APLIKASI DIGITAL ROCK PHYSICS DALAM PENENTUAN POROSITAS DAN PERMEABILITAS RESERVOIR KARBONAT LAPANGAN D

(1)

APLIKASI DIGITAL ROCK PHYSICS DALAM

PENENTUAN POROSITAS DAN PERMEABILITAS

RESERVOIR KARBONAT LAPANGAN D

LAPORAN TUGAS AKHIR

Oleh :

Muhammad Rasyid Ridho

1013106067

FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

UNIVERSITAS PERTAMINA

JAKARTA

(2)

A

P

LI

K

A

S

I D

IG

ITA

L

R

O

C

K

P

H

Y

S

IC

S

D

A

L

A

M

P

EN

T

U

A

N

P

O

R

O

S

ITA

S

D

A

N

P

ER

M

EA

B

ILI

TA

S

R

ESERVO

IR

K

A

R

B

O

N

A

T

L

A

P

A

N

G

A

N

D

M

u

h

amm

ad

R

as

y

id

R

id

h

o

1

0

1

3

1

6

0

6

7

(3)

APLIKASI DIGITAL ROCK PHYSICS DALAM

PENENTUAN POROSITAS DAN PERMEABILITAS

RESERVOIR KARBONAT LAPANGAN D

LAPORAN TUGAS AKHIR

Oleh :

Muhammad Rasyid Ridho

1013106067

FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

UNIVERSITAS PERTAMINA

JAKARTA

(4)

(5)

Universitas Pertamina - i

LEMBAR PENGESAHAN

Judul Tugas Akhir : Aplikasi Digital Rock Physics dalam Penentuan Porositas dan Permeabilitas Reservoir Karbonat Lapangan D

Nama Mahasiswa : Muhammad Rasyid Ridho

Nomor Induk Mahasiswa : 101316067

Program Studi : Teknik Peminyakan

Fakultas : Teknologi Eksplorasi dan Produksi

Tanggal Lulus Sidang Tugas Akhir : 9 September 2020

Jakarta, MENGESAHKAN

Pembimbing I : Pembimbing II :

Dr. Astra Agus Pramana D.N., S.Si, M.Sc Iwan Setia Budi, M.T

116111 116158

MENGETAHUI Ketua Program Studi

Dr. Astra Agus Pramana D.N., S.Si, M.Sc 116111

(6)

(7)

Universitas Pertamina - iii

ABSTRAK

Muhammad Rasyid Ridho. 101316067. Aplikasi Digital Rock Physics dalam Penentuan Porositas dan Permeabilitas Reservoir Karbonat Lapangan D.

Penelitian ini tentang penentuan nilai porositas dan permeabilitas reservoir karbonat Lapangan D menggunakan metode Digital Rock Physics dengan tujuannya untuk menentukan tingkat keakurasian hasil perhitungan nilai porositas dan permeabilitas hasil Digital Rock Physics. Metode yang dipergunakan adalah metode kuantitatif. Hasilnya menunjukkan nilai error komparasi hasil porositas dan permeabilitas dari Digital Rock Physics dengan hasil uji RCAL dapat mencerminkan keakurasian hasil yang didapatkan kecuali hasil nilai error dari porositas total.

(8)

Universitas Pertamina - iv

ABSTRACT

Muhammad Rasyid Ridho. 101316067. Digital Rock Physics Application for Determining Porosity and Permeability on Field D’s Carbonate Reservoir.

This research is about calculating porosity and permeability value of Field D carbonate reservoir using Digital Rock Physics method with the purpose of determining the level of accuracy from Digital Rock Physics’s porosity and permeability calculation results. The method used is quantitative method. The result show the error value from Digital Rock Physics’s porosity and permeability comparison with RCAL result can reflects the level of accuracy from acquired result except the error value from total porosity.

(9)

Universitas Pertamina - v

KATA PENGANTAR

Alhamdullilah kami panjatkan kepada Allah SWT, yang telah melimpahkan rahmat dan karunia-Nya sehingga kami dapat menyelesaikan laporan tugas akhir kami yang berjudul “Aplikasi Digital Rock Physics Dalam Penentuan Porositas Dan Permeabilitas Reservoir Karbonat Lapangan D”. Dengan rasa hormat dan tulus, kami menyampaikan banyak terima kasih kepada semua pihak yang telah mendukung penulis dalam menyelesaikan laporan tugas akhir ini kepada:

1. Allah SWT yang telah melimpahkan karunianya kepada penulis agar dapat menyelesaikan laporan tugas akhir ini tepat waktu.

2. Prof. Ahmaloka Ph.D. selaku Rektor Universitas Pertamina.

3. Prof. Dr. Rer. Nat. Awali Priyono selaku Dekan Fakultas Teknologi Eksplorasi dan Produksi Universitas Pertamina

4. Dr. Astra Agus Pramana DN., S.Si., M.Sc selaku Ketua Prodi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina sekaligus Dosen Pembimbing yang dengan segala kesabarannya telah membimbing kami dalam mengerjakan tugas akhir ini.

5. Iwan Setia Budi M.T selaku Dosen Pembimbing Kedua yang telah memberikan banyak saran dan masukan dalam pengerjaan tugas akhir ini.

6. Dr. Muhammad Anton Gibrata selaku Pembimbing Eksternal dalam penyediaan data dan analisis tugas akhir ini.

7. Supaat Setia Hadi, M.Kes. dan Yeni Masyeta selaku kedua orang tua penulis yang senantiasa mengirimkan do’a dan dukungan kepada penulis.

8. Daffa, Corry, Fajrul, dan Tata selaku kelompok tugas akhir digital core analysis.

Penulis menyadari bahwa masih terdapat banyak kekurangan dalam segi penyajian data maupun penulisan laporan. Kritik dan saran yang membangun sangat kami harapkan demi penulisan selanjutnya yang lebih baik.

Sidoarjo, 21 Agustus 2020

(10)

Universitas Pertamina - vi

DAFTAR ISI

LEMBAR PENGESAHAN ... i LEMBAR PERNYATAAN ... ii ABSTRAK ... iii ABSTRACT ... iv KATA PENGANTAR ... v DAFTAR ISI ... vi

DAFTAR TABEL... viii

DAFTAR GAMBAR ... ix DAFTAR SINGKATAN... x BAB I. PENDAHULUAN ... 1 1.1 Latar Belakang ... 1 1.2 Rumusan Masalah ... 2 1.3 Batasan Masalah... 2 1.4 Tujuan Penelitian ... 2 1.5 Manfaat Penelitian ... 2 1.6 Lokasi Penelitian ... 2

1.7 Waktu Pelaksanaan Penelitian ... 3

BAB II. TINJAUAN PUSTAKA ... 4

2.1 Digital Rock Physics ... 4

2.2 Porositas... 5

2.2.1 Porositas dari Metode Coring... 6

2.2.2 Porositas dari Metode Digital Image Analysis... 7

2.3 Permeabilitas ... 9

2.3.1 Permeabilitas dari Metode Coring... 9

2.3.2 Permeabilitas dari Metode Digital Image Analysis... 10

2.4 Segmentasi dan Thresholding ... 12

BAB III METODE PENELITIAN ... 14

3.1 Bentuk Penelitian ... 14

3.2 Metode Pengumpulan Data ... 14

3.3 Alat dan Bahan ... 16

3.4 Metode Analisis Data ... 16

(11)

