Vol. 1, No.1, 2017, p. 28-35
Prediksi Pore Pressure Menggunakan Metode D-Exponent Dan Eaton  Sonic  Log
P.Subiatmono 1a , Avianto Kabul Pratiknyo 1b dan Dicky Dingkaputra 1c
1a,b,c Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral UPN “Veteran” Yogyakarta Jl. SWK 104 Condongcatur Yogyakarta 55285
Email : p.subiatmono@gmail.com
Received 14 Oktober 2016; Accepted 20 February 2017 Available online 30 March 2017

## ABSTRAK
Selama  pemboran  tidak  jarang  menjumpai  suatu  permasalahan,  oleh  sebab  itu  evaluasi  sangat  perlu  dilakukan untuk menghindari permasalahan pada operasi pemboran selanjutnya. Seperti pada sumur “X  – 01” di lapangan Y di jumpai gas flowing,pipe sticking, dan mud lost .
Untuk  dapat  mengevaluasi  permasalahan  pada  sumur  “X  –  01”  perlu  diketahui  tekanan  bawah  permukaan. Langkah pertama adalah melakukan kompilasi data parameter drilling, density log , GR log, dan data sonic log. Langkah  selanjutnya  adalah  melakukan  analisa  dan  perhitungan  profil  tekanan  bawah  permukaan.  Analisa  dan perhitungan profil tekanan bawah permukaan digunakan  untuk  mendapatkan desain rekonstruksi pore pressure prediction yang optimum untuk menghindari permasalahan downhole problem pada pelaksanaan pemboran. Kata kunci : gas flowing , pore pressure, sonic log .

## ABSTRACT
During drilling is not uncommon to encounter a problem, that evaluations are needed to avoid further problems in the drilling operation. As in the well "X - 01" on the field Y encountered were gas flowing,, pipe sticking and mud lost.
To be able to evaluate the problems in the well "X - 01" need to know the pressure beneath the surface. The first step is to compile density logs data, GR logs, and sonic logs data. The next step is to conduct an analysis and calculation of the pressure profile under the surface. Analysis and calculation of subsurface pressure profile is used  to  get  the  design  of  the  reconstruction  of  pore  pressure  prediction  optimum  to  avoid  drill  holes  of  the problems during the drilling process.
Keywords : gas flowing, pore pressure, sonic log.

## I. PENDAHULUAN Latar Belakang
Operasi  pemboran  merupakan  suatu  tahap  yang  sangat  kompleks  dan  membutuhkan  banyak  komponen pendukung.  Akan tetapi  sejalan dengan operasi pemboran  berlangsung berdasarkan dari drilling report banyak ditemukan  berbagai  permasalahan.  Permasalahan  tersebut  dapat  menambah non  productive  time (NPT)  dan menyebabkan  banyak  kerugian  di  berbagai  aspek.  Dengan  adanya  evaluasi  permasalahan  pada  pemboran sebelumnya diharapkan dapat menghindari permasalahan yang akan terjadi pada operasi pemboran selanjutnya. Permasalahan  yang  pasti  berdasarkan  dari drilling  report sering  terjadi  selama  operasi  pemboran  adalah gas flowing atau well  kick .  Dari  permasalahan  yang  ada  dapat diindikasikan  ketidaktepatan  penggunaan  berat jenis lumpur  saat  operasi  pemboran  berlangsung.  Dalam  operasi  pemboran  penggunaan  densitas  lumpur  harus  tidak kurang  dari  tekanan  pori  ( pore  pressure )  dan  tidak  lebih  dari  tekanan  rekah  formasi  ( fracture  gradient ). Terjadinya gas  flowing, dan  ditemukan cutting dalam  jumlah  yang  banyak  di shale  shacker mengindikasikan lubang bor yang tidak stabil yang dapat dipengaruhi oleh densitas lumpur yang kurang tepat penggunaannya. Hal ini dapat dilihat pada final well report (FWR) yang mencatat berbagai permasalahan yang terjadi selama operasi pemboran yang berkaitan dengan downhole problem akibat penggunaan densitas lumpur yang tidak tepat.

