PAGE

BAB II

KARAKTERISTIK RESERVOIR

Reservoir adalah formasi batuan porous dan permeable dibawah permukaan tanah yang dapat menyimpan minyak dan atau gas bumi. Cara terdapatnya minyak bumi dibawah permukaan haruslah memenuhi 5 (lima) syarat utama unsur pembentuk (petroleum system), yaitu :

1. Batuan induk, sebagai batuan yang menghasilkan minyak atau gas bumi apabila dalam kondisi fisika kimia telah matang dan potensinya ditentukan berdasarkan TOC.

2. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak dan gas bumi. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang porous (berongga-rongga ataupun berpori-pori) dan permeable (mudah meluluskan fluida).

3. Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan yang non-permeable, terdapat diatas suatu reservoir dan merupakan penghalang minyak dan gas bumi agar tidak keluar dari reservoir, berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.4. Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan dan menyebabkan minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir.5. Adanya zona sesar, sebagai media migrasi minyak.Karakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi reservoir itu sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan. Ketiga faktor itulah yang akan kita bahas dalam mempelajari karakteristik reservoir.2.1. Karakteristik Batuan Reservoir

Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang terbentuk.

Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir, batuan karbonat dan shale atau kadang-kadang batuan vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 2.1.

Gambar 2.1.Diagram Komponen Penyusun Batuan(Pettijohn, F. J, New York, 1958.) Dari gambar di atas dapat dilihat komposisi atau komponen penyusun dari suatu batuan.

2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir

Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya. Mineral merupakan zat-zat yang tersusun dari komposisi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumus-rumus dimana menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya yang terdapat dalam mineral tersebut.2.1.1.1. Batupasir

Batupasir termasuk golongan batuan klastik detritus dan sebetulnya yang dimaksud batupasir disini adalah batuan detritus pada umumnya yang berkisar dari lanau sampai konglomerat. Namun secara praktis hanyalah batupasir yang dibahas. Batupasir merupakan reservoir yang paling penting dan paling banyak dijumpai, 60 % dari pada semua batuan reservoir adalah batupasir.Komposisi mineral dan tekstur menjadi dasar utama dalam mengklarifikasikan batupasir. Menurut Pettijohn, mineral utama penyusun batupasir adalah quartz (SiO2), feldspar (KNaCa(AlSi3O8)) dan rock fragment (unstabil grain). Berdasarkan tekstur batuan, batupasir dapat dibagi menjadi tiga kelompok utama, yaitu : Orthoquartzites, Graywacke, dan Arkose. Pembagian tersebut didasarkan pada jumlah kandungan mineral kwarsanya.a. Orthoquartzites

Orthoquartzite merupakan jenis batuan yang terbentuk dari proses sedimentasi dengan tidak mengalami perubahan bentuk dan didapatkan terutama dari mineral kuarsa (quartz). Mineral pengikatnya (semen) terutama adalah silika dan orthoquartzite. Batuan ini juga merupakan jenis batuan sedimen yang relatif lebih bersih yaitu bebas dari clay dan shale dengan komposisi kimia jenis ini tersusun dari unsur silika yang tinggi jika dibandingkan dengan unsur-unsur penyusun lainnya, ditunjukkan pada Tabel 2.1.Tabel 2.1.

Komposisi Kimia Batupasir Orthoquartzites(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)MIN.ABCDEFGHI

SiO295,3299,4598,8797,8099,3993,1361,7099,5893,16

TiO2. . . .. . . .. . . .. . . .0,03. . . .. . . .. . . .0,03

Al2O32,85. . . .0,410,900,303,860,310,311,28

Fe2O30,050,300,080,850,120,110,241,200,43

FeO. . . .0,11. . . .. . . .0,54. . . .. . . .

MgO0,04T0,040,15None0,25. . . .0,100,07

CaOT0,13. . . .0,100,290,1921,000,143,12

Na2O0,30. . . .0,800,40. . . .. . . .0,170,100,39

K2O0,15. . . .0,03

H2O +1,44a). . . .0,17. . . .0,171,43a). . . .0,03a)0,65

H2O -

CO2. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .16,10. . . .2,01

Total10099,8899,91100,2100,399,5199,5299,6b)101,1

A. Lorrain (Huronian)

B. St. Peter (Ordovician)

C. Mesnard (Preeambrian)

D. Tuscarora (Silurian)

E. Oriskany ( Devonian)F. Berea (Mississippian)

G. Crystalline Sandstone, Fontainebleau

H. Sioux (Preeambrian)

I. Average of A H, inclusive.

a). Loss of ignition

b). Includes SO3, 0,13 %.

b. Graywacke

Graywacke merupakan jenis batupasir yang tersusun dari unsur-unsur mineral yang berbutir besar dan kasar, yaitu mineral kwarsa, clay, mika flake {KAl2(OH)2AlSi3O10}, magnesite (MgCO3), fragmen phillite, fragmen batuan beku, feldspar serta fragmen-fragmen batuan lainnya. Pemilahan (sortasi) butir pada graywacke tidak bagus karena adanya matriks-matriks batuan. Hal ini juga menyebabkan berkurangnya porositas batuannya. Material pengikatnya adalah clay dan karbonat. Komposisi jenis kimia batupasir ini juga tersusun dari unsur silika yang cukup tinggi, meskipun kadarnya lebih rendah dari orthoquartzite.

Tabel 2.2.

Komposisi Mineral Graywacke(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)

M I N E R A LABCDEF

Q u a r t z45,646,024,69,0tr34,7

C h e r t1,17,0. . . .. . . .. . . .. . . .

Feldspar16,720,032,144,029,929,7

Hornblende. . . .. . . .. . . .3,010,5. . . .

Rock Fragments6,7. . . .a23,09,013,4. . . .

Carbonate4,62,0. . . .. . . .. . . .5,3

Chloride-Sericite25,022,520,0b25,046,2d23,3

T o t a l99,797,599,790,0100,096,0

A. Average of Six (3 Archean, 1 Huronian, 1 Devonian, and 1 Late Paleozoic).

B. Krynines average high-rank graywacke (Krynine, 1948).

C. Average of 3 Tanner graywackes (Upper Devonian Lower Carboniferous)

D. Average of 4 Cretaceous graywackes, Papua (Edwards, 1947 b).

E. Average 0f 2 Meocene graywackes, Papua (Edwards, 1947 a).

F. Average of 2 parts average shale and 1 part average Arkose.

a). Not separately listed.

b). Include 2,8 per cent limonitic subtance

c). Balance in glauconite, mica, chlorite, and iron ores.

d). Matrix

Graywacke banyak berasosiasi dengan turbidit ataupun diendapkan oleh arus turbid. Di Indonesia graywacke masih belum ditemukan sebagai batuan reservoir, akan tetapi di Amerika Serikat di cekungan Ventura dan cekungan Los Angeles greywacke atau batu pasir turbit diketahui sebagai lapisan reservoir yang cukup penting. Secara lengkap mineral-mineral penyusun graywacke terlihat pada Tabel 2.2. Komposisi graywacke tersusun dari unsur silica dengan kadar lebih rendah dibandingkan dengan rata-rata batupasir, dan kebanyakan silica yang ada bercampur dengan silikat (silicate). Secara terperinci komposisi kimia graywacke dapat dilihat pada Tabel 2.3.Tabel 2.3.Komposisi Kimia Graywacke(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)MINERALABCDEF

SiO268,2063,6762,4061,5269,6960,51

TiO20,31. . . .0,500,620,400,87

Al2O316,6319,4315,2013,4213,4315,36

Fe2O30,043,070,571,720,740,76

FeO3,243,514,614,453,107,63

MnO0,30. . . .. . . .. . . .0,010,16

MgO1,300,843,523,392,003,39

CaO2,453,184,593,561,952,14

Na2O2,432,732,683,734,212,50

P2O30,23. . . .. . . .. . . .0,100,27

SO30,13. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .

CO20,50. . . .1,303,040,231,01

H2O +1,752,361,562,332,083,38

H2O 0,550,070,060,260,15

S. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .0,42

T o t a l99,84100,0699,57100,01100,01100,24

A. Average of 23 graywackes

B. Average of 30 graywackes, after Tyrrell (1933).

C.Average of 2 parts avrg. Shale and 1 part avrg. Arkose.

a). Probably in error; Fe2O3 probably should be 1,4 and the total 100,0

c. Arkose

Arkose merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari mineral quartz sebagai mineral yang dominan. Biasanya cukup bersih tetapi kebundaran dari butirannya tidak terlalu baik karena bersudut-sudut dan juga pemilahannya tidak terlalu baik. Arkose biasanya didapatkan sebagai hasil pelapukan batuan granit. Komposisi mineral batuan arkose dapat ditunjukan pada Tabel 2.4. Arkose mengandung lebih sedikit silica jika dibandingkan dengan orthoquarzite, tetapi kaya dengan alumina, lime, potash dan soda. Komposisi kimia arkose ditunjukkan pada Tabel 2.5. Tabel 2.4.Komposisi Mineral Arkose(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)

M I N E R A LABCD a)E a)F a)G

Q u a r t z57516057352848

Microcline24303435 b)59 b)6443

Plaglioclase611. . . .

M i c a s31. . . .. . . .. . . .. . . .2

C l a y97. . . .. . . .. . . .. . . .8

Carbonatec)c)c)2. . . .c)

Other1. . . .6 d)8 e)4 e)8 e)c)

A. Pale Arkose (Triassic) (Krynine, 1950).

B. Red Arkose (Triassic) (Krynine, 1950).

C. Sparagmite (Preeambrian) (Barth, 1938).

D. Torridonian (Preeambrian) (Mackie, 1905).

E. Lower Old Red (Devonian) (Mackie, 1905).

F. Portland (Triassic) (Merrill, 1891).

G. Average of A G, anclusive.

a). Normative or calculated composition; b). Modal Feldspar; c). Present in amount under 1 %.

d). Chlorite; e). Iron oxide (hematite) and kaolin.

Tabel 2.5.Komposisi Kimia Arkose

(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)M I N E R A LABCDEF

Si O269,9482,1475,5773,3280,8976,37

Ti O2. . . .. . . .0,42. . . .0,400,41

Al2 O313,159,7511,3811,317,5710,63

Fe2 O32,481,230,823,542,902,12

Fe O. . . .1,630,721,301,22

Mn O0,70. . . .0,05T. . . .0,25

Mg OT0,190,720,240,040,23

Ca O3,090,151,691,530,041,30

Na2 O3,300,502,452,340,631,84

K2 O5,435,273,356,164,754,99

H2 O +1,010,64 a1,060,30 a1,110,83

H2 O 0,05

P2 O3. . . .0,120,30. . . .. . . .0,21

C O2. . . .0,190,510,92. . . .0,54

T o t a l99,1100,18100100,299,63100,9

A. Portland stone, Triassic (Merrill, 1891).

B. Torridon sandstone, Preeambrian (Mackie, 1905).

C. Torridonian arkose (avg. of 3 analyses) (Kennedy, 1951).

D. Lower Old Red Sandstone, Devonian (Mackie, 1905).

E. Sparagmite (unmetamorphosed) (Barth, 1938).

F. Average of A E, inclusive.

a) . Loss of ignition.