Universitas Pertamina - vii

BAB IV. HASIL DAN PEMBAHASAN... 18

4.1 Rekonstruksi Sampel ... 18

4.2 Segmentasi dan Thresholding ... 20

4.3 Porositas... 22

4.4 Permeabilitas ... 24

4.5 Analisa dan Diskusi ... 26

BAB V. KESIMPULAN DAN SARAN ... 29

5.1 Kesimpulan ... 29

(12)

Universitas Pertamina - viii

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1 Jadwal Penelitian ... 3

Tabel 2.1 Pengelompokkan Nilai Porositas ... 8

Tabel 2.2. Klasifikasi Algoritma Thresholding ... 13

Tabel 3.1 Data Hasil Uji RCAL-SCAL Micro Plug Lapangan D ... 15

Tabel 4.1. Hasil Penentuan Nilai Porositas Digital Rock Physics ... 21

(13)

Universitas Pertamina - ix

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Ringkasan dari Tahapan Metode Digital Rock Physics ... 4

Gambar 2.2. Klasifikasi Metode Penentuan Porositas ... 5

Gambar 2.3. Skema Helium Porosimeter ... 7

Gambar 2.4. Skema Alat Pengukur Permeabilitas Pada Core Plug ... 10

Gambar 2.5. Contoh Plot Klinkenberg Pengukuran Permeabilitas ... 10

Gambar 2.6. Proses Segmentasi dan Thresholding pada Fiji ... 12

Gambar 2.7. Perbandingan Hasil Thresholding Metode Otsu dengan Metode Adaptive ... 12

Gambar 3.1. Diagram Alir Penelitian ... 17

Gambar 4.1. Citra 2-Dimensi 8-bit Image Sampel Lapangan D... 18

Gambar 4.2. Citra 3-Dimensi 8-bit Image Sampel Lapangan D... 19

Gambar 4.3. Proses Thresholding dan Histogram pada Salah Satu Image Slice Sampel ... 20

Gambar 4.4. Binary Image Hasil Proses Thresholding ... 21

Gambar 4.5. Proses Thresholding pada 3-D 8-bit Image Sampel Lapangan D ... 21

Gambar 4.6. Porositas Bidang Фxy, Фxz, Фyz ... 23

Gambar 4.7. Titik Noise pada Hasil Thresholding 3-D Image ... 26

Gambar 4.8. Tanda Indikasi Adanya Perbedaan Struktur Batuan pada Sampel Micro Plug Lapangan D ... 27

(14)

Universitas Pertamina - x

DAFTAR SINGKATAN

LAMBANG / SINGKATAN

ARTI KETERANGAN

Ф

t

Porositas Total

Ф

xy

Porositas Bidang XY

Ф

xz

Porositas Bidang XZ

Ф

yz

Porositas Bidang YZ

k

abs

Permeabilitas Absolut

k

x

Permeabilitas Vektor X

k

y

Permeabilitas Vektor Y

k

z

Permeabilitas Vektor Z

Ф

Porositas

Ф

eff

Porositas Efektif

Ф

ffp

Porositas Batuan yang Bebas Fluida (Free

Fluid Porosity)

Ф

bfp

Porositas Batuan yang Memiliki Kandungan

Fluida (Bound Fluid Porosity)

k

Permeabilitas

V

pores

/ V

p

Volume Pori

V

bulk

/ V

Volume Bulk

V

inter

Volume Pori yang Terkoneksi

V

disc

Volume Disk Penutup Sample Chamber

Q

Laju Alir Fluida

A

Luas Area Penampang

µ

Viskositas

ΔP

Perbedaan Tekanan

L

Panjang Penampang

a

Konstanta Permeabilitas a

b

Konstanta Permeabilitas b

c

Faktor Sementasi Batuan

V

clay

Faktor Volume Clay

(15)

(16)

Universitas Pertamina - 1

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Tingkat keberhasilan suatu lapangan migas sangat ditentukan oleh well planning yang tepat yang hanya akan diraih dengan prediksi parameter petrofisika yang akurat. Parameter petrofisika seperti porositas, permeabilitas, dan saturasi digunakan untuk kebutuhan evaluasi reservoir seperti penentuan OOIP (Original Oil in-Place) dan IGIP (Initial Gas in-Place). Parameter petrofisika juga dibutuhkan dalam pemetaan petroleum system dan interpretasi seismik yang lebih akurat.

Akuisisi parameter petrofisika umumnya dilakukan dengan metode logging seperti gamma ray log, neutron log, sonic log, dan density log. Hasil dari log akan divalidasi dengan hasil analisis laboratorium yang dilakukan dengan meneliti sampel core pada lapangan tersebut. Namun, waktu yang dibutuhkan untuk pengerjaan metode ini tergolong cukup lama sedangkan dunia perminyakan saat ini lebih mengutamakan metode-metode akuisisi petrofisika yang lebih cepat. Oleh karena itu, saat ini diperkenalkan metode alternatif penentuan parameter petrofisika baru dengan menggunakan Digital Rock Physics.

Keuntungan dari Digital Rock Physics adalah dapat menggambarkan secara jelas tentang diagenesa batuan, sortasi, saturasi, serta permeabilitas relatif dengan cepat dan ekonomis. Selain itu, Digital Rock Physics juga dapat memprediksi porositas dan permeabilitas batuan dalam lingkup 3 dimensi. Konsep pengerjaan metode ini adalah dengan mengambil citra gambar dari salah satu core plug suatu reservoir dengan menggunakan µCT-Scan yang selanjutnya akan direkonstruksi dan dianalisa dengan bantuan komputer.

Metode Digital Rock Physics untuk akuisisi parameter petrofisika batuan sampai saat ini masih dalam tahap pengembangan. Saat ini masih belum dapat ditemukan standar persamaan matematis yang pasti untuk metode ini karena kondisi lapangan migas dunia sangat beragam dan standar kualitas data perusahaan yang berbeda-beda. Oleh karena itu, penulis ingin mencoba mengembangkan metode ini untuk menentukan parameter porositas dan permeabilitas dari salah satu contoh lapangan karbonat.

Penelitian ini akan berfokus pada akuisisi parameter porositas (porositas total dan porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz) serta permeabilitas (permeabilitas absolut dan permeabilitas anisotropik) dengan menggunakan metode Digital Rock Physics yang akan dikomparasi dengan hasil uji laboratorium. Penelitian ini difungsikan untuk mengestimasi keakurasian dari metode Digital Rock Physics sehingga hasil yang didapatkan dapat dikembangkan lebih jauh untuk mendapatkan hasil parameter petrofisika Digital Rock Physics yang lebih akurat.