## Permasalahan
Permasalahan  yang  dijumpai  pada  sumur  X-01  ini  adalah:  Prediksi  atau  penentuan  tekanan  formasi  ( P f )  tidak tepat dan menimbulkan kick problem serta lost

## Metodologi
Metodologi  yang  dipilih  dalam  melakukan  evaluasi downhole  problem di  atas  adalah  dengan  melakukan pendekatan  perhitungan pore  pressure  prediction menggunakan  metode eaton  sonic  log ,  kemudian membandingkan dengan metode D-Exponent yang sebelumnya digunakan. Adapun langkah – langkahnya adalah sebagai berikut:
1. Pengumpulan data Final Well Report , Geology Well Report , dan data – data log seperti density log, gamma ray log , dan sonic log. 2. Melakukan perhitungan overburden dari Density Log . 3. Melakukan penyaringan titik shale (filtering of shale points).
4. Menentukan Normal Compaction Trend  Line.
5. Melakukan perhitungan pore pressure prediction.
6. Melakukan  kalibrasi  antara  hasil pore  pressure  prediction dengan  data  –  data  tekanan  formasi  actual  yang ada seperti RFT, dan DST.
7. Menentukan mud weight design sesuai dengan pore pressure prediction yang di dapat. 8. Mentukan cassing setting depth .

## II. KAJIAN PUSTAKA Tekanan Pori Formasi / Pore Pressure
Tekanan  pori  formasi  merupakan  tekanan  yang  disebabkan  oleh  fluida  yang  berada  di  dalam  pori-pori  batuan formasi.  Pada  umumnya  densitas  lumpur  pemboran  harus  ditentukan  sesuai  dengan  tekanan  formasi  ditambah faktor  keamanan  tertentu.  Sehingga  perlu  diketahui  tekanan  pori  formasi  terlebih  dahulu  sebelum  menentukan densitas lumpur yang akan dipakai.

## Tekanan Overburden
Tekanan overburden adalah  tekanan yang dihasilkan dari kombinasi berat campuran dari mineral-mineral yang diendapkan (matriks batuan) ditambah dengan berat fluida (air, minyak, gas) yang mengisi pori batuan tersebut. Umumnya tekanan overburden akan bertambah besar dengan bertambahnya kedalaman.  Besar gradien tekanan overburden yang  normal  adalah  1  psi/ft  (0.231  kg/cm 2 m).  Dengan  menganggap  berat  jenis  batuan  rata-rata sebesar  2.3  dari berat jenis  air,  sedangkan  besarnya  gradien  tekanan  air  adalah  0.433  psi/ft,  sehingga  besarnya gradien tekanan overburden adalah 2.3 x 0.433 psi/ft akan sama dengan 1.0 psi/ft.

## Metode Prediksi Tekanan Formasi
Metode  perkiraan  dan  pendeteksian  tekanan formasi  terbagi  atas  dua  bagian  besar  yaitu  metode  kualitatif  dan metode  kuantitatif.  Masing-masing  metode  penerapannya  disesuaikan  dengan  data-data  yag  diperoleh  saat  itu. Apakah sebelum operasi pengeboran berlangsung atau ketika operasi pengeboran sedang berlangsung. Jadi, bisa saja  kedua  metode  ini  diterapkan  secara  berurutan  atau  bersama-sama  sejak  survey  geologi  sampai  dengan operasi pengebora selesai.
Metode  kualitatif  merupakan  metode  pendeteksian  tekanan  formasi  ketika  pengeboran  sedang  berlangsung. Metode  ini  tidak  memberikan  informasi  besarnya  tekanan  abnormal  pada  suatu  kedalaman.  Metode  kualitatif
terbagi  atas  lima  metode  yaitu  paleontology,  korelasi  sumur  offset,  anomaly  temperatur ,  resistivity  cutting dan cutting.
Metode  kuantitatif  yaitu  metode  pendeteksian  tekanan  formasi  dimana  informasi  besarnya  tekanan  pada  suatu kedalaman  dapat  diketahui.  Metode  kuantitatif  ini  terbagi  lima  metode  yaitu  :  metode  analisa  seismic,  analisa log, overlay, densitas bulk, dan drilling equation. Masing-masing metode saling berkaitan dan digunakan sesuai dengan kondisi pengeborannya.
Penulis tidak  membahas satu  persatu  metode-metode diatas, adapun dalam penelitian ini  penulis  menggunakan metode d’Exponent dan metoda yang dikembangkan oleh Eaton (1972) dari persamaan Terzaghi (1925) dengan menggunakan data Sonic Log.