2.1.1.2. Batuan KarbonatBatuan karbonat secara umum terjadi karena adanya proses kimia yang bekerja padanya, baik secara langsung maupun dengan perantaraan organisme. Batuan karbonat yang dimaksud dalam bahasan ini adalah limestone (batu gamping), dolomite, dan yang bersifat diantara keduanya. a. LimestoneKomposisi kimia limestone dapat menggambarkan adanya sifat dari komposisi mineralnya yang cukup padat, karena pada limestone sebagian besar terbentuk dari kalsit, bahkan jumlahnya bisa mencapai lebih dari 95%. Unsur lainnya yang dianggap penting adalah MgO. Bila jumlah kandungan MgO melebihi dari 1% atau 2% maka unsur tersebut menunjukkan adanya mineral dolomite. Komposisi kimia limestone dapat dilihat pada tabel 2.6. dibawah ini.Tabel 2.6.Komposisi Kimia Limestone

(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)M I N E R A LABCDEF

Si O25,190,707,412,551,150,09

Ti O20,06. . . .0,140,02. . . .. . . .

Al2 O30,810,681,550,230,450,11

Fe2 O30,540,080,700,02. . . .

Fe O. . . .1,200,280,26

Mn O0,05. . . .0,150,04. . . .. . . .

Mg O7,900,592,707,070,560,35

Ca O42,6154,5445,4445,6553,8055,37

Na2 O0,050,160,150,010,07. . . .

K2 O0,33None0,250,030,04

H2 O +0,56. . . .0,380,050,690,32

H2 O 0,21. . . .0,300,180,23

P2 O30,04. . . .0,160,04. . . .. . . .

C O241,5842,9039,2743,6042,6943,11

S0,090,250,250,30. . . .. . . .

Li2 OT. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .

Organic. . . .T0,290,40. . . .0,17

T o t a l100,0999,96100,16100,0499,9100,1

A. Composite analysis of 345 limestones, HN Stokes, analyst (Clarke, 1924, p. 564)

B. Indiana Limestone (Salem, Mississippian), AW Epperson, analyst (Loughlin, 1929, p. 150)

C. Crystalline, crinoidal limestone (Brassfield, Silurian, Ohio), Down Schaff, analyst (Stout, 1941, p. 77)

D. Dolomitic Limestone (Monroe form., Devonian, Ohio), Down Schaff, analyst (Stout, 1941, p. 132)

E. Lithoeraphic Limestone (Solenhofen, Bavaria), Geo Steigner, analyst (Clarke, 1924, p. 564)

F. Travertine, Mammoth Hot Spring, Yellowstone, FA Gooch, analyst (Clarke, 1904, p.323)

b. DolomiteDolomite merupakan jenis batuan yang mengalami perubahan unsur karbonate lebih dari 50% (Pettijohn, 1958) dengan adanya proses dolomitisasi yang bekerja. Batuan dengan unsur kalsit yang lebih besar dari dolomite disebut dolomitic limestone, sebaliknya bila unsur dolomite lebih besar disebut limycalcitic. Tabel 2.7. menunjukan komposisi kimia batuan dolomite pada dasarnya hampir sama dengan komposisi kimia batuan limestone, kecuali unsur MgO-nya merupakan unsur penyusun yang penting dan jumlahnya cukup besar dengan silika yang rendah. Tabel 2.7.Komposisi Kimia Dolomite

(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)M I N E R A LABCDEF

Si O2. . . .2,557,963,2424,920,73

Ti O2. . . .0,020,12. . . .0,18. . . .

Al2 O3. . . .0,231,970,171,820,20

Fe2 O3. . . .0,020,140,170,66. . . .

Fe O. . . .0,180,560,060,401,03

Mn O. . . .0,040,07. . . .0,11. . . .

Mg O21,907,0719,4620,8414,7020,48

Ca O30,4045,6526,7229,5622,3230,97

Na2 O. . . .0,010,42. . . .0,03. . . .

K2 O. . . .0,030,12. . . .0,04. . . .

H2 O +. . . .0,050,330,300,42. . . .

H2 O . . . .0,180,300,36. . . .

P2 O3. . . .0,040,91. . . .0,010,05

C O247,743,6041,1343,5433,8247,51

S. . . .0,300,19. . . .0,16. . . .

Sr O. . . .0,01none. . . .none. . . .

Organic. . . .0,04. . . .. . . .0,08. . . .

T o t a l100100,06100,4099,90100,04100,9

A. Theoretical composition of pure dolomite.

B. Dolomitic Limestone

C. Niagaran Dolomite D. Knox Dolomite

E. Cherty-Dolomite

F. Randville Dolomite

2.1.1.3. Batuan LempungKomposisi dasar batu lempung adalah mineral clay. Batu lempung (shale) biasanya tidak dianggap sebagai batuan reservoir karena porositas dan permeabilitasnya kecil tetapi di beberapa tempat batu lempung dapat menghasilkan minyak atau gas. Shale merupakan batuan yang berlaminasi dan tubuh lapisannya tipis, berbutir halus, kandungan mineralnya adalah lempung dan silt.

Pada umumnya unsur penyusun batuan shale terdiri dari kurang lebih 58 % silicon dioxide (SiO2), 15 % alumunium oxide (Al2O3), 6 % iron oxide (FeO) dan Fe2O3, 2 % magnesium oxide (MgO), 3 % calcium oxide (CaO), 3 % potassium oxide (K2O), 1 % sodium oxide (Na2O), dan 5 % air (H2O). Sisanya adalah metal oxide dan anion, seperti terlihat pada Tabel 2.8.Tabel 2.8.Komposisi Kimia Shale

(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)M I N E R A LABCDEF

Si O258,1055,4360,1560,6456,3069,96

Ti O20,540,460,760,730,770,59

Al2 O315,4013,8416,4517,3217,2410,52

Fe2 O34,024,004,042,253,833,47

Fe O2,451,742,903,665,09

Mn O. . . .TT. . . .0,100,06

Mg O2,442,672,322,602,541,41

Ca O3,115,961,411,541,002,17

Na2 O1,301,801,011,191,231,51

K2 O3,242,673,603,693,792,30

H2 O +5,003,453,823,513,311,96

H2 O 2,110,890,620,383,78

P2 O30,170,200,15. . . .0,140,18

C O22,634,621,461,470,841,40

S O30,640,780,58. . . .0,280,03

Organic0,80 a0,69 a0,88 a. . . .1,18 a0,66

Misc.. . . .0,06 b0,04 b0,38 c1,98 c0,32

T o t a l99,95100,84100,4699,60100,00100,62

A. Average Shale (Clarke, 1924, p.24)

B. Composite sample of 27 Mesozoic and Cenozoic shales, HN Stokes, analyst, (Clarke, 1924, p.552).

C. Composite sample of 52 Paleozoic shales, HN Stokes, analyst, (Clarke, 1924, p.552).

D. Unweighted avrg. of 36 analyses of Slate (29 Paleozoic, 1 Mesozoic, 6 Precambrian)(Eckel, 1904).

E. Unweighted avrg. of 33 analyses of Precambrian Slate (Nanz, 1953)

F. Composite analyses of 235 samples of Mississippi delta, (Clarke, 1924, p. 509).

a. Carbon; b. Ba O; c. Fe S2 .

2.1.2. Sifat-sifat Fisik Batuan ReservoirSifat fisik batuan reservoir merupakan sifat penting batuan reservoir dan berhubungan dengan fluida reservoir yang mengisinya dalam kondisi statis maupun kondisi dinamis (jika ada aliran). Sifat fisik batuan reservoir yang dibicarakan dalam bab ini meliputi : porositas, permeabilitas, saturasi, wettabilitas, tekanan kapiler dan kompressibilitas batuan.2.1.2.1. Porositas

Porositas (() didefinisikan sebagai perbandingan antara volume ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume). Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai :

................................................................................... (2-1)

Keterangan :

Vb = volume batuan total (bulk volume). Vs = volume padatan batuan total (volume grain). Vp = volume ruang pori-pori batuan.

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:

1. Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :

(2-2)

2. Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.

................................. (2-3)

Gambar 2.2. menunjukkan perbandingan antara porositas efektif, non efektif dan porositas total dari suatu batuan. Untuk selanjutnya, porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.

Gambar 2.2. Skema Perbandingan Porositas Efektif, Non-Efektif dan

Porositas Absolut Batuan(Amyx, J.W. Bass, D.M.,Jr.,Whitting,R.L.;NewYork;1960)Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung.

2. Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan.

Tipe batuan sedimen atau reservoir yang mempunyai porositas primer adalah batuan konglomerat, batupasir, dan batu gamping. Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan, yaitu :

1. Porositas larutan, adalah ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses pelarutan batuan.

2. Rekahan, celah, kekar, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban, seperti : lipatan, sesar, atau patahan. Porositas tipe ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara kuantitatip karena bentuknya tidak teratur.

3. Dolomitisasi, dalam proses ini batu gamping (CaCO3) di transformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau berdasarkan reaksi kimia berikut :

2CaCO3 + MgCl3 ( CaMg(CO3)2 + CaCl2Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran butir (semakin baik distribusinya, semakin baik porositasnya), susunan butir (Gambar 2.3.) menunjukkan bahwa susunan butir berbentuk kubus mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral, kompaksi, sementasi dan lingkungan pengendapannya.

Gambar 2.3. Pengaruh Susunan Butir terhadap Porositas Batuan(Amyx, J.W. Bass, D.M.,Jr.,Whitting,R.L.;NewYork;1960)2.1.2.2. Permeabilitas

Permeabilitas batuan merupakan nilai yang menunjukkan kemampuan suatu batuan porous untuk mengalirkan fluida tanpa merusak komponen batuan itu sendiri. Permeabilitas merupakan tingkat hubungan ruang antar pori dalam batuan. Henry Darcy (1856) mengungkapkan bahwa kecepatan alir fluida melewati suatu media yang porous berbanding lurus dengan penurunan tekanan per unit panjang dan berbanding terbalik terhadap viskositas fluida yang mengalir. Persamaan permeabilitas tersebut dapat dilihat dalam Persamaan (2-4).

.............................................................................................(2-4)Keterangan :

V = Kecepatan aliran, cm/sec.( = Viskositas fluida yang mengalir, cp.k = Permeabilitas, darcy. dP/dL = Penurunan tekanan per unit panjang, atm/cm.Tanda negatif dalam Persamaan (2-4) menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut.

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan (2-4) adalah:

1. Alirannya mantap (steady state).2. Fluida yang mengalir satu fasa.3. Viskositas fluida yang mengalir konstan.

4. Kondisi aliran isothermal.5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.6. Fluidanya incompressible.Dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya minyak atau gas saja. Saturasi fluidanya adalah 100%.

Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.

Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air. Batupasir silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas (, dengan luas penampang A, dan panjanggnya L. Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q, sedangkan P2 adalah tekanan keluar. Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q.(.L/A.(P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan. Ditunjukkan pada Gambar 2.4.

