PREDIKSI TEKANAN FORMASI

    Jenis-jenis Tekanan

Dibawah ini akan diterangkan jenis-jenis tekanan yang berpengaruh pada keadaan bawah permukaan.

      Tekanan Hidrostatik

Tekanan hidrostatik adalah tekanan yang disebabkan oleh berat kesatuan dan tinggi vertikal kolom fluida.  Ukuran dan bentuk kolom fluida ini tidak berpengaruh pada besarnya tekanan ini.  Tekanan hidrostatik (Phy) sama dengan jumlah dari densitas fluida rata-rata dan tinggi vertikalnya, maka:

   P =  r . g . D……………………………………………………………..(3-1)

Dimana: P = tekanan

              r = densitas rata-rata

              g = nilai gravitasi

              D = tinggi kolom

Dalam operasi pemboran dapat ditulis sebagai:

              Phy (psi) = C.M.W.D…………………………………………………….(3-2)

Dimana: D       = tinggi vertikal kolom fluida dalam feet

              MW   = densitas fluida atau berat lumpur dalam  lb/gal atau lb/ft³

              C        = konstanta = 0.052 jika MW dalam lb/gal, dan

              C        = 0,00695 jika MW dalam lb/ft³

Dalam sistem metric,

  Phy = 0,093 MW.D………………………………………………………(3-3)

Dimana,D        = tinggi kolom fluida dalam meter dan

              MW   = berat lumpur dalam kg/dm³

            Gradient tekanan hidrostatik dipengaruhi oleh padatan-padatan ynag terpisah (seperti garam) dan gas- gas dalam kolom fluida dan perbedaan gradient temperature.  Dengan kata lain, bertambahnya padatan-padatan yang terpisah (seperti kadar garam yang tinggi) cenderung menambah gradient tekanan normal.  Oleh karena itu banyaknya gas dalam sistem dan temperatur yang tinggi akan mempengaruhi gradient tekanan hidrostatik normal.

            Sebagai contoh gradient  tekanan 0,465 psi/ft (0,1074 kg cm^-2 m^-1) diasumsikan sebagi salinitas air dari 80.000 ppm part per million) NaCl pada temperatur 77°F(25°C).

            Umumnya gradient hidrostatik rata-rata yang dijumpai selama operasi pemboran minyak dan gas ditunjukkan pada tabel III-1.

            Pada umumnya gradient tekanan hidrostatik (psi/ft) dapat didefinisikan sebagai:

            P = 0,433 . S . G…………………………………………………………...(3-4)

Dimana, SG adalah spesific grafity dari kolom yang mewakili air.

Tabel III-1. Tipe gradient hidrostatik rata-rata

 

            Geologi basin               Hidrostatic pressure gradient             Area in U.S.A

                                                                 (psi/ft)                      (kg cm^-2 m^-1)     

 

                Fresh and brackish               0,433                        0,10                              Rocky Mountains,

       Water                                                                                                  Mid-Continent  

                Salt water                                0,465                          0,1074                          Gulf Coast               

3.1.2.      Tekanan Overburden

Tekanan ini dihasilkan dari kombinasi berat matrik formasi (rock) dan fluida-fluida (air,minyak,gas) dalam batuan formasi.

Secara matematik tekanan overburden (Po)dapat ditulis sebagai berikut:

Po = berat matrik batuan + fluida…………………………………………(3-5)

                          Area

dimana,           D     = kedalaman (meter atau feet)

                        f      = porositas batuan formasi (fraksi)

                        rma = densitas matrik batuan (lb/ft³ atau kg/dm³)

                        rn    =  densitas fluida (lb/ft³ atau kg/dm³)

            Umumnya tekanan overburden akan bertambah besar dengan bertambahnya kedalaman.  Besar gradient tekanan adalah 1,0 psi/ft per kedalaman (0,231 kg cm^-2 m^--1).

            Berdasarkan pengalaman diindikasikan bahwa gradient overburden maksimum dalam batuan klastik sebesar 1,35 psi/ft (0,312 kg cm^-2 m^--1).

.

3.1.3.      Tekanan Formasi

Tekanan formasi (Pf) adalah aktivitas tekanan yang tergantung dari fluida (air,minyak,gas) dalam pori suatu formasi.  Tekanan formasi normal dalam setiap satuan geologi akan sama dengan tekanan hidrostatik air dari permukaan sampai bawah permukaan.

