sebesar 660,77 bbl/d.
Selanjutnya dilaksanakan pemboran sumur–sumur berikutnya. Pada masa BPM telah dibor sebanyak 173 sumur.
Pada tahun1954 pemerintah menggabungkan lapangan lapangan minyak yang ada di Sumatera Utara dan Aceh Timur dibawah satu perusahaan yang diberi nama Tambang Minyak Sumatera Utara (TMSU) yang selanjutnya pada tanggal 15 oktober 1957 menjadi PT. Eksploitasi Tambang Minyak Sumatera Utara (PT.
ETMSU) di bawah pimpinan Kolonel Dr. Ibnu Sutowo.
Pada tanggal 10 Desember 1957 PT. ETMSU dirubah lagi menjadi PN.
Perusahaan Minyak Nasional (PN. PERMINA). Tanggal inilah kemudian ditetapkan sebagai hari lahir Perusahaan Minyak Nasional yang setiap tahunnya diperingati oleh Pertamina. Pada tahun 1968 PERMINA berubah menjadi PERTAMINA.
2.5. Sejarah Sumur Penelitian
Produksi sumur saat ini menggunakan sucker rod pump dengan produksi sebesar 35 bopd / 0 %. Sumur ini masih memiliki prospek yang cukup baik pada lapisan mengingat cadangan tersisa sumur ini adalah sebesar 220.82 MSTB.
Untuk mengefektifkan pengurasan maka layak di lakukan upaya tambahan seperti hydraulic fracturing. Untuk menanggulangi problem kepasiran yang umumnya terjadi di lapisan ini, maka dipilihkan resin coated sand dengan metoda FracPack.
Penanganan kepasiran dengan metoda FracPack ini telah berhasil dilakukan di sumur lain pada awal 2011. Harapan dari pekerjaan ini adalah memperbesar laju
produksi sekaligus menanggulangi problem kepasiran.
BAB III
TEORI DASAR PEREKAHAN HIDROLIK
Perekahan hidrolik merupakan salah satu metode stimulasi sumur yang umum dilakukan pada lapangan minyak maupun gas. Perekahan hidrolik dilakukan dengan tujuan untuk meningkatkan produktivitas dan konduktivitas sumur dari reservoir menuju lubang sumur. Perekahan hidrolik dilakukan dengan cara menginjeksikan fluida perekah dengan laju dan tekanan tertentu diatas tekanan rekah formasi ke dalam sumur untuk merekahkan batuan reservoir.
Gambar 3.1 memperlihatkan skema stimulasi perekahan hidrolik.
Gambar 3.1
Skema Perekahan Hidrolik
(Michael J.Economides & Kenneth G. Nolte, 2006)
Setelah terjadi rekahan pada batuan, selanjutnya akan ditempatkan proppant (material pengganjal) ke dalam rekahan tersebut untuk mengganjal rekahan agar tidak menutup kembali. Pemilihan proppant harus disesuaikan dengan tekanan rekah formasi, keseragaman butir, kehalusan permukaan serta
sesuai dengan ukuran lubang perforasi. Konsep perekahan hidrolik untuk meningkatkan produktivitas formasi adalah dengan memperbaiki daerah skin (kerusakan formasi), memperbesar jari-jari efektif sumur (rw), memperbesar permeabilitas batuan (k) disekitar lubang sumur serta membuat saluran dengan kapasitas alir (konduktivitas) yang tinggi antara formasi dengan lubang sumur.
Berikut ini akan diuraikan teori dasar yang berkaitan dengan operasi perekahan hidrolik.
3.1. Mekanisme Perekahan Batuan
Perekahan hidrolik merupakan suatu pekerjaan yang meliputi pekerjaan perekahan batuan reservoir dengan menggunakan fluida sebagai media pemindah tenaga dari peralatan di permukaan (pompa dan blender) ke batuan. Untuk dapat merekahkan batuan reservoir, maka harus diberikan tekanan hidrolik sampai melebihi kekuatan rekah batuan (gaya-gaya yang mempertahankan keutuhan batuan tersebut).
Jika fluida bertekanan dikenakan pada batuan reservoir, maka tiga stress utama akan berkurang sesuai dengan pertambahan tekanan yang diberikan.