## Metoda D’Exponent
Selanjutnya berdasarkan perubahan laju pemboran, dikembangkan suatu  metode empiris untuk  memperkirakan tekanan formasi yang dinamakan d-eksponent yang persamaanya adalah sebagai berikut :
d =
.....................................(1)
Keterangan :
d
= d-exponent. ROP = Laju Penembusan, ft/hr .
N
= Putaran, rpm.
W = Berat Pahat Bor, lbs. Db
= Diameter Pahat, in.
Harga d-eksponent akan bertambah sesuai dengan pengurangan kecepatan pemboran, jika variabel-variabel lain relatif  konstan.  Hal  ini  dikarenakan  harga  Log(ROP/60N)  akan  kurang  dari  satu,  sehingga d-eksponent berbanding terbalik dengan kecepatan pemboran. Demikian juga sebaliknya, bila kecepatan pemboran meningkat maka d-eksponent akan  mengecil.  Plot  antara  harga d-eksponent dengan  kedalaman  pada  formasi shale yang mengalami kompaksi normal, memperlihatkan bahwa harga d-eksponent membesar sesuai dengan bertambahnya kedalaman. Sedangkan pada saat memasuki zona transisi, akan terjadi penurunan harga d-eksponent .
Pengalaman  dilapangan  menunjukan  bahwa  sangat  sulit  untuk  mempertahankan  berat  lumpur  tetap,  terutama pada  daerah  transisi  sehingga d-eksponent tidak  lagi  menunjukan  suatu  perubahan  yang  jelas.  Sehubungan dengan itu dikembangkan suatu metode baru yang merupakan pengembangan dari metode Jordan dan Shirley , yang  dikenal  dengan  dcs  atau d-exsponent yang  sudah  dikoreksi  terhadap  perubahan  berat  jenis  lumpur. Persamaannya adalah sebagai berikut :
dcs = d
……………………...(2)
Keterangan :
dcs
= d-eksponent yang sudah dikoreksi. d = d-eksponent. NP p = Tekanan Pori Normal, (9 ppg).
ECD = Equivalent Circulating Density , ppg.
Sehingga  dengan  diketahuinya  harga d-exponent yang  sudah  dikoreksi,  kita  dapat  menghitung  harga  tekanan formasi dengan menggunakan persamaan berikut :
EMW =
– 0.3 ...............................(3)
Pf     = 0.052 x EMW x D ..................(4)
Keterangan :
Pf = Tekanan Formasi, psig.
D = Kedalaman, ft. dcs = d-eksponent yang Sudah Dikoreksi. EMW = Equivalent Mud Weight , ppg.
0,3
= Trip Margin ( Overbalanced ).