Gambar 2.4.

Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas(Amyx, J.W. Bass, D.M.,Jr.,Whitting,R.L.;NewYork;1960)

..................................................................................(2-5)

Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

...................................(2-6)

Berdasarkan persamaan (2-6), maka dapat didefinisikan 1 Darcy adalah dimana fluida dengan kekentalan (viskositas) sebesar 1 centipoise mengalir dengan laju sebesar 1 cm3/detik melalui sebuah penampang sebesar 1 cm2 dengan gradien tekanan sebesar 1 atm per cm. Dari persamaan (2-5) dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran yaitu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida yang compressible dan incompressible.

Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa, kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk itu dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai Ko, Kg, Kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Sedangkan permeabilitas relatif dinyatakan sebagai berikut :

, ,

(keterangan : o = minyak, g = gas dan w = air)

Sedangkan besarnya harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air dinyatakan dengan persamaan :

................................................................................(2-7)

...............................................................................(2-8)

dimana :

(o = viskositas minyak.(w= viskositas air. Harga-harga ko dan kw pada Persamaan 2-7 dan Persamaan 2-8 jika diplot terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.5., yang menunjukkan bahwa ko pada Sw = 0 dan pada So = 1 akan sama dengan k absolut, demikian juga untuk harga k absolutnya (titik A dan B)

Gambar 2.5. Kurva Permeabilitas Relative untuk Sistem Minyak dan Air(Ahmed, T, Houston, Texas, 2000)Ada tiga hal yang perlu diperhatikan pada kurva permeabilitas relative untuk sistem minyak dan air, yaitu :

1. Turunnya ko dengan cepat sebagai akibat naiknya Sw, menunjukkan bahwa adanya sedikit air akan mempersulit aliran minyak dalam batuan tersebut, demikian pula sebaliknya.

2. ko turun menjadi nol, dimana sementara masih terdapat saturasi minyak dalam batuan (titik C), dengan kata lain di bawah saturasi minimum tertentu minyak dalam batuan tidak akan bergerak lagi. Saturasi minimum ini disebut dengan Residual Oil Saturation (Sor), demikian juga untuk air yaitu Swr (titik D).

3. Harga ko dan kw selalu lebih kecil dari harga k, kecuali pada titik A dan B, sehingga :

....................................................................................(2-9)

2.1.2.3. Saturasi

Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori. Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke seluruh bagian reservoir. Secara matematis, besarnya saturasi untuk masing-masing fluida dituliskan dalam persamaan berikut :

Saturasi minyak (So) adalah :

(2-10)

Saturasi air (Sw) adalah :

.. (2-11)

Saturasi gas (Sg) adalah :

. (2-12)

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :

Sg + So + Sw = 1 ................................................................................. (2-13)Sedangkan jika pori-pori batuan hanya terisi minyak dan air, maka :So + Sw = 1 ... (2-14)

Faktor-faktor penting yang harus diperhatikan dalam mempelajari saturasi fluida antara lain adalah :

Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatif akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatip rendah, demikian juga untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini disebabkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing-masing fluida.

Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.

Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume batuan adalah V, ruang pori-porinya adalah (.V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah :

So ( V + Sg ( V = (1 Sw ) ( V ............................................... (2-15)

2.1.2.4. Derajat Kebasahan (Wetabilitas)Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida, jika diberikan dua fluida yang tak saling campur (immisible). Pada bidang antar muka cairan dengan benda padat terjadi gaya tarik-menarik antara cairan dengan benda padat (gaya adhesi), yang merupakan faktor dari tegangan permukaan antara fluida dan batuan.Dalam sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak (atau gas) yang ada diantara matrik batuan.

Gambar 2.6. Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Gambar 2.6. memperlihatkan sistem air minyak yang kontak dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar (o. Sudut kontak diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga 0o - 180o, yaitu antara air dengan padatan, sehingga tegangan adhesi (AT) dapat dinyatakan dengan persamaan :

AT = (so - (sw = (wo. cos (wo, ..... (2-16)

Keterangan :

(so= tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm.(sw= tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cm.(wo= tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm.(wo= sudut kontak air-minyak.

Suatu cairan dapat dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positip (( < 75o), yang berarti batuan bersifat water wet. Apabila sudut kontak antara cairan dengan benda padat antara 75( - 105(, maka batuan tersebut bersifat intermediet. Apabila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatip (( > 105o), berarti batuan bersifat oil wet. Gambar 2.7. dan Gambar 2.8. menunjukkan besarnya sudut kontak dari air yang berada bersama-sama dengan hidrokarbon pada media yang berbeda, yaitu pada permukaan silika dan kalsit.

Gambar 2.7. Sudut Kontak Antara Permukaan Air dengan Hidrokarbon pada Permukaan Silika(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)

Gambar 2.8. Sudut Kontak Antara Permukaan Air dengan Hidrokarbon pada Permukaan Kalsit(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Pada umumnya reservoir bersifat water wet, sehingga air cenderung untuk melekat pada permukaan batuan sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air. Jadi minyak tidak mempunyai gaya tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir.

Pada waktu reservoir mulai diproduksikan, dimana harga saturasi minyak cukup tinggi dan air hanya merupakan cincin-cincin yang melekat pada batuan formasi, butiran-butiran air tidak dapat bergerak atau bersifat immobile, dan saturasi air yang demikian disebut residual water saturation. Pada saat yang demikian minyak merupakan fasa yang kontinyu dan bersifat mobile.

Setelah produksi mulai berjalan, minyak akan terus berkurang digantikan oleh air. Saturasi minyak akan semakin berkurang dan saturasi air akan terus bertambah, sampai pada saat tertentu saturasi air akan menjadi fasa kontinyu, dan minyak merupakan cincin-cincin. Pada saat ini, air bersifat mobile dan akan bergerak bersama-sama minyak. Gambaran tentang water wet dan oil wet ditunjukkan pada Gambar 2.9. yaitu pembasahan fluida dalam pori-pori batuan. Fluida yang membasahi akan cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih kecil, sedangkan fluida tidak membasahi cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih besar.

Gambar 2.9. Pembasahan Fluida dalam Pori-pori Batuan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.1.2.5. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak saling campur dimana keduanya dalam keadaan statis di dalam sistem kapiler. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida non-wetting fasa (Pnw) dengan fluida wetting fasa (Pw). Berdasarkan Gambar 2.10. sebuah pipa kapiler dalam suatu bejana terlihat bahwa air naik ke atas di dalam pipa akibat gaya adhesi antara air dan dinding pipa yang arah resultannya ke atas. Gaya-gaya yang bekerja pada sistem tersebut adalah :

1. Besar gaya tarik keatas adalah 2( rAT, dimana r adalah jari-jari pipa kapiler.

2. Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah (r2hg((w-(o).

Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi, maka:

...........................................................................................(2-17)

Perbedaan tekanan permukaan antara minyak dengan air berhubungan dengan perbedaan densitas dan ketinggian dari kenaikan air.

Pc = (w o) g h Dimana:w

= densitas air, gr/cm3.o

= densitas minyak, gr/cm3 .= spesifik gravity, w o, dyne/cm.h = ketinggian kenaikan air pada pipa kapiler, cm.

Gambar 2.10. Hubungan Tekanan dalam Pipa Kapiler(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Pada kesetimbangan yang tercapai kemudian, gaya keatas akan sama dengan gaya ke bawah yang menahannya yaitu gaya berat cairan. Secara matematis dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut :

2 r AT = r2 g h

dan,Pc = g h , AT =

maka:

.....................................................................(2-18)dimana:

Pc

= tekanan kapiler, dyne/cm2.

= tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm.cos (= sudut kontak permukaan antara dua fluida , dyne/cm.r

= jari-jari lengkung pori-pori, cm.((

= perbedaan densitas dua fluida, gr/cm3.g = percepatan gravitasi, cm/dt2.h

= tinggi kolom, cm.Tekanan kapiler mempunyai dua pengaruh penting dalam reservoir yaitu mengontrol distribusi fluida di dalam reservoir dan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui ruang pori-pori reservoir sampai mencapai batuan yang impermeable. Seperti pada Gambar 2.11. dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan dengan ketinggian di atas permukaan air bebas (oil-water contact), sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan dalam plot antara h vs Sw , Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.

Gambar 2.11. Kurva Tekanan Kapiler vs Sw(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.1.2.6. Kompresibilitas BatuanPada formasi batuan, pada kedalaman tertentu terdapat dua gaya yang bekerja yaitu gaya akibat beban batuan diatasnya (overburden) dan gaya yang timbul akibat adanya fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan tersebut.

Pada keadaan statik kedua gaya berada dalam keadaan setimbang. Bila tekanan reservoar berkurang akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya ini terganggu.

Menurut Geerstma (1957), terdapat 3 (tiga) konsep kompressibilitas batuan, antara lain :

Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.

Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Kompesibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang uniform apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya. Perubahan bentuk volume bulk batuan dinyatakan sebagai kompresibilitas Cr atau :

................................................................................... (2-19)

Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cp atau :

.................................................................................. (2-20)

Keterangan:

Vr= Volume padatan batuan.

Vp= Volume pori-pori batuan.P= Tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan.P*= Tekanan luar (overburden).

Terjadinya kompresibilitas batuan total maupun efektif karena dua faktor yang terpisah. Kompresibilitas total terbentuk dari pengembangan butir-butir batuan sebagai akibat menurunnya tekanan fluida yang mengelilinginya. Sedangkan kompresibilitas efektif terjadi karena kompaksi batuan dimana fluida reservoir menjadi kurang efektif menahan beban di atasnya (overburden). Kedua faktor ini cenderung akan memperkecil porositas. Dimana kompresibilitas turun dengan naiknya porositas.

2.2. Karakteristik Fluida Reservoir

Fluida reservoir yang terdapat dalam ruang pori-pori batuan reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang sangat kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifat-sifat dari fluida hidrokarbon perlu dipelajari untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain-lain.

Fluida reservoir minyak dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak.

2.2.1. Komposisi Kimia HidrokarbonBentuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah, dapat berupa gas, cair atau padatan tergantung dari komposisinya yang khusus serta tekanan dan temperatur yang mempengaruhinya. Endapan hidrokarbon yang berbentuk cair dikenal sebagai minyak bumi, sedangkan yang berbentuk gas dikenal sebagai gas bumi.

Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen. Keluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog, anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat-sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui. Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom karbon pada struktur kimianya. Senyawa karbon dan hidrogen mempunyai banyak variasi, yang berdasarkan jenis rantai ikatannya dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan asiklik (parafin) dan golongan siklik. 1. Golongan Asiklik (Parafin)

Golongan asiklik atau alifat disebut juga alkan atau parafin ini mempunyai rantai ikatan antar atom yang terbuka. Golongan ini terdiri dari hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tak jenuh.a). Hidrokarbon JenuhSeri homolog dari hidrokarbon ini mempunyai rumus umum CnH2n+2 dan mempunyai ciri dimana atom-atom karbon diatur menurut rantai terbuka dan masing-masing atom dihubungkan oleh ikatan tunggal, dimana tiap-tiap valensi dari satu atom C berhubungan dengan atom C disebelahnya. Seri homolog hidrokarbon ini biasanya dikenal dengan nama alkana (Inggris : alkene) dimana penamaan anggota seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom karbon dalam sebutan Yunani dan diakhiri dengan akhiran ana (Inggris : ane). Tabel 2.9. menunjukkan contoh nama-nama anggota alkana sesuai dengan jumlah atom karbonnya.Tabel 2.9.Sifat-sifat Fisik n-Alkana(Siregar, S, Dr.Ir, ITB, Bandung,1986)nNameBoiling Point

oFMelting Point

oFSpecific Gravity

60o/60 oF

1Methane-258,7-296,6--

2Ethane-127,5-297,9--

3Propane-43,7-305,80,508

4Butane31,1-217,00,584

5Pentane96,9-201,50,631

6Hexane155,7-139,60,664

7Heptane209,2-131,10,688

8Octane258,2-70,20,707

9Nonane303,4-64,30,722

10Decane345,5-21,40,734

11Undecane384,6-150,740

12Dodecane421,3140,749

15Pentadecane519,1500,769

20Eicosane648,999--

30Triacontane835,5151--

Pada tekanan dan temperatur normal (60 oF, 14,7 psia) empat alkana yang pertama (C1 sampai C4) berbentuk gas. Sebagai hasil meningkatnya titik didih (boiling point) karena penambahan jumlah atom karbon maka mulai pentana (C5H12) sampai hepta dekana (C17H36) merupakan cairan. Sedangkan alkana yang mengandung 18 atom karbon atau lebih merupakan padatan (solid). Alkana dengan rantai bercabang memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang berlainan dengan n-alkana, dimana untuk rantai bercabang memperlihatkan sifat-sifat fisik yang kurang beraturan.

Perubahan dalam struktur menyebabkan perubahan didalam gaya antar molekul (inter molekuler force) yang menghasilkan perbedaan pada titik lebur dan titik didih diantara isomer-isomer alkana. b). Hidrokarbon Tak Jenuh

Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua ataupun rangkap tiga (triple), yang digunakan untuk mengikat dua atom C yang berdekatan. Oleh karena itu, valensi yang semula tersedia untuk mengikat atom hidrokarbon telah digunakan untuk mengikat atom C yang berdekatan, dengan cara ikatan rangkap dua yang mengikat dua atom C, maka hidrokarbon seperti ini disebut hidrokarbon tak jenuh atau disebut juga sebagai keluarga alkena (Inggris : alkene). Secara garis besar, sifat-sifat fisik alkena sama seperti sifat-sifat fisik alkana, sebagai bahan perbandingan sifat-sifat fisik alkena, dapat dilihat pada Tabel 2.10. Tabel 2.10

Sifat-sifat Fisik Alkena(Siregar, S, Dr.Ir, ITB, Bandung,1986)NameFormulaBoiling Point,

oFMelting Point,

oFSpecific

Gravity,

60o/60 oF

EthyleneCH2 =CH2-154,6-272.5

PropyleneCH2=CHCH3-53,9-301,4

1-buteneCH2=CH CH2CH320,7-301,60,601

1-penteneCH2=CH(CH2)2CH386-265,40,646

1-hexeneCH2=CH(CH2)3CH3146-2160,675

1-hepteneCH2=CH(CH2)4CH3199-1820,698

1-octeneCH2=CH(CH2)5CH3252-1550,716

1-noneneCH2=CH(CH2)6CH32950,731

1-deceneCH2=CH(CH2)7CH33400,743

Sebagaimana pada alkana, maka untuk alkena terjadi juga peningkatan titik didih dengan bertambahnya kandungan atom karbon, dimana peningkatannya mendekati 20-30 oC untuk setiap penambahan atom karbon. Secara kimiawi, karena alkena merupakan ikatan rangkap, maka alkena lebih reaktif bila dibandingkan dengan alkana.

Senyawa hidrokarbon tak jenuh yang dijelaskan di atas adalah yang hanya mempunyai satu ikatan rangkap dua yang lebih dikenal dengan deretan olefin. Ada juga hidrokarbon tak jenuh yang mempunyai dua ikatan rangkap dua yang disebut deretan diolefin. Rumus umum seri diolefin adalah CnH2n-2, sedangkan penamaannya menggunakan akhiran adiena, sebagai contoh adalah sebagai berikut :

CH2 = C = CH - CH3 CH2 = CH - CH = CH2

1,2 - Butadiena 1,3 - Butadiena

Derajat ketidakjenuhan dari seri diolefin lebih tinggi daripada seri olefin. Secara kimiawi senyawa diolefin reaktif seperti olefin dan secara fisik mempunyai sifat yang hampir sama dengan alkana.

Senyawa hidrokarbon tak jenuh juga ada yang mempunyai ikatan rangkap tiga, yang sering disebut sebagai seri asetilen. Rumus umumnya adalah CnH2n-2, dimana terdapat ikatan rangkap tiga yang mengikat dua atom karbon yang berdekatan. Pemberian nama sama dengan deret alkena dengan memberikan akhiran una. Sifat deret asetilen hampir sama dengan alkena, sedangkan sifat kimianya hampir sama dengan alkena dimana keduanya lebih reaktif dari alkana.2. Golongan SiklikGolongan ini mempunyai rantai tertutup (susunan cincin). Golongan ini terdiri dari naftalena dan aromatik. Golongan siklik dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan naftena dan golongan aromatik.

a). Golongan Naftalena

Senyawa golongan ini merupakan senyawa hidrokarbon, dimana susunan atom karbonnya berbentuk cincin. Golongan ini termasuk hidrokarbon jenuh tetapi rantai karbonnya merupakan rantai tertutup. Yang umum dari golongan ini adalah sikloalkana atau dikenal juga sebagai naftalena, sikloparafin atau hidrokarbon alisiklik. Disebut sikloparafin karena sifat-sifatnya mirip dengan parafin sebagaimana terlihat pada (Tabel 2.11). Apabila dalam keadaan tidak mengikat gugus lain, maka rumus golongan naftalena atau sikloparafin ini adalah CnH2n. Rumus ini sama dengan rumus untuk seri alkena, tetapi sifat fisik keduanya jauh berbeda karena strukturnya yang sangat berbeda.Tabel 2.11.

Sifat-sifat Fisik Hidrokarbon Naftalena Aromat yang Polisiklis(Siregar, S, Dr.Ir, ITB, Bandung,1986)NameBoiling

Point,

oFMelting Point,

oFSpesific Grafity

60o/60 oF

Cyclopropane-27-127

Cyclobutane55-112

Cyclopentane121-1370,750

Cyclohexane177440,783

Cycloheptane244100,810

Cyclooctane300570,830

Metylcyclopentane161-2240,754

Cis-1, 2-dimethylcyclopentane210-800,772

Trans-1, 2-dimethylcyclopentane198-1840,750

Methylcyclohexane214-1960,774

Cyclopentene115-1350,774

1, 3-cyclopentadiene108-1210,798

Cyclohexene181-1550,810

1,3-cyclohexadiene177-1440,840

1,4-cyclohexadiene189-560,847

Contoh dari senyawa hidrokarbon golongan naftalena adalah :

Gambar 2.12.

Contoh Seri Homolog Naftalena(Siregar, S, Dr.Ir, ITB, Bandung,1986)b). Golongan AromatikPada deret ini hanya terdiri dari benzena dan senyawa-senyawa hidrokarbon lainnya yang mengandung benzena. Rumus umum dari golongan ini adalah CnH2n-6, dimana cincin benzena merupakan bentuk segi enam dengan tiga ikatan tunggal dan tiga ikatan rangkap dua secara berselang-seling, sebagai berikut :

Gambar 2.13.

Contoh Seri Homolog Naftalena(Siregar, S, Dr.Ir, ITB, Bandung,1986)Adanya tiga ikatan rangkap pada cincin benzena seolah-olah memberi petunjuk bahwa golongan ini sangat reaktif. Tetapi pada kenyataannya tidaklah demikian, golongan ini tidak sestabil golongan parafin. Jadi deretan benzena tidak menunjukkan sifat reaktif yang tinggi seperti olefin. Secara sederhana dapat dikatakan bahwa sifat benzena ini pertengahan antara golongan parafin dan olefin. Ikatan-ikatan dari deret hidrokarbon aromatik terdapat dalam minyak mentah yang merupakan sumber utamanya.

Pada suatu suhu dan tekanan standar, hidrokarbon aromatik ini dapat berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzena merupakan zat cair yang tidak berwarna dan mendidih pada temperatur 176 oF. Nama hidrokarbon aromatik diberikan karena anggota deret ini banyak yang memberikan bau harum.2.2.2. Komposisi Kimia Air Formasi

Air formasi mempumyai komposisi kimia yang berbada-beda antara reservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu analisa kimia air formasi perlu sekali dilakukan untuk menentukan jenis dan sifat-sifatnya. Dibandingkan dengan air laut, maka air formasi ini rata-rata memiliki kadar garam yang lebih tinggi, sehingga studi mengenai ion-ion air formasi dan sifat-sifat fisiknya ini menjadi penting artinya karena kedua hal tersebut sangat berhubungan dengan terjadinya plugging (penyumbatan) pada formasi dan korosi pada peralatan dibawah dan diatas permukaan.

Air formasi tersebut terdiri dari bahan-bahan mineral, misalnya kombinasi metal-metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi dan alumunium serta bahan-bahan organis seperti asam nafta dan asam gemuk. Sedangkan komposisi ion-ion penyusun air formasi seperti terlihat pada Tabel 2.12 terdiri dari kation-kation Ca, Mg, Fe, Bad an anion-anion chloride, CO3, HCO3 dan SO4.

Air formasi mempunyai kation-kation dan anion-anion dengan jumlah tertentu yang biasanya dinyatakan dalam satuan part per million (ppm) sepertiyang ditunjukkan pada Tabel 2.12. Kation-kation air formasi antara lain adalah : Calcium (Ca2+), Magnesium (Mg2+), Natrium (Na+), Ferrum (Fe+) dan Barrium (Ba++). Sedangkan yang termasuk anion-anion air formasi adalah Chloride (Cl-), Carbonate (CO3) dan Bicarbonate (HCO3) serta Sulfat (SO4).

Tabel 2.12.Komposisi Kimia Air Formasi(Siregar, S, Dr.Ir, ITB, Bandung,1986)Compoition IonConnate Water

From well # 23

Stover Faria,

McKean Country, Pa.