Pertambahan tekanan lebih lanjut akan menyebabkan least principal stress (gaya utama terkecil) akan mencapai harga nol. Apabila tensile strength batuan terlewati, maka batuan akan rekah pada bidang yang tegak lurus terhadap tiga stress utama terkecil. Dengan demikian apabila arah stress utama terkecil pada arah horisontal maka rekahan yang terjadi adalah rekahan vertikal, sedangkan apabila stress utama terkecil pada arah vertikal maka rekahan yang terbentuk adalah rekahan horisontal.
Untuk lebih lanjut memahami mekanisme perekahan batuan, maka berikut akan dibahas mengenai mekanika batuan untuk operasi perekahan hidrolik, in situ stress, tekanan perekahan dan arah rekahan yang terbentuk.
3.1.1. Mekanika Batuan Perekahan Hidrolik
Mekanika batuan merupakan ilmu pengetahuan yang membahas mengenai perilaku mekanis batuan, termasuk di dalamnya membahas tentang berbagai metode perancangan perilaku batuan yang sesuai dengan disiplin ilmu teknik yang
diperlukan. Pada pekerjaan perekahan hidrolik perlu dipelajari mekanika batuan terutama yang berkaitan dengan operasi perekahan, yaitu besaran-besaran yang berlaku pada batuan agar dapat diramalkan geometri rekahannya.
Besaran-besaran mekanika batuan yang berkaitan dengan operasi perekahan hidrolik meliputi stress dan strain, poisson ratio, modulus shear, modulus bulk, modulus young, dan tekanan overburden.
3.1.1.1. Stress () dan Strain ()
Setiap material termasuk batuan bila dikenai suatu beban (tekanan) maka akan mengalami deformasi (perubahan bentuk). Gaya atau tekanan per satuan luas tersebut disebut stress (ζ), sedangkan perubahan bentuk dalam hal ini perubahan dalam panjang (δ), dibanding dengan panjang semula (L), disebut sebagai strain (ε).
a. Stress
Stress didefinisikan sebagai perbandingan antara gaya yang bekerja dengan bidang kontak gaya tersebut (gaya per satuan luas).
A
F /
……… (3-1)
Keterangan :
= Stress, Psi
F = Gaya yang bekerja, lb A = Luas bidang kontak, in2 b. Strain
Strain didefinisikan sebagai besarnya deformasi suatu material ketika sebuah stress diterapkan pada material tersebut. Strain merupakan parameter yang tidak berdimensi dan memiliki arah vektor yang sama dengan gaya (F) dan tegak lurus dengan bidang yang mengalami stress. Gambar 3.2 memperlihatkan bagaimana sebuah material terkompresi dan mengalami deformasi akibat gaya.
Gambar 3.2
Strain Akibat Gaya Yang Bekerja Pada Suatu Bidang
(Bambang Tjondro, Kamiso, Dave Rich & Suryaman, 1997)
Pada gambar di atas terlihat bahwa seiring dengan gaya (F) diterapkan pada material tersebut, tinggi dari material tersebut berubah dari x1 menjadi x2. Secara matematis, strain dapat didefinisikan :
1 2 1
x x x
... (3-2)
Untuk tingkat tegangan yang lemah, plot antara stress vs strain akan membentuk suatu garis lurus seperti yang terjadi pada material logam yang merupakan jenis material linear elastis. Gambar 3.3 menunjukkan keadaan tersebut.
Tentu saja ada stress maksimum yang dapat diterima oleh suatu bahan sebelum patah. Material untuk pemipaan seperti baja, peralon, mempunyai sifat seperti ini, ketika stress dinaikkan sampai tingkat paling tinggi, maka patahan akan terjadi. Pada material rapuh seperti batuan, patahan bisa terjadi tiba-tiba dengan sedikit tambahan strain. Stress yang dibutuhkan untuk menyebabkan patahan disebut dengan “uniaxial compressive strength (Co)”.
X1
X2
Gambar 3.3
Hubungan Stress-Strain Untuk Material Elastis
(Allen, T.O. and Robert, A.P., 1982) 3.1.1.2. Poisson Ratio
Pemberian tekanan pada suatu bidang material di sepanjang bidang aksis akan mengakibatkan material tersebut semakin pendek dan mengembang ke arah yang tegak lurus dengan bidang aksis seperti terlihat pada Gambar 3.4.