## Metoda Eaton
Dalam teorinya, Eaton menjelaskan jika mayoritas tekanan bawah permukaan berasal dari pengaruh overburden atau  disebut  primary  overpressure  (Eaton  1972). Overpressure ini  terjadi  karena  proses  penimbunan  akibat cepatnya suplay sedimen yang berfungsi sebagai seal sehingga fluida yang ada sebelumnya tidak dapat bergerak. Cairan  yang  terperangkap  dalam  sebuah  kolom  batuan  akan  memberikan  balasan  sebagai  aksi  reaksi  terhadap energi yang datang akibat beban yang semakin bertambah diatasnya yang disebut overpressure primer.
Untuk  melakukan  prediksi  tekanan  pori  dengan  menggunakan  metoda  ini  pada  suatu  daerah  tertentu  cukup menggunakan  data  hasil  pengukuran  geofisika  seperti  data  seismic  dan  data  sonic.  Data  seismic  pada  wilayah tersebut  dan  data  sonic  bisa  kita  gunakan  dari  sumur-sumur  yang  sudah  ada  disekitar  lokasi  yang  akan  kita prediksi. Berikut rumusan singkat dari teori Eaton yang biasa digunakan dalam memprediksi tekanan pori pada formasi.
Pp = S v - (S v - Pn) (∆T n / ∆T o ) 3 …….(5)
Dimana : Pp = Tekanan Pori, psig. S v = Vertical Stress, psig. Pn = Gradien Tekanan Normal, psig. ∆T n = Normal Transit time, µs/ft. ∆T o = Observe Transit time, µs/ft.
Dari  persamaan  diatas,  Eaton  mengandalkan  data  transit  time  pada  lokasi  sumur  kalibrasi  untuk  mendapatkan Normal  Compaction  Trend  (NCT).  NCT  ini  yang  nantinya  digunakan  untuk  menghitung  prediksi  tekanan  pori dengan  menggunakan  rumus  persamaan  Eaton.  Pore  pressure  prediction  yang  dilakukan  oleh  Eaton  ini merupakan suatu pengembangan dari prinsip Terzaghi (1925) yaitu :
σ = Pp + σ’……………………..……(6)
Keterangan
: σ = Overburden, psig. Pp = Pore Pressure, psig. σ’ = Effective Stress, psig.

## III. Pengolahan Data dan Hasil Pengolahan Data
Pengolahan  data  yang  pertama  untuk  melakukan  perhitungan  prediksi  tekanan  pori  menggunakan  metode d- exponent yaitu  dengan  melakukan  perhitungan  sebagai  berikut,  pada  perhitungan  ini  mengambil  contoh  untuk kedalaman 2273.04 ft dengan ROP sebesar 114 ft/hr, RPM sebesar 51 RPM, WOB sebesar 3 lb, dan diameter pahat sebesar 26 inch :
d =
d =
d = 0.2047
Kemudian setelah mengetahui besar nilai d-exponent selanjutnya melakukan perhitungan d-exponent correction sebagai berikut :
dcs = d
dcs = 0.2087
Dengan mengetahui harga d-exponent yang telah dikoreksi, kita dapat menghitung harga tekanan formasi dengan perhitungan sebagai berikut dalam bentuk Equivalent Mud Weight (ppg):
EMW = – 0.3
EMW = – 0.3
EMW = 8.53 ppg. (Dapat dilihat pada Gambar 5)
Selanjutnya  yaitu  melakukan  perhitungan  prediksi  tekanan  formasi  dengan  menggunakan  metode eaton  sonic log, pengolahan  data  yang  pertama,  melakukan  perhitungan vertical  stress atau  tekanan overburden menggunakan  data  density  log  dan  mendapat  persamaan  sebagai  berikut  (contoh  perhitungan  pada  kedalaman 2273.04 ft) :
Gambar 1. Grafik Density vs Kedalaman
Gambar 2. Grafik Complete Density vs Kedalaman
Gambar 3. Grafik Normal Vertical Stress vs Kedalaman
Depth = 1.7221 x S v 0.9467 …………   (7) 2273.04                = 1.7221 x S v 0.9467
S v = 1978.16 psig.
Kemudian  melakukan  penyaringan  atau  penyisihan non  shale setelah  itu  melakukan  penentuan Normal Compaction  Trend  Line dari  data Sonic  Log dengan  memplot  antara  data  sonic  versus  kedalaman  untuk mendapatkan harga NCT (Normal Compaction Trend) berikut contoh perhitungan pada kedalaman 2273.04 :
Gambar 4. Grafik NCT vs Kedalaman
Depth = 13715e -0.015(x) + 50…………(8) 2273.04 = 13715e -0.015(x) + 50 x
= 157.89844 µs/ft.
Hal ini merupakan parameter yang sangat penting dalam perhitungan pore pressure prediction eaton sonic log, Karena dari NCT ini dapat terlihat anomali yang ada didalam pembacaan gelombang suara sonic, sehingga hal ini  dapat  di  ketahui  bahwa  zona  tersebut  merupakan  daerah  yang  bertekanan  normal,  subnormal,  ataupun abnormal. Kemudian melakukan perhitungan menggunakan persamaan eaton (Persamaan 1).
Pp = 1978.2 - (1978.2 – 994) (158/160) 3
Pp = 1042.3761 psig. (Dapat dilihat pada Gambar 5)
Setelah  itu  melakukan  pendekatan  antara  hasil  prediksi  tekanan  pori  dengan  hasil  uji  tes  tekanan  formasi. Kemudian melakukan penentuan berat lumpur yang digunakan sesuai dengan hasil prediksi tekanan pori, dimana menurut darley,tekanan hidrostatik lumpur lebih besar 100-200 psig diatas tekanan formasi.