(Parts per million, ppm)Sea Water

Parts per million

Ca++13,260420

Mg++1,9401,300

Na+31,95010,710

K+650-

SO4-7302,700

Cl77,34019,410

Br-320-

I-10-

Total126,20034,540

2.2.3. Sifat sifat Fisik Minyak2.2.3.1. Densitas MinyakDensitas didefinisikan sebagai perbandingan berat massa suatu substansi dengan volume dari unit tersebut, sehingga densitas minyak ((o) merupakan perbandingan antara berat minyak (lb) terhadap volume minyak (cuft). Perbandingan tersebut hanya berlaku untuk pengukuran densitas di permukaan (laboratorium), dimana kondisinya sudah berbeda dengan kondisi reservoir sehingga akurasi pengukuran yang dihasilkan tidak tepat. Metode lain dalam pengukuran densitas adalah dengan memperkirakan densitas berdasarkan pada komposisi minyaknya. Persamaan yang digunakan adalah :

.. (2-21)Keterangan :

(oSC

= densitas minyak (14,7 psia; 60 oF).(oSCi

= densitas komponen minyak ke-i (14,7 psia; 60 oF).Xi

= fraksi mol komponen minyak ke-i.Mi

= berat mol komponen minyak ke-i.Densitas minyak biasanya dinyatakan dalam specific gravity minyak ((o), yang didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air, yang secara matematis, dituliskan :

....................................................................(2-22)

Hubungan antara SG minyak dengan API dinyatakan dengan :

.............................................................................(2-23)

Harga API untuk beberapa jenis minyak adalah :

Minyak ringan: > 30 oAPI. Minyak sedang: 20 30 oAPI. Minyak berat: 10 20 oAPI.2.2.3.2. Viskositas Minyak

Viskositas minyak ((o) didefinisikan sebagai ukuran ketahanan minyak terhadap aliran, atau dengan kata lain viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir, dengan satuan centi poise (cp) atau gr/100 detik/1 cm. Viskositas merupakan perbandingan shear stress dan shear rate. Viskositas minyak sangat dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Hubungan antara viskositas minyak dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 2.14.

Gambar 2.14. Hubungan Viskositas Minyak terhadap Tekanan(Ahmed, T, Houston, Texas, 2000)Hubungan antara viskositas minyak ((o) terhadap tekanan ditunjukkan pada Gambar 2.14. Dari gambar dapat dijelaskan bahwa : Di atas tekanan buble point (Pb) kekentalan minyak akan turun terhadap penurunan tekanan dari P1 ke Pb . Di bawah tekanan buble point kekentalan minyak akan naik terhadap penurunan tekanan, karena gas yang terlarut membebaskan diri dari minyak.

Pada Gambar 2.15. diberikan viskositas pada 1 tekanan atm dan temperatur resevoir sebagai fungsi gravity dari stock tank-barel, viskositas minyak akan turun dengan naiknya temperatur dan viskositas minyak akan berkurang dengan bertambahnya gas dalam larutan, sehingga dapat dibuat korelasinya

Gambar 2.15. Viscositas Minyak Reservoir pada Tekanan 1 Atmosfir dan Temperatur Reservoir(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Secara matematis, besarnya viskositas dapat dinyatakan dengan persamaan :

..... (2-24)Keterangan :

(= viskositas, gr/(cm.sec). F= shear stress. A= luas bidang paralel terhadap aliran, cm2.

= gradient kecepatan, cm/(sec.cm).2.2.3.3. Kelarutan Gas Dalam MinyakKelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya volume gas yang terlarut dari suatu minyak mentah pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir, yang di permukaan volumenya sebesar satu stock tank barrel, ditunjukkan pada Gambar 2.16. Faktor yang mempengaruhi Rs adalah : Tekanan, pada suhu tetap, kelarutan gas dalam sejumlah zat cair tertentu berbanding lurus dengan tekanan .

Komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas dalam minyak semakin besar dengan menurunnya specific gravity minyak.

Temperatur, Rs akan berkurang dengan naiknya temperatur.

Gambar 2.16.Rs sebagai Fungsi Tekanan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Apabila tekanan diturunkan, ternyata gas yang terlarut pada tekanan tertentu akan mulai melepaskan diri dari larutannya. Tekanan dimana gas mulai keluar dari larutannya disebut dengan tekanan gelembung (bubble point pressure).Kurva kelarutan konstan sebelum mencapai Pb, gas terus keluar dari larutannya dan mengakibatkan saturasi gas bertambah, sehingga kemampuan mengalirnya minyak berkurang atau dengan kata lain permeabilitas efektif minyak menurun.2.2.3.4. Faktor Volume Formasi MinyakFaktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai volume minyak dalam barrel pada kondisi standar yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain sebagai perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psi, 60 (F). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb.

Perhitungan Bo secara empiris (Standing) dinyatakan dengan persamaan :

Bo = 0.972 + (0.000147 . F 1.175) (2-25)

... (2-26)Keterangan :

Rs

= kelarutan gas dalam minyak, scf/stb.(o

= specific gravity minyak, lb/cuft.(g

= specific gravity gas, lb/cuft.T

= temperatur, oF.

Perubahan Bo terhadap tekanan untuk minyak mentah jenuh ditunjukkan oleh Gambar 2.17. Tekanan reservoir awal adalah Pi dan harga awal faktor volume formasi adalah Boi. Dengan turunnya tekanan reservoir dibawah tekanan buble point, maka gas akan keluar dan Bo akan turun

Gambar 2.17. Ciri Alur Faktor Volume Formasi terhadap Tekanan untuk Minyak(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Terdapat dua hal penting dari Gambar 2.17. diatas, yaitu :1. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan minyak.

2. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan.Proses pembebasan gas ada dua, yaitu :

a. Differential Liberation.

Merupakan proses pembebasan gas secara kontinyu. Dalam proses ini, penurunan tekanan disertai dengan mengalirnya sebagian fluida meninggalkan sistem. Minyak hanya berada dalam kesetimbangan dengan gas yang dibebaskan pada tekanan tertentu dan tidak dengan gas yang meninggalkan sistem. Jadi selama proses ini berlangsung, maka komposisi total sistem akan berubah.b. Flash LiberationMerupakan proses pembabasan gas dimana tekanan dikurangi dalam jumlah tertentu dan setelah kesetimbangan dicapai gas baru dibebaskan.

Harga Bo dari kedua proses tersebut berbeda sesuai dengan keadaan reservoir selama proses produksi berlangsung. Pada Gambar 2.18. terlihat bahwa harga Bo pada proses flash liberation lebih kecil daripada proses differential liberation.

Gambar 2.18. Perbedaan Antara Flash Liberation dengan Differential Liberation(Siregar, S, Dr.Ir, ITB, Bandung,1986)2.2.3.5. Kompresibilitas MinyakKompresibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut:

.. (2-27)Persamaan ini dapat dikembangkan dalam bentuk yang lebih sederhana, yaitu :

(2-28)Keterangan:

V1 = Volume pada tekanan P1

V2 = Volume pada tekanan P2

Persamaan 2-28 dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu :

.... (2-29)Keterangan :

Bob

= faktor volume formasi pada tekanan bubble point.Boi

= faktor volume formasi pada tekanan reservoir.Pi

= tekanan reservoir.Pb

= tekanan bubble point.2.2.4. Sifat sifat Fisik Air Formasi

2.2.4.1. Densitas Air FormasiDensitas air formasi dinyatakan dalam massa per volume , specific volume dinyatakan dalam volume per satuan massa dan specific gravity, yaitu hubungan antara densitas pengamatan dengan densitas pada kondisi awal atau pada tekanan 14.7 psia dan temperatur 60 (F.Beberapa besaran dan unit yang umum digunakan untuk menyatakan densitas air formasi pada kondisi standar adalah sebagai berikut : 0.999010 gr/cc, 8.334 lb/gal, 62.34 lb/cuft, 350 lb/bbl (US) dan 0.01604 cuft/lb. Dari besaran-besaran satuan tersebut dapat dibuat suatu hubungan sebagai berikut :

(w = = = = .(2-30)Keterangan :

= specific gravity air formasi.(w = density, lb/cuft.vw = specific volume, cuft/lb. Untuk melakukan pengamatan terhadap air formasi dapat dihubungkan dengan densitas air murni pada kondisi sebagai berikut :

=

(2-31)Keterangan :

Vmb= Specific volume air pada kondisi dasar, lb/cuft.wb= Density dari air pada kondisi dasar, lb/cuft. Bw= Faktor volume formasi air, bbl/stb.Dengan demikian jika densitas air formasi pada kondisi dasar (standard) dan faktor volume formasi ada harganya (dari pengukuran langsung), maka densitas air formasi dapat ditentukan. Faktor yang sangat mempengaruhi densitas air formasi adalah kadar garam dan temperatur reservoir.

2.2.4.2. Viskositas Air Formasi

Viskositas air formasi ((w) akan naik terhadap turunnya temperatur dan terhadap kenaikkan tekanan seperti terlihat pada Gambar 2.19. yang merupakan hubungan antara kekentalan air formasi terhadap tekanan dan temperatur, dengan adanya kenaikan daripada viskositas air maka akan semakin rendah suhu dari air formasi tersebut begitu juga sebaliknya. Kegunaan mengetahui perilaku kekentalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir.

Gambar 2.19. Viscositas Air Formasi sebagai Fungsi Temperatur(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.2.4.3. Kelarutan Gas dalam Air Formasi

Kelarutan gas dalam air formasi didefinisikan sebagai volume gas yang terlarut dalam air formasi dengan volume air formasi itu sendiri. Sifat kelarutan air formasi (dalam gas) akan berpengaruh pada penanganan, pemprosesan, dan pengangkutan gas alam. Kelarutan gas dalam air formasi tergantung pada tekanan, temperatur, dan komposisi air formasi dan gas itu sendiriDari hasil penelitian, seperti terlihat pada Gambar 2.20. disimpulkan beberapa pernyataan yang bersifat umum tentang kelarutan gas dalam air dan air asin adalah sebagai berikut :1. Kelarutan gas dalam air formasi lebih kecil jika dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak pada kondisi tekanan dan temperatur yang sama.

2. Pada temperatur yang tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan.

3. Kelarutan gas alam dalam air formasi akan berkurang dengan naiknya berat jenis gas.4. Kelarutan gas alam dalam air asin akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam.

Gambar 2.20. Kelarutan Gas dalam Air Formasi sebagai Fungsi Temperatur dan Tekanan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.2.4.4. Faktor Volume Formasi Air FormasiFaktor volume air formasi (Bw) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi reservoar ke kondisi permukaan. Faktor volume air formasi ini dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan, pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya suhu. Gambar 2.21. menunjukkan hubungan faktor volume formasi air dengan tekanan. Faktor volume formasi air formasi bisa ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :

.......(2-32)Keterangan :

Bw= faktor volume air formasi.Vwt= penurunan volume sebagai akibat penurunan temperatur, F .Vwp= penurunan volume selama penurunan tekanan, psi .

Gambar 2.21. Faktor Volume Air Formasisebagai fungsi dari Tekanan dan Temperatur(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Hubungan faktor volume air formasi dengan tekanan dan temperatur ditunjukkan dengan Tabel 2.13 dan Tabel 2.14.Tabel 2.13.