Besar tekanan hidrostatik sama dengan 0,465 psi/ft.  setiap tekanan formasi diatas atau dibawah gradient ini disebut dengan tekanan abnormal (abnormal pressure)

3.1.3.1. Tekanan Formasi Abnormal

Tekanan formasi abnormal didefinisikan sebagai tekanan yang menyimpang dari gradient tekanan normal.  Penyimpangn ini dapat lebih kecil dari 0,465 psi/ft (subnormal pressure) atau lebih besar dari 0,465 psi/ft (over pressure).  Pada umumnya tekanan subnormal tidak banyak menimbulkan problema pemboran jika dibandingkan dengan over pressure.

Tekanan abnormal (subnormal pressure dan over pressure) tersebut berasosiasi dengan adanya penyekat (sealing) tersebut akan menggangu keseimbangan tekanan yang terjadi dalam urutan proses geologi.  Penyekat ini terbentuk oleh adanya penghalang (barier) permeabilitas sebagai hasil dari proses fisika maupun kimia.  Physical seal (penyekat fisik) dihasilkan dari patahan selama proses pengendapan atau pengendapan butir-butir material yang lebih halus.  Chemical seal (penyekat kimia) berasal dari calsium carbonate yang terendapkan sehingga terjadi pembatas permeabilitas.  Contoh lain adalah diagenesa kimia selama proses kompaksi dari material organik.  Baik proses fisik maupun kimia dapat terjadi secara bersamaan membentuk seal (penyekat) seperti proses penguapan gypsum.

Asal Mula Tekanan Formasi Abnormal

Tekanan formasi normal sama dengan tekanan hidrostatik fluida formasi mula-mula.  Umumnya fluida berubah dari air tawar dengan densitas 8,33 ppg (0,433 psi/ft) ke air asin dengan densitas 9,0 ppg (0,465 psi/ft).

Tanpa memperhatikan  densitas fluida, tekanan formasi normal dapat diterangkan sebagai suatu sistem hidrolik yang terbuka dimana dengan mudah tekananya saling berhubungan seluruhnya. Pada formasi abnormal tidak mempunyai hubungan tekanan yang bebas.  Bila hal ini terjadi maka tekanan tinggi akan mengalir dengan cepat dan tidak teratur yang kemudian baru akan kembali normal setelah terjadi keseimbangan disekitarnya.

Pada formasi abnormal tidak mempunyai hubungan tekanan yang bebas.  Bila hal ini terjadi maka tekanan tinggi akan mengalir dengan cepat dan tidak teratur yang kemudian baru akan kembali normal setelah terjadi keseimbangn disekitarnya.

Dengan demikian maka terjadinya tekanan abnormal memerlukan mekanisme tertentu yang dapat menjebak tekanan.  Dengan adanya mekanisme tersebut maka penyebab tekanan abnormal tergantung dari litologi, mineralogi, gaya-gaya tektonik dan kecepatan sedimentasi.

 Subnormal Pressure

Adalah formasi-formasi yang mempunyai tekanan pori lebih kecil dari kondisi normal (gradient tekanan 0,465 psi/ft).  Asal mula terjadinya tekanan formasi subnormal dapat diringkas sebagai berikut:

a.      Thermal Expansion.

Disebabkan karena batuan sedimen dan fluida dalam pori dipengaruhi oleh adanya temperature.  Jika fluida mengalami pengembangan maka densitas akan berkurang dan tekanan juga akan berkurang.

b.      Formation Foreshortening (pengkerutan formasi).

Selama proses kompresi akan ada beberapa lapisan yang melengkung.  Perlapisan teratas melengkung keatas dan perlapuisan terbawah akan melengkung kebawah sedangkan perlapisan tengah mengembang sehingga dapat menghasilkan zona tekanan subnormal.  Pada kondisi ini juga da[pat menyebabkan tyerjadinya overpressure pada ;lapisan teratas dan terbawah.

c.       Potentiometric surface

Mekanisme ini menunjukan relief struktur suatu formasi yang dapat menghasilkan baik zona bertekanan subnormal maupun zona overpressure.  Potentiometric surface didefinisikan sebagai ketinggian dimana air yang terperangkap akan muncul dalam sumur-sumur yang dibor pada akifer yang sama.  Potentiometric surface dapat mencapai ribuan feet dibawah atau diatas ground level 

Over Pressure

Adalah formasi-formasi yang mempunyai tekanan pori lebih besar dari kondisi normal (gradient tekanan 0,465 psi/ft).