## IV. PEMBAHASAN
Sumur X – 01 merupakan sumur eksplorasi yang berada di lepas pantai (offshore) pada lapangan Y. Pemboran sumur X – 01 ini bertujuan untuk meningkatkan produksi gas di lapangan Y pada lapisan formasi belumai dan basal sandstone . Sumur ini merupakan sumur vertical dengan kedalaman 9800 ft (2986.894 meter). Terlihat dari data final well report sumur ini merupakan sumur high pressure high temperature HPHT dan menembus lapisan formasi yang cukup terkenal di wilayah Sumatra yaitu Cekungan Baong.
Pada  proses  pemboran  sebelumnya  metode D-Exponent digunakan  sebagai  perhitungan pore  pressure prediction .  Namun  pada  kenyataan  dilapangan  banyak  sekali  problem  –  problem  pemboran  yang  terjadi  salah satunya  yaitu Gas  Flowing. Adanya gas  flowing pada  pemboran  ini  mengindikasikan  bahwa  kurangnya penggunaan densitas mud weight untuk bisa mengimbangi tekanan formasi, hal ini berbanding lurus dengan hasil perhitungan prediksi tekanan pori yang telah dilakukan.
Untuk itu paper ini mencoba melakukan perhitungan pore pressure prediction menggunakan metode eaton dari data sonic log untuk menjadi bahan perbandingan pada metode D-Exponent yang sebelumnya dilakukan dengan tujuan mendapatkan hasil yang optimum dalam perhitungan pore pressure prediction.
Pada  perhitungan  metode D-Exponent parameter-parameter  yang  digunakan  yaitu  menggunakan  parameter drilling seperti ROP,WOB,RPM dan Diameter pahat. Kemudian untuk perhitungan metode eaton data sonic log parameter – parameter yang dibutuhkan yaitu vertical stress dari data density log, dan NCT line Sonic dari data Sonic log.
Sebagai  contoh  perhitungan  yang  dilakukan  pada  kedalaman  2273.04  ft.  Hasil  perhitungan  dapat  dilihat  pada Gambar  5. Dimana  hasil  dari  perhitungan D-Exponent dengan Eaton dari  kedalaman  2273.04  ft  –  5094.49  ft
memiliki  harga  yang  relative  sama.  Namun  untuk  kedalaman  selanjutnya  yaitu  5094.49  ft  –  8500  ft  terlihat besarnya  penyimpangan  diantara  kedua  metode.  Hal  ini  diindikasikan  bahwa  pada  kedalaman  tersebut  mulai memasuki zona overpressure didukung dengan banyaknya kejadian gas flowing pada pemboran sebelumnya, dan pada kedalaman tersebut  merupakan awal serta akhirnya  suatu cekungan gas pada formasi Baong. Grafik pada metode d-exponent terlihat sangat kecil dibandingkan dengan grafik eaton , dan hal ini sebanding dengan adanya gas flowing , dapat diindikasikan bahwa prediksi  menggunakan  metode d-exponent yang  dilakukan sebelumnya untuk zona formasi baong kurang dapat mempresentasikan kondisi actual . Pada kedalaman selanjutnya 8500 ft – 9800  ft  penyimpangan  antara  grafik d-exponent dengan eaton mulai  mengecil  didukung  dengan  data  –  data tekanan formasi seperti RFT dan DST.

## V. KESIMPULAN
Hasil  perhitungan pore  pressure  prediction menggunakan  metode d-exponent pada  kedalaman  2273.04  – 5094.49  ft  dapat  mempresentasikan  kondisi  sebenarnya,  namun  untuk  hasil  perhitungan  pada  kedalaman selanjutnya  yaitu  5094.49  –  8500  ft  diindikasikan  bahwa  adanya  penyimpangan  pada  zona overpressure yang cukup besar antara prediksi menggunakan metode d-exponent dengan metode eaton data sonic log , pada prediksi mengunakan  metode d-exponent untuk  kedalaman  5094.49  –  8500  ft  kurang  dapat  mempresentasikan  kondisi sebenarnya, Hasil perhitungan pore pressure prediction menggunakan metode d-exponent pada kedalaman 8500 – 9800 ft dapat mempresentasikan kondisi sebenarnya, dengan didukung adanya data test tekanan formasi actual seperti RFT dan DST serta tidak terjadi penyimpangan yang cukup signifikan antara metode d-exponent dengan eaton sonic log .

## VI. DAFTAR PUSTAKA
1. __________. 1988. Final Well Report. Jakarta : Pertamina – Japex North Sumatra Ltd.
2. Bourgoyne  ,  AT,  et  al.  1986. Appiled  Drilling  Engineering. Richardson,  TX  :  Society  of  Petroleum Engineering.
3. Rabia, H. 1987. Fundamental of Casing Desain. California : Graham & Trotman, Limited.
4. Zhang,  J.,  2011.  Pore  Pressure  Prediction  from  Well  Logs:  Method  Modiftications,  and  New Approaches.Houston: Elsevier Earth-Science Review.
5. __________.  2004. Well  Control  Team  :  Use  of  Kick  Tolerance  Tool  for  Well  Planning  and  Drilling Operations. Houston, Texas : Chevron Texaco Overseas Petroleum.
6. __________. 2001. Well Control for the Drilling Team. “A Weatherford Company” Downhole Technology Limited.
7. __________. 2000. Well Control School : Guide to Blowout Prevention. Harvey Lousiana : Publishing.
8. Rabia, H. 1987. Fundamental of Casing Desain. California : Graham & Trotman, Limited.
9. Tutuncu,  A.  2010.  Class  Notes  of  Introduction  to  Geomechanics,  Colorado  School  of  Mines,  Petroleum Engineering Department, Fall, 2010.
10. Eaton, B.A. 1975. The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs. SPE paper 5544 presented at the 1975 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Sept, 28-Oct 1.
11. Fjaer,  E.,  Holt,  R.M.,  Horsrud,  P.,  Raaeniku,  A.M.,  and  Risnes,  R.  1992.  Petroleum  Related  Rock Mechanics. Elsevier.
Gambar 5. Kronologis Kejadian Downhole Problem pada Sumur X-01