Perbandingan harga strain yang berada tegak lurus terhadap beban stress pada bidang aksis disebut sebagai poisson ratio (ν).
úû ê ù ë
é
in in
in in Strain Axial
Strain Lateral
v ……… (3-3)
Pada umumnya, limestone, batupasir, shale, dan garam, mempunyai harga poisson ratio (ν) masing-masing sebesar 0.15, 0.25, 0.27-0.30, dan 0.50, sedangkan besi lunak mempunyai harga poisson ratio (ν) sekitar 0.3.
L
(Allen, T.O. and Robert, A.P., 1982)
3.1.1.3. Modulus Shear
Shear stress (tegangan geser) pada permukaan suatu bidang material akan mengakibatkan permukaan bidang material tersebut berpindah atau bergeser membentuk suatu bidang baru yang letaknya paralel dengan bidang semula seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 3.5. Perbandingan antara besar harga shear stress yang diberikan terhadap sudut yang dibentuk akibat deformasi yang terjadi (kekakuan suatu material) dikenal sebagai modulus shear (G). Secara matematis dapat dituliskan :
Untuk fluida, besar harga modulus shear (G) sama dengan nol, sedangkan untuk padatan, modulus shear (G) merupakan suatu bilangan terbatas.
Gambar 3.5 Definisi Modulus Shear
(Allen, T.O. and Robert, A.P., 1982)
3.1.1.4. Modulus Bulk
Beban compressive yang diberikan terhadap semua bagian suatu balok material pada kondisi hidrostatis akan mengakibatkan pengurangan volume bulk total. Perbandingan antara tegangan yang diberikan (gaya per unit luas permukaan suatu bidang) terhadap perubahan volume untuk setiap satu unit volume awal suatu material dinamakan modulus bulk (K). Modulus bulk berbanding terbalik terhadap harga kompressibilitas. Secara matematis dapat dituliskan :
ú
û ê ù
ë
é
3 23
0 in in
in lb Awal Volume Volume
Perubahan
Permukaan Luas
Gaya V
V A
K F …… (3-5)
3.1.1.5. Modulus Young
Jumlah strain yang disebabkan oleh stress adalah fungsi dari kekakuan material. Kekakuan atau kekenyalan dapat ditunjukkan dengan lekukan atau kemiringan pada plot antara axial stress dan strain pada daerah linier, seperti pada Gambar 3.6 inilah yang dinamakan modulus young (E). Modulus young (E) sama
dengan unit stress (tegangan tarik) dibagi dengan unit strain (regangan tarik).
Secara matematis dapat dituliskan :
2 2
in lb in in
in lb Strain Stress
E ú
û ê ù
ë
é
……… (3-6)
Gambar 3.6
Grafik Untuk Menunjukkan Modulus Young
(Bambang Tjondro, Kamiso, Dave Rich & Suryaman, 1997)
Untuk besi lunak, modulus young-nya berharga 30 x 106 Psi, sedangkan untuk batuan mempunyai harga (E) berkisar dari 0.5 sampai 12 x 106 Psi, di mana soft rock = 1 dan hard rock = 10. Istilah yang hampir sama dan sering dipakai dalam perekahan hidrolik adalah “Plane-strain Modulus (E‟)”, ditulis sebagai :
1 vE 2
E ……… (3-7)
Harga poisson ratio untuk sandstone, ν = 0.25 , maka E‟ = 1.07 E.
Variabel lainnya adalah fracture thoughness (kekenyalan rekahan, Klc), yaitu pengukuran terhadap kemampuan material untuk menahan berkembangnya suatu rekahan.
3.1.1.6. Tekanan Overburden
Tekanan overburden merupakan tekanan yang terjadi sebagai akibat tekanan dari lapisan batuan di atasnya dan tekanan fluida dalam pori yang mendesak. Tekanan overburden tidak tergantung pada tektonik dan harganya sama dengan berat batuan formasi di atasnya. Dengan integrasi pada density log, tekanan overburden bisa diperkirakan harganya, yaitu :
H
v g z dz
0
... (3-8)
Gradien overburden rata-rata akan berkisar 0.95 – 1.1 psi/ft. Harga 1.1 psi/ft didapat jika semua formasi rata memiliki densitas sekitar 165 lb/ft3 maka gradient stress = 165/144 = 1.1 psi/ft.