Adapun mekanisme terbentuknya over pressure adalah sebagai berikut:

a.      Incomplete Sediment Compaction.

Sedimentasi clay atau shale yang berlangsung cepat mengakibatkan terbatasnya waktu bagi fluida untuk membebaskan diri.  Dibawah kondisi normal porositas awal yang tinggi (± 50%) berkurang karena air terbebaskan melalui permeable sand atau penyaringan melalui clay atau shale.

Jika proses sedimentasi berlangsung cepat maka proses membebaskan fluida tidak dapat terjadi, sehingga fluida terjebak didalamnya.

b.      Faulting

Patahan dapat menyebabkan redistrusi sedimen, dan menempatkan zona-zona permeable berlawanan  dengan zona-zona impermeable, sehingga membentuk penghalang bagi aliran fluida.  Hal ini akan mencegah keluarnya air dari shale, yang dapat menyebabkan tekanan dalam shale dibawah kondisi terkompaksi.

c.       Perubahan Fasa Selama Kompaksi

Mineral-mineral dapat mengalami perubahan fasa dengan bertambahnya tekanan seperti: Gypsum+Anhydrite+free water.  Hal ini telah diperkirakan bahwa gypsum setebal 50 ft akan menghasilkan kolom air setinggi 24 ft.  Sebaliknya anhydrite dapat terhindari pada kedalaman tertentu untuk menghasilkan gypsum yang meningkatkan volume batuan sebesar 40%.

d.      Pengendapan Batuan Garam Yang Padat.

Pengendapan garam dapat terjadi di beberapa tempat. Karena garam bersifat impermeable maka fluida pada formasi dibawahnya menjadi over pressure.  Tekanan abnormal sering dijumpai pada zona-zona yang berada dibawah lapisan garam.

e.       Kubah garam (Salt Diaperism)

Gerakan keatas (intrusi) kubah garam dengan densitas rendah karena buoyancy (gaya apung) yang menerobos perlapisan sedimen normal akan menghasilkan anomali tekanan.  Garam juga dapat berfungsi sebagai penyekat impermeable untruk dewatering clays secara lateral.

f.       Kompresi Tektonik

Kompresi sedimen secara lateral dapat menghsilkan pengangkatan sedimen atau rekahan/patahan untuk sedimen yang lebih kuat.  Biasanya formasi terkompaksi pada kedalaman tertentu dapat muncul pada level yang lebih tinggi.  Jika tekanan mula-mula tetap terjaga maka pengangkatan formasi dapat menyebabkan adanya over pressure.

g.      Repressuring From Deeper Levels.

Disebabkan oleh adanya migrasi fluida dari zona bertekanan tinggi ke zona bertekanan rendah pada zona yang tidak terlalu dalam.  Hal ini terjadi karena adanya patahan atau casing/cement job yang jelek.  Tekanan tinggi ini dapat menyebabkan terjadinya kick karena tidak ada lithologi yang mengindikasikan.  Tekanan yang tinggi ini dapat terjadi pada batu pasir yang dangkal, jika dialiri gas dari formasi dibawahnya.

h.      Generation of Hidrocarbons

Shale yang terendapkan dengan sejumlah besar kandungan material organik akan menghasilkan gas karena adanya proses kompaksi. Ketika gas terperangkap akan menyebabkan  terjadinya over pressure. Produk organik juga akan membentuk garam didalam ruang pori, yang dapat menyebabkan berkurangnya porositas dan membentuk suatu penyekat.

      Perkiraan dan Pendeteksian Tekanan Formasi Abnormal

Metode perkiraan dan pendeteksian tekanan formasi terbagi atas dua bagian besar yaitu metode kwalitatif dan metode kwantitatif.  Masing-masing metode ini, penerapannya disesuaikan dengan data-data yang diperoleh saat itu.  Apakah sebelum operasi pemboran berlangsung atau ketika operasi pemboran sedang berlangsung.  Jadi, bisa saja kedua metode ini diterapkan secara berurutan atau bersama-sama sejak survey geologi sampai operasi pemboran selesai.

. 

  Metode Kwalitatif

Metode kwalitatif merupakan metode pendeteksian tekanan formasi ketika pemboran sedang berlangsung.  Metode ini tidak memberikan informasi besarnya tekanan abnormal pada suatu kedalaman.