(17)

1.2 Rumusan Masalah

Rumusan masalah pada penelitian tugas akhir ini adalah sebagai berikut :

1. Berapakah nilai porositas total (Фt), porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz, permeabilitas absolut (kabs), dan permeabilitas anisotropik (kx, ky, kz) yang didapatkan dari sampel dengan menggunakan metode Digital Rock Physics (DRP)?

2. Bagaimana hasil komparasi nilai porositas total (Фt), porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz, permeabilitas absolut (kabs), dan permeabilitas anisotropik (kx, ky, kz) dari metode Digital Rock Physics (DRP) terhadap hasil uji laboratorium?

3. Bagaimana bentuk kurva porositas vs permeabilitas yang terbentuk dari metode Digital Rock Physics (DRP)?

1.3 Batasan Masalah

Penelitian ini dilakukan dengan menganalisa metode Digital Rock Physics dalam penentuan nilai porositas dan permeabilitas dari suatu sampel reservoir karbonat. Batasan dalam penelitian ini yaitu :

1. Penelitian ini menggunakan hasil µCT-Scan dari sampel micro plug reservoir karbonat Lapangan D

2. Penelitian ini menggunakan model 2-D dan 3-D dari sampel

3. Pengerjaan metode Digital Rock Physics menggunakan software Amira-Avizo dan Fiji

4. Penelitian ini hanya mendapatkan nilai porositas total, porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz permeabilitas absolut , dan permeabilitas anisotropik

(18)

1.4 Tujuan Penelitian

Tujuan penelitian tugas akhir yang akan dilakukan kali ini yakni sebagai berikut :

1. Mengukur porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz dari hasil pencitraan 2D Digital Rock Physics (DRP) dan nilai porositas total (Фt) dari hasil pencitraan 3D Digital Rock Physics (DRP).

2. Mengukur permeabilitas anisotropik (kx, ky, kz) dari hasil pencitraan 2D dan nilai permeabilitas absolut (kabs) dari hasil pencitraan 3D metode Digital Rock Physics (DRP).

3. Membandingkan dan menganalisa hasil nilai porositas (Ф) dan permeabilitas (k) dengan hasil uji laboratorium

1.5 Manfaat Penelitian

Manfaat dari penelitian ini adalah membuktikan validasi dari metode Digital Rock Physics (DRP) sebagai alternatif dalam mengestimasi besar nilai porositasn dan permeabilitas pada sampel reservoir karbonat.

1.6 Lokasi Penelitian

Penelitian ini dilakukan di dalam Universitas Pertamina

.

1.7 Waktu Pelaksanaan Penelitian

Penelitian ini direncanakan dalam lama waktu 6 (enam) bulan yaitu Maret 2020 – September 2020 atau dapat menyesuaikan waktu yang tersedia.

(19)

(20)

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Digital Rock Physics

Digital Rock Physics (DRP) merupakan suatu metode untuk mendapatkan properti petrofisika dari reservoir menggunakan image-based modelling. Penggunaan metode DRP mulai banyak digunakan dalam studi reservoir karena DRP dapat mendapatkan hasil properti petrofisika lebih cepat jika dibandingkan dengan metode Routine Core Analysis (RCA). Umumnya proses analisa petrofisika dengan metode RCA dapat memakan waktu dari mingguan hingga bulanan sehingga metode RCA akan lebih mahal jika dibandingkan dengan metode DRP. Keuntungan lain dari metode DRP adalah kemampuan metode ini untuk menganalisa permeabilitas dengan arah yang berbeda-beda (permeabilitas anisotropik) serta metode ini dapat digunakan dalam analisa mineral batuan.

Menurut Pinto (2019), Proses dari metode Digital Rock Physics (DRP) terdiri dari 3 tahapan. Tahapan pertama merupakan proses rekonstruksi citra yang dilakukan dengan proses imaging dari batuan hingga mencapai skala pori dengan bantuan CT – Scan dan µCT – Scan. Tahapan selanjutnya adalah proses Segmentasi dan Thresholding dimana citra batuan akan disegmentasi bagian pori-pori dan bagian matriksnya sehingga citra batuan akan menjadi gambar berbentuk biner. Setelah citra batuan berhasil diubah menjadi bentuk biner maka tahapan akhir dari metode ini yaitu mensimulasikan proses fisis di dalam bagian pore network dari gambar biner untuk mendapatkan properti petrofisika yang diinginkan.

(21)

2.2 Porositas

Porositas merupakan salah satu faktor yang penting didalam evaluasi reservoir dan aquifer karena lapisan reservoir dan aquifer merupakan lapisan geologi berpori yang didalamnya terdapat minyak dan gas yang tersimpan. Porositas didefinisikan sebagai perbandingan/fraksi antara volume dari pori-pori batuan dengan volume total dari suatu batuan.

Porositas umumnya dibagi menjadi 2 yaitu porositas absolut dan porositas efektif. Hal yang membedakan antara porositas absolut dan porositas efektif adalah sudut pandang volume pori-pori batuan. Porositas efektif hanya menggunakan volume pori yang terkoneksi antara satu dengan yang lain, sedangkan porositas absolut didapatkan dari total volume pori yang terdapat pada batuan tidak terkecuali dengan pori-pori batuan yang tidak terkoneksi.

Nick (2014) mengemukakan 2 persamaan empiris dalam perhitungan porositas absolut dan porositas efektif. Persamaan 1 menunjukkan cara perhitungan porositas absolut (Фt) yang didapatkan

dari pembagian antara volume pori batuan (Vpore) dengan volume total batuan (Vbulk) dengan bentuk

persamaan matematis sebagai berikut.

Фt = (Vpores Vbulk)

Persamaan 2 menunjukkan cara perhitungan porositas efektif (Фeff) yang didapatkan dari

pembagian antara volume pori yang terkoneksi (Vinter) dengan volume total batuan (Vbulk) dengan

persamaan matematis sebagai berikut.

Фeff = (Vinter Vbulk)

(1)

(22)

Metode-metode penentuan porositas batuan sangat bervariasi karena jenis batuan antara 1 daerah dengan daerah yang lain tidak memiliki karakteristik yang sama. Tuntutan adanya metode penentuan porositas yang bervariasi disebabkan karena variasi sortasi butiran, mineral pembentuk batuan, sementasi, dan sejarah diagenesis batuan yang berbeda-beda. Oleh karena itu, Anovitz dan Cole (2015) telah membuat tabel pengelompokan metode-metode penentuan porositas yang umum digunakan di dunia petofisika dengan penggunaan yang dibedakan pada besar diameter pori.

Gambar 2.2. Klasifikasi Metode Penentuan Porositas (Anovitz dan Cole, 2015)

2.2.1 Porositas dari Metode Coring

Porositas dari metode coring merupakan salah satu cara penentuan nilai porositas suatu batuan dengan melakukan pengukuran langsung besar volume total dan volume matriks sampel core reservoir melalui porosimeter. Menurut Nick (2014), Porosimeter umumnya menggunakan gas helium sebagai media untuk menghitung true density dan true porosity berdasarkan asumsi bahwa helium dapat menembus pori-pori batuan yang terkecil dimana fluida tidak dapat menembus pori-pori tersebut. Konsep utama dari helium porosimeter adalah melakukan pengukuran densitas dan volume butir pada sampel core dengan tekanan ekuivalen tertentu.