Faktor Volume Air Formasi Dengan Kandungan Gas(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Tekanan Saturasi, psiaFaktor Volume Air Formasi, bbl/bbl (pada temperatur, oF)

100150200250

1000

2000

3000

4000

50001,0045

1,0031

1,0017

1,0003

0,99891,0183

1,0168

1,0154

1,0140

1,01261,0361

1,0345

1,0330

1,0316

1,03011,0584

1,0568

1,0552

1,0537

1,0522

Tabel 2.14.

Faktor Volume Air Formasi Tanpa Kandungan Gas(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Tekanan Saturasi, psiaFaktor Volume Air Formasi, bbl/bbl (pada temperatur, oF)

100150200250

1000

2000

3000

4000

5000

60001,0025

0,9995

0,9966

0,9938

0,9910

0,98841,0153

1,0125

1,0095

1,0067

1,0039

1,00311,0335

1,0304

1,0271

1,0240

1,0210

1,01781,0560

1,0523

1,0487

1,0452

1,0418

1,0402

2.2.4.5. Kompresibilitas Air FormasiKompresibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Besarnya kompresibilitas air murni (Cpw) tergantung pada tekanan, temperatur dan kadar gas terlarut dalam air murni, sebagaimana terlihat pada Gambar 2.22.

Gambar 2.22. Harga Kompresibilitas Air Murni

Berdasarkan Temperatur dan Tekanan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Secara matematik, besarnya kompresibilitas air murni dapat ditulis sebagai berikut :

......(2-33)Keterangan:

Cwp = kompresibilitas air murni, psi 1.V = volume air murni, bbl.(V; (P = perubahan volume (bbl) dan tekanan (psi) air murni.Sedangkan pada air formasi yang mengandung gas, hasil perhitungan harga kompresibilitas air formasi, harus dikoreksi dengan adanya pengaruh gas yang terlarut dalam air murni. Koreksi terhadap harga kompresibilitas air dapat dilakukan dengan menggunakan Gambar 2.23.

Gambar 2.23. Koreksi Harga Kompresibilitas Air Formasi

terhadap Kandungan Gas Terlarut

(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.3. Kondisi ReservoirKondisi reservoir secara tidak langsung telah sedikit disinggung pada saat penjelasan mengenai sifat-sifat fisik batuan dan fluida reservoir. Yang dimaksud dengan kondisi reservoir meliputi tekanan reservoir dan temperatur reservoir, yang ternyata sangat berpengaruh terhadap sifat fisik batuan maupun fluida reservoir. Kondisi reservoir berhubungan dengan kedalamaan reservoir. Sehingga untuk reservoir yang berbeda, kondisinya juga akan berbeda tergantung kedalamannya, pada umumnya bersifat linier walaupun sering terjadi penyimpangan.2.3.1. Tekanan Reservoir

Derajat kebasahan yang terjadi di dalam pori-pori batuan serta fluida yang dikandungnya disebut tekanan formasi atau tekanan reservoir. Dapat diartikan juga sebagai tekanan yang terjadi dalam pori-pori batuan reservoir dan fluida yang terkandung didalamnya. Dengan adanya tekanan reservoir yang disebabkan oleh gradien kedalaman tersebut, maka akan menyebabkan terjadinya aliran fluida di dalam formasi ke dalam lubang sumur yang mempunyai tekanan relatif rendah. Besarnya tekanan reservoir ini akan berkurang dengan adanya kegiatan produksi.Tekanan reservoir pada prinsipnya berasal dari:

1. Pendesakan oleh ekspansi gas (tudung gas) pada gas cap drive reservoir, tenaga ini disebut dengan body force. Adanya pengaruh gravitasi karena adanya perbedaan densitas antara minyak dan gas, maka gas dapat terpisah dengan minyak sedangkan gas yang terpisah dengan minyak ini akan berakumulasi pada tudung reservoir dan karena pengembangan ini maka gas akan mendorong minyak kedalam sumur produksi

2. Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan adanya beban formasi diatasnya (overburden).

3.Pengembangan gas berupa gas bebas pada reservoir solution gas drive dimana perbedaannya dengan reservoir gas cap drive dimana gas yang terjadi tidak terperangkap tetapi merata sepanjang pori - pori reservoir.

4. Timbulnya tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat kebasahan batuan.

Ada dua hal yang berlawanan yang perlu diperhatikan, yaitu pada suatu interval tertentu tekanan akan naik hingga stabil, tetapi dengan bertambahnya waktu maka tekanan akan turun kembali. Hal ini disebabkan karena adanya gangguan atau karena pengaruh interferensi sumur disekitarnya yang sedang berproduksi, sehingga tekanan tersebut tidak stabil. Dengan alasan tersebut maka tekanan dasar sumur biasanya diukur dalam interval waktu tertentu, kemudian tekanan yang didapat dari hasil pengukuran diplot dan diekstrapolasikan untuk mendapatkan tekanan static dari sumur tersebut.

Setelah akumulasi hidrokarbon didapat, maka salah satu tes yang harus dilakukan adalah tes untuk menentukan tekanan reservoir, yaitu tekanan awal formasi, tekanan statik sumur, tekanan alir dasar sumur, dan gradien tekanan formasi. Data tekanan tersebut akan berguna didalam menentukan produktivitas formasi produktif serta metode produksi yang akan digunakan, sehingga dapat diperoleh recovery hidrokarbon yang optimum tanpa mengakibatkan kerusakan fonnasi.

Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali ditemukan. Tekanan dasar sumur pada sumur yang sedang berproduksi disebut tekanan aliran (flowing) sumur. Kemudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu akan didapat tekanan statik sumur.2.3.1.1. Tekanan HidrostatisTekanan Hidrostatis adalah suatu gejala alam yang terjadi pada setiap benda dipermukaan bumi yang merupakan besarnya gaya yang bekerja tiap satu satuan luas. Tekanan Hidrostatis juga merupakan suatu tekanan yang timbul akibat adanya fluida yang mengisi pori-pori batuan, desakan oleh ekspansi gas, dan desakan oleh gas yang membebaskan diri dari larutan akibat penurunan tekanan selama proses produksi berlangsung.

Secara empiris dapat dituliskan sebagai berikut :

................................................................................................. (2-34)

..................................................................................... (2-35)Keterangan :

= tekanan, psi.

= gaya bekerja pada daerah satuan luas yang bersangkutan, lb.

= luas pennukaan yang menerima gaya, inch2. = densitas fluida rata-rata, lb/gallon. D = tinggi kolam fluida, ft.Tekanan hidrostatis adalah tekanan yang diakibatkan oleh beban fluida diatasnya, secara empiris dapat dituliskan sebagai berikut :

P = yxh ............................................................................................... (2-36)Keterangan :

y

= tekanan hidrostatis.h = kedalaman.2.3.1.2. Tekanan Overburden

Tekanan overburden adalah tekanan yang dialami oleh formasi akibat berat batuan diatasnya. Persamaan yang dapat digunakan untuk menentukan besarnya tekanan overburden adalah :

P0 = G0 x D ......................................................................................... (2-37)P0 = .............................................. (2-38)Keterangan :

Po = Tekanan overburden, psi.Go = Gradien tekanan overburden, psi/ft (umumnya sebesar 1 psi/ft).D = Kedalaman vertikal formasi, ft.Gmb = Berat matriks batuan formasi, lb.Gfl= Berat fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan, lb.A

= Luas lapisan, in2 .

= Porositas, fraksi.

= Densitas matriks batuan, lb/cuft.

= Densitas fluida, lb/cuft.Besarnya gradien tekanan overburden yang normal biasanya dianggap sebesar 1 psi/ft, yaitu diambil dengan menganggap berat jenis batuan rata-rata 2,3 dari berat jenis air. Sedangkan besarnya gradien tekanan air adalah 0,433 psi/ft maka gradien tekanan overburden sebesar 2,3 x 0,433 psi/ft = 1 psi/ft.

Besarnya tekanan overburden akan naik dengan meningkatnya kedalaman, yang biasanya dianggap secara merata. Pertambahan tekanan tiap feet kedalaman disebut gradien tekanan. Data-data tekanan reservoir, umumnya digunakan dalam hal-hal sebagai berikut :

1. Menentukan karakteristik reservoir, terutama yang menyangkut hubungan antara jumlah produksi dengan penurunan tekanan reservoir.

2. Bila digabungkan dengan data produksi, sifat-sifat fisik batuan dan fluida reservoir, akan bermanfaat dalam penaksiran gas atau oil in place dan recovery untuk berbagai jenis mekanisme pendorongan.

3. Memperkirakan hubungan antar sumur-sumur yang letaknya berdekatan dan bagaimana sistemnya.

Suatu contoh kurva gradient tekanan terhadap kedalaman suatu lapangan minyak dapat dilihat pada Gambar 2.24.

Gambar 2.24. Kurva Gradien Tekanan terhadap Kedalaman

(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.3.1.3. Tekanan RekahTekanan rekah adalah tekanan hidrostatis maksimum yang dapat ditahan oleh formasi tanpa menyebabkan terjadinya pecah formasi tersebut. Besarnya gradien tekanan rekah dipengaruhi oleh tekanan overburden, tekanan formasi, dan kondisi kekuatan batuan. Mengetahui gradien tekanan rekah sangat berguna ketika meneliti kekuatan dasar casing.

Selain hasil log gradien tekanan rekah dapat ditentukan dengan memakai prinsip leak off test yaitu memberikan tekanan sedikit-sedikit sedemikian rupa sampai terlihat tanda-tanda formasi akan pecah, dengan ditunjukkan kenaikan tekanan terus-menerus dan tiba-tiba menurun drastis.

Penentuan tekanan rekah dapat digunakan perhitungan diantaranya :

........................................................................... (2-39)Keterangan :

Pf= tekanan rekah, psi.Pob= tekanan overburden, psi.P = tekanan formasi, psi.D = kedalaman, ft.Bila dianggap gradien tekana overburden (Pob/D) adalah 1 psi/ft maka Persamaan (2-39) akan menjadi :

.................................................................................. (2-40)2.3.1.4. Tekanan Normal

Tekanan formasi normal adalah suatu tekanan formasi dimana tekanan hidrostatis fluida formasi dalam keadaan normal sama dengan tekanan kolom cairan yang ada dalam dasar formasi sampai permukaan. Bila isi dari kolom yang terisi berbeda cairannya maka besarnya tekanan hidrostatis akan berbeda.

Gradien tekanan berhubungan dengan lingkungan pengendapan geologi. Karena pada umumnya sedimen diendapakan pada lingkungan air garam, maka banyak tempat di dunia ini mempunyai gradien tekanan antara 0,433 psi/ft sampai 0,465 psi/ft. Jadi formasi yang mempunyai gradien tekanan formasi antara 0,433 psi/ft samapi 0,465 psi/ft merupakan tekanan normal.2.3.1.5. Tekanan Subnormal

Tekanan formasi subnormal adalah formasi yang mempunyai gradien tekanan dibawah 0,433 psi/ft. Tekanan subnormal diakibatkan adanya rekahan-rekahan batuan, atau adanya gaya diatrophisma (penekanan batuan dan isinya oleh gaya pada kerak bumi). Mekanisme terjadinya tekanan subnormal dapat diuraikan sebagai berikut:

a. Thermal Expansion

Karena batuan sedimen dan fluida dalam pori dipengaruhi oleh adanya temperatur, jika fluida mengalami pengembangan maka densitas akan berkurang dan juga tekanan akan berkurang.

b. Formation Foreshortening (Pengkerutan Formasi)

Selama kompresi akan ada beberapa lapisan yang melengkung perlapisan teratas melengkung keatas sementara perlapisan terbawah melengkung kebawah sedangkan lapisan tengah mengembang sehingga dapat menghasilkan zona tekanan subnormal. Pada kondisi ini juga menyebabkan terjadinya overpressure pada lapisan teratas dan terbawah.2.3.1.6. Tekanan Abnormal

Tekanan abnormal adalah tekanan formasi yang mempunyai gradien tekanan lebih besar dari harga 0,465 psi/ft. Tekanan abnormal tidak mempunyai komunikasi tekanan secara bebas sehingga tekanannya tidak akan cepat terdistribusi dan kembali menuju tekanan normalnya. Tekanan abnormal berkaitan dengan sekat (seal) terbentuk dalam suatu periode sedimentasi, kompaksi atau tersekatnya fluida didalam suatu lapisan yang dibatasi oleh lapisan yang permeabilitasnya sangat rendah.

Pada proses kompaksi normal, mengecilnya volume pori akibat dari pertambahan berat beban diatasnya dapat mengakibatkan fluida yang ada didalam pori terdorong keluar dan mengalir ke segala arah menuju formasi di sekitarnya. Berat batuan diatasnya akan ditahan oleh partikel-partikel sedimen. Kompaksi normal umumnya menghasilkan suatu gradient tekanan formasi yang normal.

Kompaksi abnormal akan terjadi jika pertambahan berat beban diatasnya tidak menyebabkan berkurangnya ruang pori. Ruang pori tidak mengecil karena fluida didalamnya tidak bisa terdorong keluar. Tersumbatnya fluida didalam ruang pori disebabkan karena formasi itu terperangkap didalam formasi lain yang menyebabkan permeabilitas sangat kecil.

Beberapa mekanisme terbentuknya tekanan abnormal adalah sebagai berikut :

1. Incomplete Sediment Compaction

Sedimentasi clay atau shale yang berlangsung sangat cepat mengakibatkan terbatasnya waktu bagi fluida untuk membebaskan diri. Di bawah kondisi normal porositas awal yang tinggi berkurang karena fluida terbebaskan melalui permeabel sand atau penyaringan melalui shale atau clay. Jika sedimentasi berlangsung cepat maka proses membebaskan fluida tidak dapat terjadi, sehingga fluida terjebak didalamnya.2. Faulting

Patahan dapat menyebabkan redistribusi sedimen, dan menempatkan zone-zone permeabel berlawanan dengan zone-zone impermeabel, sehingga terbentuk penghalang bagi aliran fluida. Hal ini akan mencegah keluarnya fluida dari shale dibawah kondisi terkompaksi.

3. Kubah garam (Salt dome)

Gerakan keatas (intrusi) kubah garam dengan densitas rendah karena gaya apung yang menerobos perlapisan sedimen normal akan menghasilkan anomali tekanan.

4. Massive Shale

Shale yang tebal dan impermeabel akan menghalangi jalannya fluida keluar dari porinya, sehingga fluida akan ditahan oleh shale yang impermeabel. Dengan adanya pertambahan tekanan akibat tekanan overburden yang bertambah oleh karena sedimentasi yang terus berlangsung, maka fluida akan tertekan dan tertahan di dalam pori. Hal ini akan mengakibatkan tekanan abnormal.

5. Charged Zone

Disebabkan oleh adanya migrasi fluida dari zone bertekanan tinggi ke tekanan rendah pada zone yang tidak terlalu dalam. Hal ini terjadi karena adanya patahan atau casing/penyemenan yang jelek. Tekanan tinggi ini dapat menyebabkan terjadinya kick karena tidak ada lithologi yang dapat mengidentifikasikannya.

6. Struktur antiklinal

Struktur geologi yang berbentuk antiklin perlu diwaspadai adanya tekanan tinggi, terutama pada struktur antiklinal pada kedalaman yang tinggi.

2.3.2. Temperatur ReservoirDalam kenyataannya temperatur reservoir akan bertambah terhadap kedalaman, yang mana sering disebut sebagai gradien geothermis. Besaran geothermis ini bervariasi dari satu tempat ke tempat yang lain, dimana harga rata-ratanya adalah 2F/100 ft. Gradien geothermis yang tertinggi adalah 4F/100 ft, sedangkan yang terendah adalah 0,5 F/100 ft. variasi yang kecil dari gradien geothermis ini disebabkan oleh sifat konduktivitas thermis beberapa jenis batuan.Hubungan temperatur terhadap kedalaman dapat dinyatakan sebagai berikut :

Td = Ta + @ D.....................................................................................(2-41)Keterangan :

Td= temperatur reservoir pada kedalaman D ft, F.

Ta= temperatur pada permukaan F.

@= gradien temperatur, F/100 ft.

D= kedalaman, ft.Suatu contoh kurva temperatur versus kedalaman dapat dilihat pada Gambar 2.25. Kurva tersebut merupakan hasil survey dari suatu lapangan. Kegunaan data temperatur formasi adalah untuk menentukan sifat-sifat fisik fluida formasi.

Gambar 2.25. Gradien Temperatur Rata-rata untuk Suatu Lapangan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.4. Heterogenitas Reservoir2.4.1.Pengertian Heterogenitas ReservoirHeterogenitas reservoir adalah variasi sifat-sifat fisik batuan dan fluida dari suatu lokasi ke lokasi lainnya. Heterogenitas ini sebagai akibat adanya proses pengendapan, patahan, lipatan, diagenesa dalam lithologi reservoir dan perubahan atau jenis dan sifat dari fluida reservoir. Heterogenitas reservoir dapat terjadi pada skala mikroskopis ataupun pada skala makroskospis. Heterogenitas dengan skala mikroskopis yang terjadi pada batuan karbonat ini disebabkan karena adanya matriks, fracture, vugs ataupun rongga-rongga dalam batuan. Untuk heterogenitas reservoir dalam suatu skala makroskopis dan megaskopis yang meliputi batasan fisik batuan, fault, batas fluida, perubahan ketebalan, perubahan litologi dan beberapa lapisan yang mempunyai perbedaan sifat-sifat dalam lapisan tersebut.Karakteristik reservoir lainnya yang berhubungan dengan heterogenita.s adalah permeabilitas anisotropy. Resevoir anisotropy adalah reservoir yang mempunyai variasi permeabilitas dalam arah aliran.

Anisotropy ini disebabkan oleh adanya proses pengendapan (channel fill deposites) atau oleh proses tektonik (paralel fracture orientation). Anisotropy dapat terjadi pada reservoir heterogen atau juga dapat terjadi pada reservoir yang homogen. Anisotropy merupakarn hal yang berhubungan dengan reservoir yang heterogen. Kebanyakan batuan reservoir mempunyai permeabilitas vertikal lebih rendah dari pada permeabilitas horizontalnya sehingga akan terjadi anisotropy dalam reservoir. Heterogenitas reservoir biasanya merupakan sifat reservoir yang asli, dan heterogenitas reservoir dapat juga terjadi pada formasi yang disebabkan oleh perbuatan manusia. Heterogenitas reservoir yang disebabkan karena ulah kerja manusia dan terjadi didekat lubang bor, hal ini disebabkan oleh invasi lumpur bor selama proses pemboran berlangsung, peretakan hidrolic, pengasaman atau karena terjadi injeksi fluida. Tingkat heterogenitas reservoir penting untuk mengetahui adanya sistem heterogenitas.2.4.2. Penyebab Heterogenitas ReservoirBatuan reservoir merupakan batuan yang mempunyai porositas () dan permeabilitas (k) terdistribusi secara tidak konstan untuk semua bagian yang luas, dimana hal ini merupakan hasil proses sedimentasi, perlipatan, patahan juga perubahan litologi setelah pengendapan dan perubahan dalam jenis kandungan fluidanya. Sebagian reservoir dibentuk oleh hasil pengendapan dalam air atau basin dalam tempo yang lama dan lingkungan pengendapan yang bermacam-macam.2.4.2.1. Lingkungan PengendapanHeterogenitas reservoir yang disebabkan oleh lingkungan pengendapan akan berlanjut dengan proses yang mengikuti pengendapan itu sendiri. Proses lanjut yang mempengaruhi keseragaman sifat batuan sedimen dapat berbentuk kompaksi juga sementasi.

Adanya lingkungan pengendapan ini akan dapat memberikan gambaran mengenai besar butir, bentuk atau jenis packingnya dan juga distribusi penyebarannya. Sebagai contoh untuk lingkungan pengendapan marine, maka batuan sedimen yang lebih berat akan terendapkan lebih dahulu pada bagian dekat pantai atau zona bathyal dan abysal. Batuan yang lebih ringan berasosiasi dengan batuan yang halus/lembut dalam hal ini adalah silt dan clay.

Dari antar batuan yang terendapkan tersebut terbentuk pori-pori dan permeabilitas yang mana besarnya tergantung litologi, kompaksi dan posisi strukturnya. Pembentukan porositas dan permeabilitas dari reservoir karbonat berbeda reservoir batu pasir dalam proses lanjut dari pengendapannya, dimana pada batuan karbonat terbentuk karena adanya lingkungan pengendapan akan menambah semakin kompleks atau bertambah tidak seragamnya lapisan batuan yang terbentuk.2.4.2.2. Sedimentasi

Proses sedimentasi akan melibatkan tiga faktor yang saling berkesinambungan, yaitu erosi, transportasi dan pengendapannya itu sendiri.

Tiga proses pengendapan utama, yaitu sedimentasi mekanik, sedimentasi organik dan sedimentasi kimiawi. Oleh sebab itu terbentuk bermacam-macam jenis batuan karena proses-proses tersebut seperti batuan karbonat, evaporite, silika dan sebagainnya. Sifat utama dari batuan sedimen yang merupakan sebagian besar batuan reservoir adalah : 1. Adanya bidang perlapisan yang menandakan adanya proses sedimentasi

Faktor-faktor yang mempengaruhi kenampakan struktur perlapisan, yaitu : terdapatnya beda warna mineral, terdapatnya perbedaan ukuran butir, terdapatnya struktur sedimen, perbedaan komposisi mineral dan perubahan jenis batuan.

2.Sifat klastik/fragmen yang mencirikan bahwa butir-butir pernah lepas

3.Sifat bekas/jejak zat hidup, seperti koral (terutama pada batuan karbonat).

Batuan yang mengalami pelapukan, erosi dan transportasi akan mengalami perubahan selama diendapkan pada lingkungannya. Faktor media, jarak dan bentuk lingkungannya akan mempengaruhi besar butir, sortasi dan pembundaran.

Bentuk, susunan dan keseragaman butir batuan akan mempengaruhi besar kecilnyaa porositas dan permeabilitas, oleh karena itu terjadi heterogenitas reservoir. Sebab dengan bertambahnya kompleknya sedimentasi yang berlangsung dan proses-proses yang ada kemudian menambah derajat ketidakseragaman.

2.4.3. Faktor-faktor yang Mempengaruhi Heterogenitas2.4.3.1. Sedimentasi Tektonik Regional Faktor sedimentasi tektonik regional, hal ini menyebabkan terjadinya heterogen karena didalam suatu reservoir dimungkinkan adanya macam-macam lingkungan pengendapan seperti lingkungan pengendapan darat, laut, dan transisi, sehingga dengan adanya macam-macam lingkungan reservoir heterogen., juga diagenesa karena diagenesa merupakan proses perubahan setelah terjadi pengendapan yang akan menyebabkan harga-harga porositas-permeabilitas berubah. Kemudian struktur geologinya, hal ini akan menyebabkan heterogen karena reservoir dapat terjadi patahan, fault atau ketidakselarasan.2.4.3.2. Komposisi dan Tekstur

Faktor komposisi dan tekstur, hal ini merupakan kontrol geologi untuk mengetahui adanya heterogenitas reservoir secara makroskopis, karena komposisi yang terdiri dari lithologi, mineralogi juga butiran (butiran, matriks dan cement) akan berpengaruh pada harga porositas dan permeabilitas yang merupakan faktor penentu adanya heterogenitas didalam reservoir.2.4.3.3. Geometri Pori-poriFaktor geometri pori-pori, hal ini dapat digunakan sebagai kontrol adanya heterogenitas karena geometri pori-pori yang terdiri dari ukuran rongga pori (pore throat size), ukuran tubuh pori (pore body size), peretakan (fracturing) dan permukaan butir (surface rougness) akan mempengaruhi besar kecilnya porositas-permeabilitas, karena faktor-faktor tadi akan mempengaruhi pori-pori (volume pori), juga bulk volume sebagai parameter penentu besar kecilnya porositas. Demikian juga untuk permeabilitas akan dipengaruhi oleh adanya faktor-faktor tersebut diatas.

Jadi heterogenitas yang terjadi didalam reservoir parameter-parameter yang dikontrol adalah porositas, permeabilitas juga saturasinya. Porositas merupakan yang akan menentukan besar kecilnya fluida yang mengalir atau dengan kata lain akan mempengaruhi permeabilitas dan juga saturasinya, sehingga ketiga parameter tersebut merupakan faktor utama yang dikontrol yang dapat dijadikan sebagai parameter penentu adanya heterogenitas reservoir. Dan heterogenitas reservoir ini dapat terjadi pada batupasir karbonat atau batuan yang lain.2.4.4. Tipe-tipe Heterogenitas ReservoirSetelah mengetahui parameter-parameter yang penting untuk mengetahui terjadinya heterogenitas beserta penyebabnya, maka selanjutnya dapat dilakukan pembagian jenis heterogenitas reservoir. Adapun pembagian jenis heterogenitas reservoir tersebut ada dua macam, yaitu :

1. Heterogenitas vertikal.

2. Heterogenitas horizontal.2.4.4.1. Tipe Heterogenitas VertikalUntuk mengetahui adanya jenis heterogenitas yang vertikal didalam reservoir, maka yang harus diperhatikan adalah parameter-parameter penentunya baik skala megaskopis, makroskopis, dan mikroskopis. Parameter-parameter tersebut antara lain adalah porositas, permeabilitas, dan saturasi. Jadi heterogenitas arah vertikal terlihat pada skala megaskopis ditunjukkan oleh lingkungan pengendapan yang berlainan, diagenesa, dan struktur geologinya. Faktor-faktor yang telah disebutkan tadi akan mempengaruhi komposisi, mineralogi (butir, matriks, semen), juga teksturnya seperti ukuran butir, sortasi, kekompakan, dan fabrics di dalam batuan. Dengan adanya pengaruh-pengaruh tersebut maka terjadi ketidakseragaman reservoir terutama porositas, permeabilitas, dan saturasi, dan hal ini disebut dengan heterogenitas vertikal reservoir. 2.4.4.2. Tipe Heterogenitas Horizontal

Heterogenitas reservoir arah horizontal ini, dapat terjadi baik dalam skala megaskopis, makroskopis, dan mikroskopis. Dalam skala megaskopis, terlihat bahwa reservoir terbatas luasnya, strukturnya, dan akibat diagenesa mengakibatrkan ketidakseragaman secara horizontal dari tempat yang satu terhadap tempat yang lainnya. Hal ini dapat terjadi untuk ukuran pori, sortasi, porositas, ukuran butir, permeabillitas, saturasi air, dan kontinuitasnya, sehingga akan mempengaruhi dalam penentuan cadangan.Bila dilihat dalam skala makroskopis, baik untuk komposisi dan teksturnya yang terdiri dari litologi, mineralogi (grains, matriks, dan semen) dan tekstur yang terdiri dari ukuran butir, sortasi, kekompakan, dan fabirc akan berpengaruh secara horizontal. Akibat dari sifat keseluruhan diatas, maka akan memberikan kemampuan yang berbeda dari setiap titik dalam arah horizontal untuk menampung minyak dan mengalirkannya. 2.4.5. Pengaruh Heterogenitas Reservoir terhadap CadanganDengan mengetahui heterogenitas pada reservoir maka kita dapat mengetahui pengaruh heterogenitas terhadap cadangan, yaitu :

1. Adanya ketidakseragaman distribusi karakteristik batuan dan perbedaan struktur sebagai pembatas reservoir, maka memungkinkan terjadinya blok-blok dari suatu lapangan.

2. Mengingat heterogenitas batuan akibat faktor lingkungan pengendapan, maka distribusi porositas dan permeabilitas tidak merata mengakibatkan variasi produksi per sumur pada masing-masing blok.

3. Akibat heterogenitas, terjadinya blok-blok pada suatu lapangan, menyebabkan perbedaan recovery pada masing-masing blok, dikarenakan harga permeabilitas, porositas, saturasi minyak, gas, dan air, maupun ketebalan net pay yang berbeda.

4. Prioritas penentuan jumlah dan letak sumur produksi akan dikembangkan berdasarkan sisa dari blok-blok, volume reservoir, produktivitas sumur-sumur dan radius pengurasan efektif sumur sekitarnya.

Kontrol geologi yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas vertikal adalah beragamnya lingkungan penegendapan, diagenesa, dan sedimennya. Unsur ini meliputi material sedimen, keadaan pembatas, energi mekanik, kimia dan aktivitas biologis. Kontrol geologi yang mempengaruhi heterogenitas horizontal adalah lingkungan pengendapan, diagenesa, struktur dan tektur sedimennya. 2.5. Jenis-jenis ReservoirJenis-jenis reservoir dapat dikelompokkan menjadi tiga yaitu : berdasarkan perangkap reservoir, mekanisme pendorong, dan fasa fluida.2.5.1. Berdasarkan Perangkap Reservoir

Jenis reservoir berdasarkan perangkap reservoir dapat dibagi menjadi tiga, yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi, dan perangkap kombinasi (struktur dan stratigrafi).2.5.1.1. Perangkap Struktur

Perangkap struktur merupakan perangkap yang paling orisinil, terbentuk sebagai akibat peristiwa deformasi pada lapisan batuan dan sampai dewasa ini merupakan perangkap yang paling penting. Jelas di sini berbagai unsur perangkap yang membentuk lapisan penyekat dan lapisan reservoir sehingga dapat menangkap minyak disebabkan oleh gejala tektonik atau struktur, misalnya pelipatan dan pematahan. Sebetulnya kedua unsur ini merupakan unsur utama dalam pembentukan perangkap.

Ciri-ciri dari perangkap struktur adalah sebagai berikut :

1. Memiliki kontinuitas sifat fisik batuan secara lateral yang relatif luas.

2. Memiliki lapisan air yang cukup dapat memberikan energi dorong kepada minyak untuk bergerak. a) Perangkap Lipatan

Perangkap yang disebabkan perlipatan merupakan perangkap utama. Perangkap lipatan disebabkan oleh struktur perlipatan (folding) dan biasanya berbentuk antiklin. Unsur yang mempengaruhi perangkap ini adalah lapisan penyekat dan penutup yang berada di atasnya dan dibentuk sedemikian sehingga minyak tidak dapat lagi kemana-mana, baik dari arah atas maupun dari semua arah horizontal. Gambaran sederhana jenis perangkap struktur lipatan dapat dilihat pada Gambar 2.26. Gambar 2.26. menggambarkan bahwa minyak tidak bisa mengalir ke atas karena terhalang oleh lapisan penyekat, dan tidak bisa ke pinggir, karena terhalang oleh lapisan penyekat yang melengkung ke daerah pinggir, sedangkan ke arah bawah terhalang oleh adanya batas air-minyak (bidang equipotensial).

Gambar 2.26. Perangkap Struktur Lipatan(Kristanto, Dedy; Yogyakarta, 1997)Dalam menilai suatu perangkap lipatan, yang perlu diperhatikan adalah volume tutupan (closure) pada perangkap bersangkutan. Volume tutupan suatu perangkap adalah volume maksimum tempat atau wadah yang bisa diisi oleh fluida hidrokarbon, yang mana harganya ditentukan oleh kedudukan titik limpah perangkap yang bersangkutan. Titik limpah adalah titik terendah pada perangkap, yang mana bila fluida hidrokarbon yang terkumpul pada perangkap melebihi titik tersebut, maka fluida hidrokarbon akan melimpah dan berpindah ke tempat lain yang lebih tinggi di luar perangkap yang bersangkutan. Volume tutupan menentukan volume maksimum reservoir yang mungkin diisi fluida hidrokarbon.b) Perangkap Patahan

Perangkap patahan adalah perangkap yang terbentuk oleh peristiwa patahan pada batuan porous dan permeabel yang berada di bawah lapisan tidak permeabel. Perangkap ini memiliki penyekat berupa bidang sesar pada salah satu sisinya maupun lebih. Suatu patahan (faulting) dapat berfungsi sebagai unsur penyekat akumulasi hidrokarban agar tidak bermigrasi ke mana-mana dan dapat juga sebagai media bagi minyak untuk bermigrasi. Besar-kecilnya tekanan yang disebabkan oleh pelampungan minyak atau kolom minyak terhadap besarnya tekanan kapiler, menentukan sekali apakah patahan itu bertindak sebagai penyalur atau penyekat. Jika tekanan tersebut lebih besar daripada tekanan kapiler maka minyak masih dapat tersalurkan melalui patahan, tetapi jika lebih kecil maka patahan tersebut bertindak sebagai suatu penyekat.

Patahan yang berdiri sendiri tidak dapat membentuk perangkap reservoir. Ada beberapa unsur lain yang harus dipenuhi untuk terjadinya suatu perangkap yang betul-betul hanya disebabkan karena patahan, yaitu :

1. Adanya kemiringan wilayah.

Lapisan yang sejajar atau tidak miring tidak dapat membentuk perangkap karena walaupun minyak tersekat pada arah pematahan, tetapi pada arah lain tidak tersekat, kecuali kalau ketiga arah lainnya tertutup ole