Metode kwalitatif terbagi atas lima metode yaitu metode paleontologi, korelasi sumur offset, Anomali temperatur, Resistivity cutting dan cutting.

a.       Paleontologi

Metode pendeteksian tekanan formasi dengan menggunakan metode paleontologi merupakan metode yang sangat jarang digunakan di lapangan dan cukup sulit juga tidak valid.

Paleontologi adalah ilmu pengetahuan yang mempelajari kehidupan geologi masa silam melalui fosil.  Cara pendeteksiannya yaitu dengan menganalisa cutting yang naik ke permukaan.  Bila dijumpai fosil dengan umur yang tua terdapat dalam cutting yang berasal dari lapisan batuan yang berumur muda maka diperkirakan pada lapisan tersebut terdapat tekanan yang tinggi.

b.       Korelasi Sumur Offset

Korelasi sumur offset (sumur lama) telah digunakan secara luas.  Sumur offset adalah sumur yang telah diketahui kondisi tekanannya. Korelasi biasanya didasrkan pada persamaan lithologi dengan menganggap tekanannya sama pada suatu zone dengan kondisi geologi yang sama.

Walaupun hanya korelasi antara laju penetrasi dan SP log dari well log offset, tetapi parameter lainnya dapat digunakan untuk korelasi.

Parameter-parameter lainnya meliputi drilling rate, perbandingan cutting, kandungan gas serta fluida di zone yang diamati.

 

c.       Anomali Temperatur

Anomali temperatur telah dikemukakan oleh beberapa penulis sebagai sarana yang effektif untuk pendeteksi tekanan abnormal.  Wilson dan bush telah mengemukakan  penerapannya.  Walaupun sulit untuk dimonitor, anomali ini dapat digunakan untuk pendeteksi lapisan transisi ke lapisan tekanan tinggi.

Anomali temperatur di zone tekanan abnormal tergantung pada fluida yang mengisi pori.  Karena radiasi panas dari bumi menyebar secara konstan maka perubahan konduktivitas termal pada batuan menyebabkan terjadinya anomali ini.   Karena air sebagaimana clay menyerap panas ±60 prosen maka zona dengan kandungan air yang tinggi akan bertindak sebagai tahanan terhadap aliran panas, sehingga suhu yang lebih tingggi dari suhu normal adalah zona berporositras tinggi, yang diidentifikasikan sebagai zona bertekanan tinggi.

Temperatur flowline biasanya dipakai sebagai ukuran suhu formasi.  Sebuah alat diletakkan pada mud flowline, dan temperature sirkulasi dicatatat.  Hasil pencatatannya digunakan untuk menghitung gradient temperatur dengan menggunakan persamaan 3-6.

G = 100 (T₂-T₁)/ D₂-D_{1……………………………………………………………….…}(3-6)

Dimana:

            D         =  Kedalaman, ft.

            T          =  Temperatur Flowline, °F

            G         =  Gradient Geothermal, °F/100 ft.

            ``1       =  Subkrip untuk bagian dangkal.

            ``2        = Subkrip untuk bagian yang lebih dalam.

 

d.      Resistivity Cutting

Resistivity lumpur dan cutting dikaitkan dengan konsep delta chloride merupkan indikator unutk lapisan abnormal pressure.  Bila bertemu dengan porositas batuan yang tinggi pada waktu pemboran, batuan yang ditembus akan membebaskan fluida formasinya ke aliran lumpur.  Harus diperhitungkan resistivity lumpur dan kandungan Cl dari fluida pemboran, dengan menganggap bahwa salinitas air formasi berbeda dengan salinitsas lumpur.  Sebagai tambahan, resistivity cutting akan berubah dengan bertambahnya porositas.  Gambar 3.2. Menunjukan plot delta chloride.

Kesulitan utama dari konsep delta chloride adalah dalam mendeteksi kandungan Cl di zona transisi pendek resistivity lumpur diakibatkan oleh:  Kenaikan jumlah air,  additive lumpur, salinitas air formasi.  Metode ini dapat digunakan sebagai indikator sekunder untuk memonitor zona transisi.

 

e.       Cutting

Cutting dapat digunakan untuk indikasi tekanan abnormal.  Perbedaan tekanan sangat berperan dalam pendeteksiaan tekanan.  Bila terjadi perbedaan tekanan yang besar, cutting akan tertahan di bawah bit dan akan terus digerus sampai ukurannya menjadi kecil dan dapat terangkat ke permukaan.  Kejadian ini dikenal sebagai “chip hold down effect”.