Karena formasi ada yang tidak rapat atau berpori, maka harganya bisa saja sampai 0.95. Jika overburden adalah harga absolut, yang dialami oleh batuan dan fluida di pori-pori adalah effective stress (ζ'v), yang didefinisikan sebagai :
ζ'v =ζv – αp ... (3-9) di mana (α) adalah konstanta Poroclastic Biot (1956), maka kebanyakan reservoir akan mempunyai tekanan overburden sekitar 0.7.
3.1.2. Perekahan Batuan
Pada operasi perekahan hidrolik, selain pemahaman mengenai mekanika batuan, perlu juga dipelajari tegangan-tegangan di tempat yang berlaku pada batuan (in situ stress), yang berhubungan dengan sifat batuan yang akan direkahkan dan tekanan perekahan batuan, sehingga dapat diramalkan arah rekahannya.
3.1.2.1. In Situ Stress
Seperti telah dibahas sebelumnya bahwa pada batuan berlaku tiga besaran utama stress, yaitu tegangan dari arah vertikal dan dua tegangan dari arah horisontal. Stress vertikal didapat dari overburden stress (v) yang bisa diketahui
dari density log. Stress vertikal tidak dipengaruhi oleh tektonik tetapi dipengaruhi oleh berat batuan yang ada di atasnya, sedangkan stress horisontal adalah tegangan yang datang dari arah horisontal yaitu dipengaruhi oleh tegangan tektonik.
Stress vertikal / tekanan overburden bisa diperkirakan harganya, yaitu :
H
v g z dz
0
... (3-10)
Stress vertikal yang didapat tersebut merupakan stress vertikal absolut, sedangkan untuk menghitung stress vertikal efektif maka harus dikurangi dengan perkalian konstanta biot poroelastik dengan tekanan reservoir. Effective stress (ζ'v), yang didefinisikan sebagai :
ζ'v =ζv – αp ………..…….……… (3-11) Stress vertikal efektif tersebut dapat diterjemahkan ke dalam arah horisontal dengan poisson ratio sebagai berikut :
v
H v
v
1 ……… (3-12)
ζ‟H adalah stress horisontal efektif dan ν = poisson ratio. Variabel ini adalah sifat batuan. Untuk sandstone sekitar 0.25, yang mana menunjukkan bahwa stress horisontal efektif adalah sekitar 1/3 dari vertikal stress efektifnya.
Absolute horizontal stress (ζH) akan sama dengan efektif stress plus αp seperti pada Persamaan 3-11.
Harga stress minimum efektif adalah :
ζ'Hmin = ζ‟H .……… (3-13) sedangkan harga stress minimum absolut adalah :
ζ'Hmin = ζ‟Hmin + αp .……….... (3-14)
Stress horisontal absolut berkurang dengan produksi fluida sumurnya.
Harga stress pada Persamaan 3-12 tidak akan sama ke seluruh arah horisontal.
Stress tersebut adalah harga stress horisontal minimum absolut, karena harga stress horisontal maksimum absolut adalah :
ζHmax = ζHmin + ζtect .……….. (3-15) ζtect adalah suatu kontribusi dari gaya tektonik bumi. Gambar 3.7 menunjukkan suatu plot terhadap harga-harga stress di atas.
Gambar 3.7
Skema Dari Harga-harga Stress Terhadap Kedalaman
(Bambang Tjondro, Kamiso, Dave Rich & Suryaman, 1997)
Dari persamaan-persamaan di atas, maka ketiga stress utama adalah : ζv, ζHmin, dan ζHmax. Pada Gambar 3.8 menunjukkan bila misalnya suatu permukaan mengalami erosi sehingga kedalamannya hilang, maka tekanan overburden akan mengecil, tetapi stress horisontal minimum absolut dan maksimum absolut akan tetap, sehingga mungkin saja dapat mengakibatkan rekahan yang seharusnya vertikal menjadi horisontal.
ζHmin
ζHmin
‟
ζv‟
ζTec
Overburden Stress Depth, ft
In-Situ Stress Magnitude
ζH max Due to Tectonic Component
Gambar 3.8
Perubahan Permukaan Akibat Erosi
(Bambang Tjondro, Kamiso, Dave Rich & Suryaman, 1997)
3.1.2.2. Tekanan Perekahan
Dalam proses perekahan hidrolik, untuk dapat merekahkan batuan reservoir, maka dibutuhkan tekanan untuk melawan atau mengatasi breakdown pressure (gaya-gaya yang mempertahankan keutuhan batuan tersebut), dimana untuk merekahkan batuan reservoir digunakan fluida bertekanan sebagai media penyalur tenaga dari peralatan di permukaan ke permukaan batuan.
Adapun tekanan yang dibutuhkan untuk merekahkan batuan reservoir tersebut dapat didekati dengan persamaan berikut :
Untuk rekahan vertikal :
Pbd = 3 ζH,min – ζH,max + To – P ……….……… ( 3-16 )
Present Ground Surface Original Ground Surface
ζv shift
ζHmin Overburden Stress, ζv=ρgh Depth, ft
In-Situ Stress Magnitude
ζHma x
Keterangan :
Pbd = Tekanan rekah batuan, Psi
ζH,min = Tekanan horisontal absolute minimum, Psi ζH,max = Tekanan horisontal absolute maksimum, Psi To = Tensile strength batuan, Psi
P = Tekanan pori, Psi
Pada kedalaman yang dangkal, sering terjadi perekahan horisontal. Untuk itu Craft, Holden dan Graves menunjukkan bahwa stress tangensial (circumferencial) sepanjang tepian sumur adalah dua kali stress horisontal compressive di dekatnya. Untuk membuat rekahan, stress ini dan tensile stress batuan harus dilawan, sehingga tekanan perekahan secara matematis ditulis :
Pbf = 2ζh + To = 2v / (1-v)ζv + To .……… (3-17) Rekahan horisontal terjadi bila Pbf > ζv, atau bilamana 2v / (1-v)ζv + To >
ζv. Dengan anggapan gradien 1 psi/ft, v = 0.25, dan To = 1000 psi, maka kedalaman maksimum adalah 3000 ft.
Besarnya tekanan injeksi di permukaan (Psi) yang diperlukan untuk perekahan batuan adalah merupakan penjumlahan tekanan perekahan di dasar sumur (Pbd), kehilangan tekanan dalam pipa (Pf), kehilangan tekanan dalam lubang perforasi (Ppf) dikurangi dengan tekanan hidrostatik fluida perekah (Ph).
Secara matematis dapat dituliskan :
Psi = Pbd+Pf +Ppf -Ph………... (3-18) Keterangan :
Psi = Tekanan injeksi permukaan, Psi Pbd = Tekanan rekah batuan, Psi
Pf = Kehilangan tekanan di pipa (tubing), Psi Ppf = Kehilangan tekanan di lubang perforasi, Psi Ph = Tekanan hidrostatik fluida perekah, Psi
3.1.2.3. Arah Rekahan
Seperti dibahas sebelumnya, stress batuan ditempat terdiri dari tiga arah yaitu ζv, ζHmin dan ζHmax. Arah rekahan yang terjadi dari proses perekahan hidrolik tegak lurus dengan harga stress terkecil dari ketiganya. Gambar 3.9 menunjukkan suatu skema dari arah rekahan terhadap ketiga stress di atas.
Gambar 3.9
Besar Ketiga Stress Utama dan Arah Rekahan
(Craft, B.C., Holden, W.R., 1962)
Rekahan akan dihasilkan vertikal jika harga stress terkecilnya yang diasumsikan sebagai stress horisontal minimum mempunyai harga lebih kecil dari stress horisontal absolut dan stress vertikal, sebaliknya pada permukaan yang dangkal (misalnya pada suatu permukaan yang mengalami erosi) arah rekahan akan horisontal. Harga stress overburden pada keadaan ini akan mengecil, namun stress horisontal minimum dan absolut-nya tetap sama.
Perubahan arah rekahan yang kompleks dapat terbentuk saat perluasan rekahan vertikal jika harga minimum stress dan net pressure-nya melebihi
Perubahan arah rekahan yang kompleks dapat terbentuk saat perluasan rekahan vertikal jika harga minimum stress dan net pressure-nya melebihi