(23)

Universitas Pertamina - 7 Gambar 2.3. Skema Helium Porosimeter (Toæter dan Abtahi, 2003)

Porosimeter helium menggunakan Hukum Boyle sebagai persamaan dasar untuk mengukur volume butir sampel dengan P1 dan P2 sebagai tekanan dan Vdisc sebagai volume disk dari sample chamber. Nick (2014) menuliskan persamaan porosimeter helium sebagai berikut.

𝐺𝑟𝑎𝑖𝑛 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 = −6,306835 𝑥 (𝑃1

𝑃2) + 53,74626 − 𝑉𝑑𝑖𝑠𝑐

Disk pada sample chamber bertindak sebagai penyekat ketika gas helium mulai dialirkan ke dalam sampel core. Tingkat keakurasian pengukuran porositas bergantung pada tekstur permukaan sampel core yang halus serta bentuk sampel core yang tepat berbentuk silinder. Hasil nilai porositas dengan metode ini hanya akan menghasilkan nilai error sebesar ±0.3 persen pada sampel core yang memiliki tekstur permukaan yang halus.

2.2.2 Porositas dari Metode Digital Image Analysis

Menurut Sidiq dan Niyartama (2017), Porositas untuk Digital Rock Physics dapat dihitung dengan menggunakan persamaan porositas batuan umum dengan Vp mewakili volume pori-pori batuan dan V bertindak sebagai volume total batuan (volume bulk). Bentuk persamaan matematis untuk perhitungan porositas adalah sebagai berikut.

Ф= 𝑉𝑝 𝑉

(3)

(24)

Universitas Pertamina - 8 Dalam kasus Digital Rock Physics, volume pori dan volume bulk diinterpretasikan sebagai total pixel dari daerah citra biner yang sebelumnya telah dilakukan proses segmentasi dan thresholding sehingga persamaan porositas dapat dimodifikasi ulang dengan mengasumsikan Vp sebagai total pixel di daerah pori sampel micro plug dan V sebagai total keseluruhan pixel dari citra biner. Persamaan matematis ini dapat dituliskan sebagai berikut

.

Фimage = Σ pixels in pore space 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑛𝑢𝑚𝑏𝑒𝑟 𝑜𝑓 𝑃𝑖𝑥𝑒𝑙𝑠

Dalam mempermudah pengelompokkan nilai porositas, Koesoemadinata (1980) telah membuat pengelompokkan nilai porositas yang bertujuan untuk memudahkan akuisisi nilai porositas yang telah didapatkan. Pengelompokkan nilai porositas oleh Koesoemadinata dituliskan di dalam tabel berikut.

Tabel 2.1. Pengelompokkan Nilai Porositas

Pengukuran tingkat akurasi hasil penentuan nilai porositas dengan menggunakan Digital Rock Physics dapat dilakukan dengan cara menghitung nilai error antara hasil porositas Digital Rock Physics terhadapa hasil porositas melalui metode coring yang masuk ke dalam hasil uji laboratorium. Persamaan matematis untuk pengukuran tingkat akurasi hasil porositas melalui Digital Rock Physics dapat dituliskan dengan persamaan matematis seperti berikut.

𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑣𝑎𝑙𝑢𝑒 =

𝐷𝑖𝑔𝑖𝑡𝑎𝑙 𝑣𝑎𝑙𝑢𝑒−𝐿𝑎𝑏 𝑣𝑎𝑙𝑢𝑒

𝐿𝑎𝑏 𝑣𝑎𝑙𝑢𝑒

𝑥 100 %

(5)

(6) Sumber : (Koesoemadinata, 1980)

(25)

2.3 Permeabilitas

Menurut Crain Petrophysical Handbook, Permeabilitas merupakan parameter petrofisika yang menunujukkan kemampuan suatu batuan untuk mengalirkan suatu fluida. Bentuk awal dari konsep permeabilitas pertama kali dikemukakan oleh Darcy (1856). Persamaan darcy selanjutnya dilakukan modifikasi agar persamaan ini dapat digunakan dalam pengukuran petrofisika dalam bentuk sebagai berikut

𝑄 =

−𝑘 × 𝐴 ×

ΔP

µ × 𝐿

Permeabilitas diklasifikasikan sebagai permeabilitas absolut (Kabs) dan permeabilitas relatif (Kr), dan permeabilitas efektif (Keff). (Baig. 2018). Permeabilitas absolut didefinisikan sebagai nilai permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir pada batuan tersebut hanya terdiri dari 1 jenis fluida. Permeabilitas relatif didefinisikan sebagai rasio antara permeabilitas efektif dari suatu fluida (air, minyak, gas) terhadap nilai permeabilitas absolut. Sedangkan Permeabilitas efektif didefinisikan sebagai ukuran kemampuan fluida untuk mengalir diantara fluida lainnya dalam satu ruang batuan.

2.3.1 Permeabilitas dari Metode Coring

Toæter dan Abtahi (2013) menjelaskan penggunaan konsep Klinkenberg Permeability untuk penentuan permeabilitas dengan metode laboratorium. Core plug yang telah bersih dari residu hidrokarbon diletakkan kedalam sample holder. Kemudian core plug akan dialirkan gas N2 dengan laju alir gas yang berbeda-beda. Nilai permeabilitas absolut akan didapatkan dari ekstrapolasi dari beberapa titik nilai Plot (1/P) vs (K) menuju sumbu-y. Titik K dibuat menggunakan hasil pencatatan permeabilitas yang terhitung pada nilai P tertentu dan nilai P didapatkan dari beberapa nilai tekanan gas yang telah ditentukan pada saat menjalankan permeameter

(26)

Universitas Pertamina - 10 Gambar 2.4. Skema Alat Pengukur Permeabilitas Pada Core Plug (Toæter dan Abtahi, 2003)

Gambar 2.5. Contoh Plot Klinkenberg Pengukuran Permeabilitas (Crain Petrophysical Handbook)

2.3.2 Permeabilitas Dari Metode Digital Image Analysis

Allen (2000) mengemukakan bahwa Persamaan Permeabilitas Timur-Coates dapat digunakan sebagai persamaan dasar pendekatan permeabilitas melalui digital images. Persamaan Permeabilitas Timur-Coates merupakan korelasi yang didapatkan melalui komparasi hasil permeabilitas menggunakan metode logging NMR (Nuclear Magnetic Resonance) terhadap hasil permeabilitas dengan metode

coring. Persamaan ini dituliskan sebagai berikut

.

𝐾 = 10000 × (𝑎(Фt)𝑏_{× (}Фffp

Фbfp)

𝑐

)

(27)

Universitas Pertamina - 11 Didalam persamaan ini, nilai a, b,dan c merupakan konstanta yang bernilai 1,4, dan 2. Persamaan ini dapat digunakan sebagai dasar perhitungan permeabiltas menggunakan digital image analysis dengan asumsi nilai free fluid porosity berkorelasi dengan nilai macro porosity dan bound fluid porosity berkorelasi dengan micro porosity. Oleh karena itu, Persamaan Permeabilitas Timur-Coates dapat dibuat sebagai berikut.

𝐾 = 10000 × (𝑎(Фt)𝑏_{× (}Фmacro

Фmicro)

𝑐

)

Khusus untuk kasus penentuan permeabilitas Digital Rock Physics untuk reservoir karbonat, Gibrata, dkk (2019) telah membuat persamaan matematis yang cocok untuk penentuan nilai permeabilitas Digital Rock Physics reservoir karbonat dengan menambahkan variabel Vclay sebagai nilai konstanta untuk faktor kalibrasi nilai permeabilitas akibat unsur clay, variabel d sebagai faktor kalibrasi nilai permeabilitas akibat unsur dolomite, dan Ф sebagai nilai porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz dan dapat juga menggunakan porositas absolut. Persamaan matematis ini dituliskan sebagai berikut.

𝐾 =(𝑎 × 100.000 × Ф 𝑏₎ 10(𝑐 × Vclay )_{+ 𝑑} Dengan : a = 0,8 – 1,2 b = 4,3 – 6 c = 4,5 – 5,5

Vclay = konstanta clay dan bound water (0 – 0,05) d = konstanta diagenesa dan dolomite

Persamaan permeabilitas Digital Rock Physics dari Gibrata, dkk (2019) memiliki sejumlah keuntungan jika dibandingkan dengan persamaan permeabilitas Digital Rock Physics dari Timor – Coates. Persamaan ini dapat memberikan range nilai permeabilitas dengan memperhitungkan faktor nilai porositas dan unsur clay. Persamaan ini juga dapat merepresentasikan tingkat heterogenitas reservoir dengan lebih baik.

(9)

(28)

2.4. Segmentasi dan Thresholding

Segmentasi dan Thresholding merupakan suatu tahapan untuk memisahkan bagian pori – pori batuan dengan bagian matriks batuan pada gambar rekonstruksi Digital Rock Physics sehingga citra rekonstruksi sampel core plug akan berubah menjadi format citra biner. Pada hasil proses Segmentasi

dan Thresholding, warna hitam pada gambar biner menandakan bagian pori - pori batuan dan warna

putih menunjukkan bagian matriks batuan.

Gambar 2.6. Proses Segmentasi dan Thresholding pada Fiji (Dokumentasi Penulis)

Menurut Sidiq dan Niyartama (2017), proses thresholding memiliki 2 metode yang dapat digunakan yaitu Metode Adaptive dan Metode Otsu. Metode Otsu dilakukan dengan cara melakukan segmentasi hanya pada daerah yang memiliki intensitas pori yang tinggi sedangkan Metode Adaptive melakukan segmentasi secara menyeluruh hingga pada nilai pori yang sangat kecil.

Gambar 2.7. Perbandingan Hasil Thresholding Metode Otsu dengan Metode Adaptive (Sidiq dan Niyartama (2017)

(29)

Universitas Pertamina - 13 Rezaei, dkk (2019) menjelaskan tentang klasifikasi algoritma proses Segmentasi dan Thresholding yang menjadi dasar dari metode – metode Thresholding yang digunakan dalam pengerjaan Digital Rock Physics yang salah satunya adalah Metode Otsu dan Metode Adaptive. Definisi dari masing – masing algoritma metode Thresholding pada proses Segmentasi dan Thresholding dituliskan dalam tabel berikut.

Tabel 2.2. Klasifikasi Algoritma Thresholding

Nama Interpretasi

Globaly Thresholding Methods Pemilihan bagian pori – pori batuan (region of interest / ROI) dipilih berdasarkan dengan 1 nilai grayscale

Locally Adaptive Thresholding Methods

Nilai ROI ditentukan berdasarkan properti dari citra yang dianalisa dengan computed based

Region Growing Methods

Nilai ROI ditentukan dengan melakukan iterasi pada piksel citra yang berdekatan dengan menggunakan asumsi bahwa semua piksel citra pada satu obyek khusus akan saling terhubung dan memiliki bentuk

yang seragam

Bayesian Methods

Metode ini menganggap semua intensitas citra merupakan variabel acak dan metode ini menggunakan model probabilistik dari Teori

Bayesian Decision

Watershed Algorithm Metode ini menganggap citra merupakan sebuah peta topografi dengan voxel citra sebagai ketinggian dari suatu point

Incremental Clustering

Metode ini dapat mensegmentasi citra menjadi beberapa kelompok / cluster sehingga metode ini dapat digunakan untuk mensegmentasi

(30)

(31)

BAB III

METODE PENELITIAN

3.1 Bentuk Penelitian

Penelitian ini dikerjakan dengan melakukan pengolahan citra gambar sampel micro plug reservoir karbonat yang berasal dari Lapangan D. Proses ini menggunakan bantuan software Fiji dan

Amira-Avizo 2019 yang mana kedua aplikasi ini berfungsi untuk melakukan Proses Segmentasi &

Thresholding serta melakukan perhitungan porositas dari sampel micro plug.

Selain dari penentuan nilai porositas, citra rekonstruksi dari sampel micro plug Lapangan D juga dapat dilihat dengan menggunakan bantuan dari software Fiji dan Amira-Avizo 2019 dimana Fiji dapat merekonstruksi sampel secara 2-dimensi dan Amira-Avizo mampu melakukan rekonstruksi sampel secara 2-dimensi dan 3-dimensi.

Untuk melakukan perhitungan nilai permeabilitas sampel micro plug reservoir karbonat Lapangan D dapat menggunakan bantuan software Microsoft Excel dengan menginput nilai porositas yang didapatkan ke dalam persamaan matematis permeabilitas Digital Rock Physics karbonatan oleh Gibrata, dkk (2019) yang telah tertulis di dalam bab 2 laporan ini.

3.2 Metode Pengumpulan Data

Metode pengumpulan data dalam penelitian ini menggunakan metode kuantitatif. Penelitian ini dilakukan dengan melakukan perbandingan hasil perhitungan nilai porositas dan permeabilitas metode Digital Rock Physics dengan hasil uji laboratorium RCAL-SCAL (Routine Core Analysis dan Special Core Analysis) pada sampel micro plug reservoir karbonat Lapangan D. Perbandingan hasil Digital Rock Physics dengan hasil uji laboratorium RCAL-SCAL akan menghasilkan nilai error antara nilai porositas dan permeabilitas metode Digital Rock Physics dengan nilai porositas dan permeabilitas dari hasil uji laboratorium RCAL-SCAL sehingga keakurasian penentuan nilai porositas dan permeabilitas metode Digital Rock Physics dapat terukur.

(32)

Universitas Pertamina - 15 Penentuan jenis metode DRP (Digital Rock Physics) yang digunakan dipilih dari berbagai jenis sumber ilmiah seperti disertasi, tesis, paper, jurnal ilmiah, dan arahan serta saran dari dosen pembimbing yang berkaitan dengan topik penelitian. Berikut ini merupakan data hasil uji laboratorium RCAL-SCAL yang digunakan dalam penelitian ini.

Tabel 3.1 Data Hasil Uji RCAL-SCAL Micro Plug Lapangan D

A Petropysical Properties kavg [mD] 8,5 Total Porosity 0,183 µ-Porosity - Perc. Porosity 0,158 FRF 59,75 cem. Factor 2,41 Elastic Properties k [Gpa] 29,74 µ [Gpa] 16,86 Young [Gpa] 42,54 Poisson ratio 0,26 Lamé coeff 18,50 Vp [km/s] 4,86 Vs [Km/s] 2,76 Vp/Vs-ratio 1,76

Two Phase Flow Prop.

Swi 0,08

Sorw 0,13

Krw(Sorw) 0,82

n PD 2,06

n WF 2,99

Three Phase Flow Prop.

Sorg 0,066

(33)

3.3 Alat dan Bahan

Penelitian yang ini membutuhkan alat dan bahan untuk dapat menunjang selama melakukan penelitian, antara lain :

1. Data hasil µCT-Scan sampel micro plug reservoir karbonat Lapangan D (dalam bentuk raw data)

2. Software rekonstruksi citra µCT-Scan dan pengolahan data µCT-Scan (Amira-Avizo

2019, Fiji)

3. Software pengolahan numerik (Microsoft Excel)

4. Media komputasi (komputer)

3.4 Metode Analisis Data

Penelitian ini diawali dengan melakukan perhitungan nilai porositas menggunakan metode

Digital Rock Physics. dimulai dengan melakukan scanning pada sampel core plug yang diinginkan.

Proyeksi dari sampel core plug selanjutnya akan direkonstruksi menjadi citra 8-bit greyscale yang dibutuhkan dalam proses thresholding. Proses scanning sampel core plug dalam Digital Rock Physics umumnya dilakukan dengan menggunakan alat yang bernama Computed Tomography (µCT) – Scan.

Setelah citra 8-bit greyscale didapatkan, langkah selanjutnya adalah proses thresholding. Proses ini bertujuan untuk memisahkan antara matriks dari batuan dengan Untuk kasus penelitian ini, penulis menggunakan Metode Otsu sebagai pilihan metode dalam melakukan proses thresholding. Melalui hasil citra biner yang telah didapatkan dari hasil proses thresholding, penentuan porositas dilakukan dengan menggunakan bantuan software Amira-Avizo 2019 dan Fiji dengan mengikuti konsep kerja menggunakan bentuk persamaan matematis porositas untuk aplikasi Digital Rock Physics.

Setelah porositas didapatkan, permeabilitas dapat dihitung dengan menggunakan persamaan permeabilitas Digital Rock Physics reservoir karbonat oleh Gibrata, dkk (2019) dengan menggunakan banttuan software Microsoft Excel. Hasil akhir dari proses perhitungan permeabilitas adalah grafik porositas vs permeabilitas serta nilai galat (error) antara hasil penentuan porositas dan permeabilitas dengan metode Digital Rock Physics terhadap hasil porositas dan permeabilitas hasil uji RCAL.

(34)

3.5 Diagram Alir

Gambar 3.1. Diagram Alir Penelitian

Mulai

3D 8-bit Image 2D 8-bit Image

Rekonstruksi sampel micro plug

lapangan D 3D-Binary Image 2D-Binary Image Segmentasi dan Thresholding Segmentasi dan Thresholding Porositas total (∅t)

Porositas Bidang ∅xy, ∅xz, ∅yz

Porositas Total DRP sesuai dengan

hasil uji RCAL Raw data sampel µCT-Scan

micro plug lapangan D

Porositas Bidang sesuai dengan hasil

uji RCAL

TIDAK

Kalkulasi Permeabilitas Anisotropik dan Total

TIDAK

SESUAI

Permeabilitas Anisotropik dam Total DRP sesuai dengan hasil uji

RCAL

TIDAK

SESUAI Kalkulasi Nilai Error

Selesai SESUAI

(35)

(36)

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Rekonstruksi Sampel

Sampel micro plug reservoir karbonat Lapangan D memiliki ukuran 800 x 800 x 800 piksel serta format awal berbentuk raw data. Sampel ini sebelumnya telah dilakukan proses scanning dengan menggunakan µCT-scan agar dapat dilakukan proses pengerjaan digital core physics. Untuk pengerjaan

Digital Rock Physics, hasil scanning dari sampel micro plug akan dilakukan proses rekonstruksi citra

digital untuk mengubah format hasil scanning sampel dari raw data menjadi bentuk 8-bit image. Proses rekonstruksi dilakukan pada hasil scan raw data sampel micro plug Lapangan D menghasilkan output 8-bit image yang masing-masing berbentuk 2-dimensi dan 3-dimensi. Proses rekonstruksi 2-D 8-bit image menggunakan resolusi 800 x 800 piksel serta seluruh bagian sampel micro

plug akan direkonstruksi menjadi 800 image slices yang sesuai dengan rekomendasi software Fiji

berdasarkan besar ukuran raw data sampel micro plug Lapangan D. Berikut merupakan salah satu image slice hasil rekonstruksi raw data sampel micro plug Lapangan D.

(37)

Universitas Pertamina - 19 Untuk proses rekonstruksi citra digital 8-bit sampel Lapangan D secara 3-dimensi, penulis menggunakan format 3-D rendering dengan resolusi 800 x 800 x 800 piksel seperti pada hasil rekomendasi dari pembimbing. Berikut merupakan hasil rekonstruksi 3-dimensi sampel micro plug Lapangan D yang memiliki format gambar 8-bit.

(38)

4.2 Segmentasi dan Thresholding

Hasil rekonstruksi 2-D dan 3-D berupa format citra digital 8-bit akan dilakukan Proses Segmentasi Dan Thresholding. Pada penelitian kali ini, kedua citra digital hasil rekonstruksi (2-D image dan 3-D image) menggunakan Metode Otsu pada pemilihan metode Segmentasi Dan Thresholding-nya. Metode ini dipilih karena metode ini dinilai lebih cocok untuk sampel ini jika dibandingkan dengan metode Thresholding yang lainnya.

Pengerjaan 2-D Binary Image pada penelitian kali ini menggunakan sistem kerja Image

Stacking. Image Stacking bekerja dengan cara menyatukan beberapa Image Slices dengan arah vektor

yang sama. Image slices yang telah disatukan kemudian dilakukan proses Thresholding dengan format histogram yang seragam. Keuntungan dari penggunaan Image Stacking pada pemrosesan 2-D Binary Image adalah penggunaan format histogram yang beragam tergantung dari jumlah kumpulan image slice yang telah disatukan sehingga image stacking dapat merepresentasikan heterogenitas reservoir lebih baik jika dibandingkan dengan Proses Segmentasi Dan Thresholding untuk 3-D image Berikut merupakan hasil Proses Segmentasi Dan Thresholding untuk citra digital 2-D 8-bit Image Sampel Lapangan D yang didapatkan.

(39)

Universitas Pertamina - 21 Gambar 4.4. Binary Image Hasil Proses Thresholding

Pada kasus Proses Segmentasi Dan Thresholding untuk citra 3-dimensi sampel, hasil binary image dari sampel tidak dapat dilihat pada software Amira-Avizo 2019. Penulis hanya dapat mengakses hasil pemasangan colour mask pada bagian pori-pori batuan yang akan disegmentasi. Format pengaturan histogram untuk Thresholding pada citra digital 3-D ini dibuat seragam pada seluruh bagian dari model karena sampel micro plug memiliki ukuran fisik yang kecil sehingga faktor bias dari heterogenitas sampel dapat diabaikan untuk menyederhanakan algoritma proses Thresholding 3-D image. Berikut merupakan hasil Proses Segmentasi Dan Thresholding untuk citra digital 3-D 8-bit Image Sampel Lapangan D yang didapatkan.

(40)

4.3 Porositas

Pada penelitian ini, nilai porositas didapatkan melalui operasi fraksi antara total piksel dari pori-pori batuan terhadap total piksel dari keseluruhan Binary Image. Porositas total (Фt) didapatkan melalui hasil pengolahan Digital Rock Physics dari 3-D Binary Image dengan bantuan software Amira-Avizo 2019. Untuk penentuan nilai porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz penulis menggunakan bantuan software Fiji untuk pemrosesan 2-D Binary Image pada permukaan arah XY dan selanjutnya penulis menggunakan software Amira-Avizo 2019 untuk gambar dengan permukaan arah YZ dan XZ. Berikut merupakan hasil perhitungan porositas pada sampel micro plug Lapangan D dengan menggunakan metode Digital Rock Physics

.

Tabel 4.1. Hasil Penentuan Nilai Porositas Digital Rock Physics

Porosity XY

Porosity XZ

Porosity YZ

Porosity total

Mean (frac)

0,182

0,179

0,182

0,181

Min (frac)

0,125

0,123

0,125

-

Max (frac)

0,236

0,233

0,236

-

(41)

Universitas Pertamina - 23 Nilai porositas minimum dan maxiumum hanya dapat didapatkan dari penentuan porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz yang dilakukan pada 2-D image. Karena setiap image slice dari Proses Image Stacking memiliki nilai porositas yang berbeda-beda walaupun image slices tersebut menggunakan histogram Thresholding yang seragam. Meskipun nilai error porositas total dan porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz hasil Digital Rock Physics menunjukkan angka yang sangat rendah, akan tetapi nilai error dari hasil penentuan porositas ini tidak dapat dianggap secara langsung sebagai tolak ukur keakurasian hasil porositas Digital Rock Physics terhadap nilai porositas riil. Hal ini disebabkan oleh beberapa faktor yang akan dibahas di dalam Sub-Bab Analisa dan Diskusi.

Gambar 4.6. Porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 0,22 0,24 0,26 No .Sl ic e s Porositas (frac)

Porositas Bidang Ф

_xy,

Ф

_xz,

Ф

_yz

(42)

4.4 Permeabilitas

Permeabilitas Digital Rock Physics didapatkan melalui hasil porositas total (Фt) dan porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz yang telah ditentukan sebelumnya. Kalkulasi nilai permeabilitas untuk penelitian ini menggunakan persamaan permeabilitas reservoir karbonat oleh Gibrata, dkk (2019) dengan bentuk persamaan matematis sebagai berikut.

𝐾 =(𝑎 × 100.000 ×θ

𝑏₎

10(𝑐 × Vclay )_{+ 𝑑}

Nilai konstanta yang digunakan pada penelitian kali ini berturut-turut adalah 1, 5,2, dan 2,4 pada konstanta a, b, dan c serta nilai konstanta Vclay dan d berturut-turut adalah 0,05 dan 0. Konstanta d pada

penelitian ini diabaikan karena faktor diagenetik dan unsur mineral dolomite dari sampel diabaikan

mengingat sampel micro plug ini berukuran kecil sehingga peluang hasil bias dari sampel micro plug ini kecil.

(43)

Proses kalkulasi nilai permeabilitas ini menggunakan bantuan Microsoft Excel dalam

pengerjaannya. Permeabilitas Absolut (kabs) dan permeabilitas anisotropik (kx, ky, kz) didapatkan dari

hasil kalkulasi permeabilitas menggunakan nilai porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz. Berikut merupakan hasil perhitungan permeabilitas pada sampel micro plug Lapangan D dengan menggunakan metode Digital Rock Physics.

Tabel 4.2. Hasil Penentuan Nilai Permeabilitas Digital Rock Physics

Kx

Ky

Kz

Kabs

Permeabilitas (md)

7,37

8,08

7,84

Error (frac)

0,133

0,0584

0,049

0,077

Nilai Permeabilitas Anisotropik didapatkan dari hasil rata-rata kalkulasi permeabilitas setiap image slice yang berada pada arah vektor yang sama (arah x, y, dan z) sedangkan nilai Permeabilitas

Absolut (kabs) dihitung dengan merata-ratakan hasil dari Permeabilitas Anisotropik (kx, ky, kz) yang telah

didapatkan sebelumnya. Nilai error dari permeabilitas ditentukan dari nilai permeabilitas absolut pada data RCAL yang tersedia. Analisa dari nilai error permeabilitas akan dibahas lebih lanjut pada Sub-Bab Analisa dan Diskusi.

(44)

4.5 Analisa dan Diskusi

Melihat dari Binary Image hasil proses thresholding pada 2-D image, terlihat bahwa penggunaan dari Metode Otsu memiliki hasil yang cukup bagus dalam mensegmentasi bagian pori-pori dari gambar sampel. Bagian dari pori-pori batuan (bagian dari gambar yang berwarna abu-abu) hampir seluruhnya tertutupi oleh colour mask merah. Colour mask ini akan mengkonversi bagian yang ditutupinya dengan bagian warna hitam yang berada pada Binary Image sampel. Hasil dari proses thresholding juga menggambarkan bahwa Metode Otsu memiliki kelebihan dalam proses segmentasi pori-pori batuan yang mana pori-pori mikro dari sampel ini tereliminasi secara bagus sehingga Binary Image tidak terlalu memiliki bintik-bintik hitam yang terisolasi. Bagian Binary Image yang memiliki bintik hitam terlalu banyak akan menyebabkan penyimpangan hasil porositas yang didapatkan sehingga hal ini dapat mengurangi keakurasian hasil porositas dari Digital Rock Physics terhadap nilai riil dari porositas batuan tersebut.

Bertolak belakang dengan hasil thresholding pada 2-D image, Hasil proses thresholding pada

3-D image diketahui memiliki beberapa bagian yang tidak tertutup secara sempurna. Bagian ini dapat

terlihat jelas pada segmen colour mask biru tidak menutupi bagian pori-pori batuan secara sempurna. Berikut ini merupakan beberapa bagian segmen dari 3-D image yang mengalami gangguan.

Gambar 4.7. Titik Noise pada Hasil Thresholding 3-D Image

Beberapa bagian yang mengalami gangguan masking pada 3-D image saat thresholding menyebabkan nilai porositas total (Фt) yang didapatkan kurang merepresentasikan nilai porositas pada

(45)

Universitas Pertamina - 27 hasil Digital Rock Physics yang sesungguhnya sehingga nilai error yang didapatkan memiliki nilai yang lebih kecil jika dibandingkan dengan nilai porositas total Digital Rock Physics yang sesungguhnya (Kameda, 2003). Oleh karena itu, hasil porositas total (Фt) pada penelitian ini kurang cocok untuk dijadikan acuan dalam validasi penentuan porositas total 3-D Digital Rock Physics terhadap nilai porositas total riil.

Pada kasus penentuan nilai permeabilitas anisotropik, dapat diketahui bahwa nilai permeabilitas kx memiliki nilai error yang cukup besar jika dibandingkan dengan hasil nilai permeabilitas yang lain. Hal ini diduga terjadi karena adanya indikasi perbedaan struktur matriks dan pori-pori batuan dikarenakan efek perbedaan algoritma rekonstruksi antara software Fiji dengan Amira – Avizo. Perbedaan algoritma pada program mempengaruhi pembacaan piksel pada citra (Kameda, 2003)

a. Fiji b. Amira – Avizo

Gambar 4.8. Tanda Indikasi Adanya Perbedaan Struktur Batuan pada Sampel Micro Plug Lapangan D Titik Perbedaan

Struktur Batuan

(46)

Universitas Pertamina - 28 Masalah perbedaan struktur batuan ini menyebabkan perlunya analisa pore network modelling lebih lanjut untuk menentukan konstanta persamaan matematis permeabilitas yang cocok untuk kalkulasi nilai permeabilitas kx. Akan tetapi, besaran nilai error dari permeabilitas kx masih dapat dijadikan sebagai acuan untuk validasi hasil permeabiltas Digital Rock Physics karena permeabilitas kx memiliki trendline yang seragam pada hasil grafik porositas vs permeabilitas pada saat dibandingkan dengan hasil trendline porositas vs permeabilitas dari arah image stacking vektor yang lainnya. Hal ini dapat menjadi salah satu alasan untuk menganggap bahwa image stacking arah vektor x homogen dengan yang lainnya meskipun struktur batuan pada image stacking arah vektor x berbeda. Berikut merupakan kurva dari porositas vs permeabilitas dari hasil Digital Rock Physics.

Gambar 4.9. Kurva Porositas vs Permeabilitas Sampel Micro Plug Lapangan D

y = 56234x5,2 R² = 1 1 10 100 0,1 0,15 0,2 0,25 P er mea b ili ty (md ) Porosity (frac)

Porosity vs Permeability

Permeabilitas Y Permeabilitas X Permeabilitas Z Power (Permeabilitas Z)

(47)

(48)

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

1.1 Kesimpulan

Berdasarkan hasil penelitian Tugas Akhir dengan judul “Aplikasi Digital Rock Physics dalam Penentuan Porositas dan Permeabilitas Reservoir Karbonat Lapangan D”, dapat disimpulkan bahwa :

1.Nilai porositas bidang Фxy, Фxz, Фyz dari hasil Digital Rock Physics bernilai 0,182, 0,179, dan 0,182. Sedangkan nilai porositas total (Фt) yang didapatkan bernilai 0,181.

2. Nilai permeabilitas anisotropik (kx, ky, kz) dari hasil Digital Rock Physics bernilai 7,37 md, 8,08 md, dan 8,08 md. Sedangkan nilai permeabilitas absolut (kabs) yang didapatkan bernilai 7,84 md.

3.

Nilai error hasil porositas dari Digital Rock Physics berkisar pada range 0,3% - 2,1% dan nilai error hasil permeabilitas berkisar pada range 7,7% - 13,3 % serta seluruh nilai error yang didapatkan dapat mencerminkan keakurasian metode Digital Rock Physics kecuali nilai error dari porositas total (Фt)

.

(49)

1.2 Saran

Melalui hasil penelitian Tugas Akhir dan kesimpulan yang telah dipaparkan, maka penulis mengajukan beberapa saran untuk dapat dipertimbangkan dalam penelitian Tugas Akhir lebuh lanjut yang lain diantranya yaitu :

1. Perlunya diadakan penelitian lebih lanjut tentang sensitivitas rock typing terhadap penentuan porositas dan permeabilitas melalui Digital Rock Physics.

2. Pendalaman teori tentang efek dari noise terhadap hasil kalkulasi parameter petrofisika melalui Digital Rock Physics.

3. Perlunya dilakukan studi mengenai komparasi parameter petrofisika hasil Digital Rock Physics terhadap hasil uji RCAL pada reservoir non-konvesional sebagai bentuk pengembangan dari konsep teori penentuan parameter petrofisika melalui Digital Rock Physics.

(50)

(51)

DAFTAR PUSTAKA

Nick, D., (2014), Determination of Porosity for Core Samples and Interconnected Void Space of Marbles Through Bulk Volume, Barnes Method, and Helium Porosimeter. Penn State University.

Anovitz, L. M. and D. R. Cole., (2015), Characterization and Analysis of Porosity and Pore Structure. Reviews in Mineralogy and Geochemistry, Vol. 80 pp. 61-164.

Pinto, A. B., (2019), An Integrated Approach Based on Coreflooding and Digital Rock Physics Techniques to Rock Porosity and Permeability Characterization. Petroleum Engineering. Instituto Superior Técnico.

Allen, D., Flaum, C., Ramakrishnan, T.S., (2000), Trends in NMR logging, Schlumberger Oilfield Review.

Rezaei, F

.,

Izadi, H., Memarian, H., Baniasadi, M., (2019), The Effectiveness of Different Thresholding in Segmenting Micro CT Images of Porous Carbonates to Estimate Porosity. Journal of Petroleum Science and Engineering. Vol. 177 pp. 518-527.

Sidiq, I. N. and Niyartama, T. F., (2017), Porosity Identification of Carbonate Reservoir using Digital Rock Physics Method, Proceeding on International Conference of Science and Engineering, Vol. 1 pp. 175-181.

Baig, M. H., (2018), Digital Image Analysis for Petrophysical Evaluation. Faculty of Science and Technology, University of Stavanger.

Gibrata, M. A, et al, (2019), An Innovative and Integrated Reservoir Characterization Driven by Modified Saturation Height Model and Variable Fluid Contact for Challenging Complex Sandstone Reservoir. Society of Petroleum Engiinering. SPE-198634-MS.

Abtahi, M. and Toæter, O., (2003). Experimental Reservoir Engineering Laboratory Workbook. Departement of Petroleum Engineering and Applied Geophysics. Norwegian University of Science and Technology.

Koesoemadinata, R. P., (1980). Geologi Minyak dan Gas Bumi. Jilid I Edisi Kedua. Institut Teknologi Bandung.

Nobuyuki, O., (1979). A Threshold Selection Method from Gray-Level Histogram. IEEE Vol.9 No.1 pp. 62-68.

Kameda, A., (2003). Permeability Evolution in Sandstone : Digital Rock Approach. Departement of Geophysics. Stanford University.

(52)

(53)

(54)

(55)