Bila perbedaan tekanan hanya kecil, maka cutting akan terangkat dari bawah bit sebelum mengalami penggerusan lagi.  Hal ini dapat dilihat pada cutting yang berada di shale shaker.  Cutting yang lebih besar menunjukan bahwa perbedaan tekanan berkurang.  Bila berat lumpur konstan, diasumsikan bahwa tekanan formasi baik.

 Metode Kwantitatif

Metode kwantitatif yaitu metode pendeteksian tekanan formasi dimana informasi besarnya tekanan  pada suatu kedalaman dapat diketahui.  Metode kwantitatif ini terbagi lima metode yaitu: metode analisa seismic, analisa log, overlay, densitas bulk, dan drilling eqaution.  Masing-masing metode saling berkaitan dan digunakan sesuai dengan kondisi pemborannya..

a.      Analisa Seismic

Metode analisa seismic adalah metode geofisik yang digunakan untuk mendeteksi keberadaan dan puncak dari tekanan abnormal.  Metode ini didasarkan pada elemen-elemen analisa refleksi dari pennebaker, seperti yang ditunjukkan oleh gambar 3.3..  Misalnya shot point O adalah permukaan tanah.  Ketika peledakan pada SP, energi gelombang suara terjadi dalam bentuk tekanan gelombang, energi seismic bergerak seimbang ke segala arah.  Energi bergerak vertikal mengenai garis RR (subsurface) dan di refleksikan kembali ke SS sejauh garis vertikal OPO.  Energi tembakan juga menyebar sepanjang diagonal pada RR pada subsurface (OT_ dan direfleksikan ke permukaan sepanjang garis TW.  Waktu yang diperlukan untuk jalannya energi dicatat oleh geophone pada titik O dan W, secara horisontal dipisahkan dengan titik X.  kecepatan rata-rata V, dapat dihitung dengan persamaan 3-7.

………………………………………………………………(3-7)

Kedalaman lapisan dapat ditentukan dari persamaan 3-8:

      …………………………………………….……………………(3-8)

            Interval kecepatan dari profil seisnik berbanding terbalik dengan interval perjalanan waktu (interval travel time).  Harga-harganya dapat diplot vs kedlaman untuk menentukan adanya tekanan abnormal.  Suatu lingklunganyang normal yang menunujukan  penurunan porositas  merupakan terjadinya kompaksi.  Oleh karena itu travel time juga turun.  Zona tekanan abnormal mempunyai porositas yang lebih besar dari pada porositas normal  untuk kedalaman tertentu.  Sehingga travel timenya akan mendadak naik.  Gambar 3.4., menunjukkan plot dari suatu seismik dan sonic suatu sumur bertekanan abnorma

b.       Analisa Log

Analisa log umumnya untuk menentukan tekanan pori-pori dalam sumur offset dan pemboran sumur aktual.  Perangkat MWD (Measurement- While-Drilling) merupakan pengangkat teknis analisa log dalam menentukan realtime pemboran.  teknik analisa menggunakan efek dari porositas abnormal pada suatu batuan seperti conductivitas electric, sonic travel time dan densitas bulk. Baik resistivity log maupun sonic log keduanya didasarkan pada suatu prinsip.

Resistivity log pada mulanya digunakan  untuk mendeteksi tekanan.  Respon-lognya didasarkan pada resistivity elektrik dari total sample, termasuk matrik batuan dan fluida  yang mengisi porositas.  Respon tersebut dapat dilihat pada gambar 3.5.

Gambar 3.5, menggambarkan beberapa titik penting.  Tekanan formasi tinggi pada mulanya berkembang dalam bagian shale, akhirnya tekanannya seimbang di zona pasir.  Hanya zona clean shale yang digunakan sebagai titik plo, bukan resistivity sand, silty shale, lime atau lime shale atau lainnya dari batuan yang dijumpai.  Seperti yang ditunjukkan oleh gambar 3.5,  garis trend normal akan berkembang dari awal sampai akhir dalam zone bertekanan.

            Pada penetrasi suatu zone bertekanan abnormal , suatu penyimpangan akan dicatat.  Tingkat penyimpangan digunakan untuk menghitung besarnya tekanan formasi.  Konsep ini digunakan dengan banyak cara deteksi tekanan.

            Kenyataan di lapangan dapat dilihat pada gambar 3.6, dimana bagian shale yang impermeable kira-kira 9.500 ft.  meskipun bagian ini tekanan normalnya berkisar 9.500 ft – 6.800 ft, dibuktikan dengan adanya kenaikan resistivity pada trend normal, tapi sebaliknya pada kedalaman 9.800 ft sampai 10.900 ft berat lumpurnya bertambah dari 9.0 ppg ke 13,5 ppg.  Plot dari titik resistivity diperlihatkan 

Hottman dan johnson telah mengembangkan suatu teknik yang didasarkan  dari hubungan empiris dimana perkiraan tekanan formasi dibuat dengan mencatat perbandingan antara pengamatan dan resistivity batuan normal.  Caranya mengikuti step-step berikut 

1.      Trend normal dibuat dari plot logaritma resistivity shale vs kedalaman.

2.      Puncak interval tekanan ditentukan dengan mencatat kedalaman pada titik plot yang menyimpang dari trend.

3.      Gradient tekanan pada berbagai kedalaman ditentukan dengan cara:

a.           Menentukan perbandingan ekstrapolasi resistivity shale normal dengan resistivity shale hasil pengamatan.

b.           Tekanan formasi dicocokan dengan perbandingan perhitungan 

c.       Overlay

Overlay adalah chart yang terdiri dari serangkaian garis paralel yang menggambarkan tekanan formasi dalam besaran berat lumpur.  Overlay dapat mempercepat evaluasi tekanan formasi secara langsung.  Metode ini dikembangkan oleh Hottman dan Johnson.

Untuk mengetahui tekanan pada suatu kedalaman, overlay digeser ke kiri dan ke kanan sampai tekanan formasi normal berhimpit dengan trend normal.  Tekanan formasi dibaca langsung pada kedalaman yang sedang diamati dari plot resistivity pada garis paralel.  Hal ini dapat dilihat pada gambar 3.9.  Gambar 3.10. adalah overlay resistivity yang merupakan chart yang digeser ke kiri dan ke kanan di atas grafik plot resistivity dari suatu data lapangan (gambar 3.11).  Ada beberapa kelemahan dalam penggunaan  overlay hanya dapat digeser ke kiri dan ke kanan tetapi tidak dapat digeser ke kiri dan ke kanan tetapi tidak dapat ke arah vertikal, overlay biasanya dibuat untuk suatu tipe kertas semilog dan tidak dapat digunakan untuk tipe yang lain dan overlay tidak dapat menghitung perumahan salinitas air formasi abnormal.  Untuk menormalkan efek salintas tersebut 

d.      Densitas Bulk

Ketika pemboran mencapai daerah bertekanan normal,  densitas bulk dari batuan yang dibor bertambah kompaksinya atau pengecilan porositas.  Seperti pada porositas bertekanan tinggi yang dijumpai, assosiasi porositas yang tinggi akan menyebabkan penyimpangan trend densitas bulknya.  Hal ini dapat dilihat pada gambar 3.12.  Perubahan tekanan dari normal ke abnormal

Gambar 3.12.  Plot densitas shale secara umum²².

Terjadi pada kedalaman dimana perbedaan dari trend normal hasil pengamatan.  Hasil dari suatu kasus lapangan dapat dilihat pada gambar 3.13.  Resistivity di plot pada kedalaman 10.700 ft dan 12.500 ft.  densitas log mendeteksi di zone transisi bagian bawah tetapi tidak dapat mendeteksi bagian atasnya.

e.       Drilling Equation

Banyak persamaan matematika diajukan dalam usaha untuk melukiskan hubungan dari parameter- parameter pemboran terhadap laju penetrasi.  Sebagian dirancang untuk pemakaian di lapangan secara sederhana.  Sedang lainnya memerlukan perhitungan dengan menggunakan komputer.  Ketika diterapkan,  banyak persamaan-persamaan tersebut ternyata dapat digunakan untuk mendeteksi ketelitian dan kwantitas tekanan abnormal.

Untuk menghitung differential pressure merupakan dasar dari persamaan-persamaan tersebut.  Bila besarnya diketahui,  tekanan formasi dapat dihitung.  Garnier dan Van Lingen menunjukan bahwa differential pressure berpengaruh terhadap penetrasi.  Dalam studi lapangan, Benit dan Vidrine menemukan bukti bahwa selang differential pressure berkisar 0 sampai 500 psi, paling besar pengaruhnya dalam mengurangi laju penetrasi.

Persamaan yang paling banyak digunkan adalah “d-exponent”.  Dasar dari persamaan ini adalah rumus Bingham tentang proses pemboran.  persamannya sebagai berikut:

…………………………………………………………(3-9)

Dimana: