BAB II kom
-
Upload
rizkylestari -
Category
Documents
-
view
242 -
download
0
description
Transcript of BAB II kom
BAB II
KARAKTERISTIK RESERVOIR
Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon,
gas dan air. Proses akumulasi minyak bumi di bawah permukaan haruslah
memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir minyak
bumi. Unsur-unsur yang menyusun reservoir adalah sebagai berikut :
1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak bumi, gas
bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang
porous dan permeable.
2. Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat
impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga
berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.
3. Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk
reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan beserta
penutupnya merupakan bentuk konkaf ke bawah dan menyebabkan minyak
beserta gas bumi berada dibagian teratas reservoir.
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 dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale
(sedimen non-klastik) atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing
3
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
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
komposissi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumus-rumus
dimana menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya yang
terdapat dalam mineral tersebut.
Pembahasan tentang karakteristik batuan reservoir pada sub bab ini
dibagi menjadi dua bagian, yaitu karakteristik batuan reservoir
dipandang dari segi komposisi kimia dan sifat fisik batuannya.
2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir
Pada umumnya batuan reservoir minyak bumi berasal dari batuan
sedimen, dimana komposisi kimianya tergantung dari mana batuan itu
4
berasal dan kondisi-kondisi yang mempengaruhi setelah batuan itu
diendapkan. Untuk mengetahui komposisi kimia suatu batuan reservoir
sangat penting, karena jenis-jenis atom penyusun batuan reservoir akan
menentukan sifat-sifat fisik batuan reservoir tersebut.
2.1.1.1. Komposisi Kimia Batupasir
Batu pasir merupakan batuan reservoir yang paling umum di
jumpai, namun antara batu pasir pada daerah yang satu dengan daerah
yang lainnya berbeda kandungan komposisi kimia batuannya. Mineral
yang paling dominan pada batuan ini adalah kwarsa atau SiO2, feldspar
(KNaCa(AlSi3O8)) yang merupakan mineral stabil serta beberapa
mineral lainnya.
Menurut Pettijohn, batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu :
Orthoquartzites, Graywacke, dan Arkose. Pembagian tersebut
didasarkan pada jumlah kandungan mineralnya. Kandungan mineral
dan komposisi kimia penyusun batuan reservoir sangat berpengaruh
terhadap besarnya sortasi yang dapat mempengaruhi besarnya pori-
pori batuan reservoar.Berdasarkan jumlah kandungan mineral
kwarsanya batu pasir dibagi menjadi tiga, yaitu :
A. Batu pasir Kwarsa (Quartzose)
Batupasir ini terbentuk dari mineral kwarsa yang dominan dan
beberapa mineral yang stabil seperti pyrite (FeS2), dolomite
(CaMg(CO3)2) dan mineral pengikat (semen) adalah karbonat dan
silika.
5
Tabel 2.1.
Komposisi kimia Orthoquartzite (%)
(Pettijohn, E.J., 1957)
MIN. A B C D E F G H I
SiO2 95,32 99,45 98,87 97,80 99,39 93,13 61,70 99,58 93,16
TiO2 . . . . . . . . . . . . . . . . 0,03 . . . . . . . . . . . . 0,03
Al2O3 2,85 . . . . 0,41 0,90 0,30 3,86 0,31 0,31 1,28
Fe2O3 0,050,30
0,08 0,85 0,12 0,11 0,24 1,200,43
FeO . . . . 0,11 . . . . . . . . 0,54 . . . . . . . .
MgO 0,04 T 0,04 0,15 None 0,25 . . . . 0,10 0,07
CaO T 0,13 . . . . 0,10 0,29 0,19 21,00 0,14 3,12
Na2O0,30 . . . .
0,800,40 . . . . . . . .
0,17 0,100,39
K2O 0,15 . . . . 0,03
H2O +1,44a) . . . . 0,17 . . . . 0,17 1,43a) . . . . 0,03a) 0,65
H2O -
CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16,10 . . . . 2,01
Total 100 99,88 99,91 100,2 100,3 99,51 99,52 99,6b) 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 ignitionb). Includes SO3, 0,13 %.
Tabel 2.1. menunjukkan komposisi kimia quartzite dengan unsur silika
yang tinggi yaitu 61,70% sampai 99,58% disertai unsur lainnya dalam jumlah
yang kecil, seperti : TiO2, Al2O3, Fe2O, MgO, CaO, Na2O, K2O, H2O+, H2O-, dan
CO.
A. Batu pasir graywacke
Batu pasir ini terbentuk dari mineral-mineral kwarsa, clay,
micaflace (KAl2(OH)2AlSi3O10), karbonat (CaCO3), fragmen phillite,
6
fragmen batuan beku, feldspar dan mineral-mineral lainnya. Sebagai
indikator adanya, mineral illite, dimana berasal dari mineral clay
( kaolin dan monmorillonite) yang mengalami diagnesis di lingkungan
marine. Seperti yang terlihat pada Tabel 2.2
Tabel 2.2.
Komposisi Mineral Graywacke (%)
(Pettijohn, E.J., 1957)
M I N E R A
LA B C D E F
Q u a r t z 45,6 46,0 24,6 9,0 tr 34,7
C h e r t 1,1 7,0 . . . . . . . . . . . . . . . .
Feldspar 16,7 20,0 32,1 44,0 29,9 29,7
Hornblende . . . . . . . . . . . . 3,0 10,5 . . . .
Rock Fragments 6,7 . . . .a 23,0 9,0 13,4 . . . .
Carbonate 4,6 2,0 . . . . . . . . . . . . 5,3
Chloride-
Sericite25,0 22,5 20,0b 25,0 46,2d 23,3
T o t a l 99,7 97,5 99,7 90,0 100,0 96,0
A. Average of Six (3 Archean, 1 Huronian, 1 Devonian, and 1 Late Paleozoic).
B. Krynine’s 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”
7
Komposisi kimia dari batupasir graywacke terlihat pada Tabel 2.3.
dengan unsur silika yang paling dominan ( tetapi masih kecil
dibanding dengan batupasir quartzite) serta kadar alumine (Al2O3)
yang cukup tinggi.
Tabel 2.3
Komposisi kimia Graywacke (%)
(Pettijohn, E.J., 1957)
MINERAL A B C D E F
SiO2 68,20 63,67 62,40 61,52 69,69 60,51
TiO2 0,31 . . . . 0,50 0,62 0,40 0,87
Al2O3 16,63 19,43 15,20 13,42 13,43 15,36
Fe2O3 0,04 3,07 0,57 1,72 0,74 0,76
FeO 3,24 3,51 4,61 4,45 3,10 7,63
MnO 0,30 . . . . . . . . . . . . 0,01 0,16
MgO 1,30 0,84 3,52 3,39 2,00 3,39
CaO 2,45 3,18 4,59 3,56 1,95 2,14
Na2O 2,43 2,73 2,68 3,73 4,21 2,50
P2O3 0,23 . . . . . . . . . . . . 0,10 0,27
SO3 0,13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
CO2 0,50 . . . . 1,30 3,04 0,23 1,01
H2O + 1,752,36
1,56 2,33 2,08 3,38
H2O – 0,55 0,07 0,06 0,26 0,15
S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,42
T o t a l 99,84 100,06 99,57 100,01 100,01 100,24
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
8
B. Batu pasir Arkose
Batu pasir ini komposisi mineral utamanya adalah kwarsa (SiO2)
dan feldspar (KNaCa(AlSi3O8)). Sedangkan mineral-mineral yang
kurang stabil seperti clay (Al4Si4O10(OH)8), biotit
(K(MgFe)3(AlSi3O10(OH2)) dan microline (KAlSi3O8), Plagioklas
(CaNa)(AlSi)AlSi2O8), terlihat pada Tabel 2.4.
Tabel 2.4.
Komposisi Mineral Arkose (%)
(Pettijohn, E.J., 1957)
M I N E R A L A B C D a) E a) F a) G
Q u a r t z 57 51 60 57 35 28 48
Microcline 24 30 3435 b) 59 b) 64 43
Plaglioclase 6 11 . . . .
M i c a s 3 1 . . . . . . . . . . . . . . . . 2
C l a y 9 7 . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Carbonate c) c) c) 2 . . . . c)
Other 1 . . . . 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.
9
Komposisi kimia batupasir arkose ditunjukkan oleh Tabel 2.5.
dengan kandungan silika lebih kecil dibandingkan dengan kedua
batupasir diatas yaitu sekitar 69,94% sampai 82,14%, tetapi unsur
aluminanya cukup tinggi yaitu 7,57% sampai 13,15%.
Tabel 2.5.
Komposisi Kimia Arkose (%)
(Pettijohn, E.J., 1957)
M I N E R A L A B C D E F
Si O2 69,94 82,14 75,57 73,32 80,89 76,37
Ti O2 . . . . . . . . 0,42 . . . . 0,40 0,41
Al2 O3 13,15 9,75 11,38 11,31 7,57 10,63
Fe2 O32,48
1,23 0,82 3,54 2,90 2,12
Fe O . . . . 1,63 0,72 1,30 1,22
Mn O 0,70 . . . . 0,05 T . . . . 0,25
Mg O T 0,19 0,72 0,24 0,04 0,23
Ca O 3,09 0,15 1,69 1,53 0,04 1,30
Na2 O 3,30 0,50 2,45 2,34 0,63 1,84
K2 O 5,43 5,27 3,35 6,16 4,75 4,99
H2 O +1,01 0,64 a
1,060,30 a 1,11 0,83
H2 O – 0,05
P2 O3 . . . . 0,12 0,30 . . . . . . . . 0,21
C O2 . . . . 0,19 0,51 0,92 . . . . 0,54
T o t a l 99,1 100,18 100 100,2 99,63 100,9
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.
10
2.1.1.2. Komposisi Kimia Batuan Karbonat
Batuan karbonat disusun oleh lebih dari 50% mineral karbonat di
antaranya terdiri dari mineral calsite (CaCO3) dan aragonite (CaCO3)
dengan sedikit campuran partikel-partikel clay. Bentuk yang sering di
jumpai adalah dolomite (CaMg(CO3)2) dan limestone (CaCO3),yang
sukar di bedakan dengan mata biasa. Klasifikasi batuan karbonat
berdasarkan perbandingan CaO/MgO seperti pada Tabel 2.6 dan 2.7,
menunjukkan perbedaan kandungan mineral dolomite, calcite dan
magnesite.
11
Tabel 2.6.
Komposisi Kimia Limestone (%)
(Pettijohn, E.J., 1957)
M I N E R A LA B C D E F
Si O2 5,19 0,70 7,41 2,55 1,15 0,09
Ti O2 0,06 . . . . 0,14 0,02 . . . . . . . .
Al2 O3 0,81 0,68 1,55 0,23 0,45
0,11Fe2 O3
0,540,08 0,70 0,02 . . . .
Fe O . . . . 1,20 0,28 0,26
Mn O 0,05 . . . . 0,15 0,04 . . . . . . . .
Mg O 7,90 0,59 2,70 7,07 0,56 0,35
Ca O 42,61 54,54 45,44 45,65 53,80 55,37
Na2 O 0,05 0,16 0,15 0,010,07
. . . .
K2 O 0,33 None 0,25 0,03 0,04
H2 O + 0,56 . . . . 0,38 0,05 0,690,32
H2 O – 0,21 . . . . 0,30 0,18 0,23
P2 O3 0,04 . . . . 0,16 0,04 . . . . . . . .
C O2 41,58 42,90 39,27 43,60 42,69 43,11
S 0,09 0,25 0,25 0,30 . . . . . . . .
Li2 O T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Organic . . . . T 0,29 0,40 . . . . 0,17
T o t a l100,09 99,96 100,16 100,04 99,9 100,1
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)
Fraksi pada limestone disusun oleh terutama oleh mineral calcite,
sehingga kandungan CaO dan Co2 yang sangat tinggi bahkan mencapai
lebih dari 95%. Unsur lain yang penting adalah MgO dalam jumlah
12
lebih dari 1% sampai 5%, kemungkinan mengandung mineral dolomite
yang meliputi ankerite (Ca(Fe,Mg)(CO3)2), dan kutnahorite
(CaMn(CO3)2). Pada dolomite fraksi disusun terutama oleh mineral-
mineral dolomite sehingga kandungan MgO cukup tinggi.
Tabel 2.7.
Komposisi Kimia Dolomite (%)
(Pettijohn, E.J., 1957)
M I N E R A L A B C D E F
Si O2 . . . . 2,55 7,96 3,24 24,92 0,73
Ti O2 . . . . 0,02 0,12 . . . . 0,18 . . . .
Al2 O3 . . . . 0,23 1,97 0,17 1,82 0,20
Fe2 O3 . . . . 0,02 0,14 0,17 0,66 . . . .
Fe O . . . . 0,18 0,56 0,06 0,40 1,03
Mn O . . . . 0,04 0,07 . . . . 0,11 . . . .
Mg O 21,90 7,07 19,46 20,84 14,70 20,48
Ca O 30,40 45,65 26,72 29,56 22,32 30,97
Na2 O . . . . 0,01 0,42 . . . . 0,03 . . . .
K2 O . . . . 0,03 0,12 . . . . 0,04 . . . .
H2 O + . . . . 0,05 0,330,30
0,42 . . . .
H2 O – . . . . 0,18 0,30 0,36 . . . .
P2 O3 . . . . 0,04 0,91 . . . . 0,01 0,05
C O2 47,7 43,60 41,13 43,54 33,82 47,51
S . . . . 0,30 0,19 . . . . 0,16 . . . .
Sr O . . . . 0,01 none . . . . None . . . .
Organic . . . . 0,04 . . . . . . . . 0,08 . . . .
T o t a l 100 100,06 100,40 99,90 100,04 100,9
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. Komposisi Kimia Batuan Shale
13
Kandungan mineral dari batuan shale ini rata-rata terdiri dari
kurang lebih 58% silicon dioxide (SiO2), 15% aluminium oxide
(Al2O3), 6% iron oxide (Fe2O3), 2% magnesium, 2% magnesium oxide
(MgO), 3% calcium oxide (CaO), 3% potassium oxide (K2O), 1%
sodiumoxide (Na2O), 5% air (H2O) dan sisanya adalah metal oxide
serta onion. Pada Tabel 2.8 diperlihatkan komposisi kimia rata-rata
shale.
Tabel 2.8.
Komposisi Kimia Rata – Rata Shale (%)
(Pettijohn, E.J., 1957)
M I N E R A LA B C D E F
Si O2 58,10 55,43 60,15 60,64 56,30 69,96
Ti O2 0,54 0,46 0,76 0,73 0,77 0,59
Al2 O3 15,40 13,84 16,45 17,32 17,24 10,52
Fe2 O3 4,02 4,00 4,04 2,25 3,833,47
Fe O 2,45 1,74 2,90 3,66 5,09
Mn O . . . . T T . . . . 0,10 0,06
Mg O 2,44 2,67 2,32 2,60 2,54 1,41
Ca O 3,11 5,96 1,41 1,54 1,00 2,17
Na2 O 1,30 1,80 1,01 1,19 1,23 1,51
K2 O 3,24 2,67 3,60 3,69 3,79 2,30
H2 O +5,00
3,45 3,82 3,51 3,31 1,96
H2 O – 2,11 0,89 0,62 0,38 3,78
P2 O3 0,17 0,20 0,15 . . . . 0,14 0,18
C O2 2,63 4,62 1,46 1,47 0,84 1,40
S O3 0,64 0,78 0,58 . . . . 0,28 0,03
Organic 0,80 a 0,69 a 0,88 a . . . . 1,18 a 0,66
Misc. . . . . 0,06 b 0,04 b 0,38 c 1,98 c 0,32
T o t a l99,95 100,84 100,46 99,60 100,00 100,62
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)..Carbon; . Ba O;FeS2 .
14
Komposisi kimia shale bervariasi sesuai dengan ukuran butir,
fraksi yang kasar (coarse) yang banyak mengandung silika dan untuk
halus mengandung aluminium besi, potash dan air. Batuan shale
umumnya mengandung quartz silt diatas 60%. Kelebihan silika
tersebut terdapat dalam bentuk kristal yang lebih baik pada quartz,
chalcedony atau oval.
Jika shale banyak mengandung besi maka akan terbentuk pyrite
(FeS2) atau siderite (FeCO3). Potash biasanya selalu lebih banyak
terdapat dibanding soda dan dapat menghasilkan illite.
2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir
Pada saat proses akumulasi hidrokarbon berlangsung batuan
reservoir berfungsi sebagai media aliran, wadah dimana hidrokarbon
terakumulasi dan terdistribusi. Sifat penting dari batuan reservoir dan
hubungannya dengan fluida reservoir yang mengisinya dalam kondisi
statis dan jika ada aliran disebut petrophysics. Pada umumnya data
tentang karakteristik batuan dan fluida reservoir di peroleh dari
penilaian formasi.
2.1.2.1. Porositas
Dalam teknik reservoir ruang pori-pori batuan umumnya
dinyatakan sebagai porositas batuan, yang diberi notasi Ø dan
didefinisikan sebagai fraksi atau prosen dari volume ruang pori-pori
terhadap volume batuan total (bulk volume). Secara matematis
porositas batuan dapat dinyatakan sebagai :
Ø = = ........... (2-
1)
15
Dimana :
Vb = volume batuan total (bulk volume)
Vs = volume padatan batuan total (grain volume)
Vp = volume ruang pori-pori batuan
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :
1. Porositas absolut adalah perbandingan antara volume pori-pori
total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen.
Ø = x 100% ................... (2-2)
2. Porositas effectife adalah perbandingan antara volume pori-pori
yang berhubungan terhadap volume batuan total (volume bulk)
yang dinyatakan dalam persen.
Ø = x 100% .................... (2-3)
Untuk perhitungan digunakan porositas efektif karena dianggap
sebagai fraksi volume yang produktif.
Disamping itu menurut waktu dan cara terjadinya maka porositas
dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :
1. Porositas primer adalah porositas yang terbentuk pada waktu
batuan sedimen diendapkan. Jenis batuan sedimen yang
mempunyai porositas primer adalah batuan konglomerat, batupasir
dan karbonat.
2. Porositas sekunder adalah porositas batuan yang terbentuk setelah
batuan sedimen di endapkan.
Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan,
yaitu :
16
a. Porositas larutan, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena
adanya proses pelarutan batuan.
b. 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 jenis ini sulit untuk
dievaluasi atau ditentukan secara kualitatif karena bentuknya tidak
teratur.
c. Dolomitisasi, dalam proses ini batuan gamping (CaCO3)
ditransformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut
reaksi kimia :
2CaCO3 + MgCl2 --------- CaMg(CO3)2 + CaCl2.
Menurut para ahli batuan gamping yang terdolomitisasi
mempunyai porositas yang lebih besar dari batuan gampingnya
sendiri.
Adapun faktor-faktor yang mempengaruhi nilai porositas adalah :
1. Ukuran dan Bentuk Butir
Ukuran butir tidak mempengaruhi porositas total dari seluruh
batuan, tetapi mempengaruhi besar kecilnya pori-pori antar butir.
Sedangkan bentuk butir didasarkan pada bentuk penyudutan
(ketajaman) dari pinggir butir. Sebagai standar dipakai bentuk bola,
jika bentuk butiran mendekati bola maka porositas batuan akan
lebih meningkat dibandingkan bentuk yang menyudut.
2. Distribusi dan Penyusunan Butiran
Distribusi disini adalah penyebaran dari berbagai macam besar
butir yang tergantung pada proses sedimentasi dari batuannya.
Umumnya jika batuan tersebut diendapkan oleh arus kuat maka
besar butir akan sama besar. Sedangkan susunan adalah pengaturan
butir saat batuan diendapkan.
3. Derajat Sementasi dan Kompaksi
17
Kompaksi batuan akan menyebabkan makin mengecilnya pori
batuan akibat adanya penekanan susunan batuan menjadi rapat.
Sedangkan sementasi pada batuan akan menutup pori-pori batuan
tersebut.
2.1.2.2. Derajat Kebasahan (Wettabilitas)
Sifat kebasahan batuan reservoir terhadap fluidanya merupakan
hasil kombinasi dari sifat-sifat batuan reservoir dan fluidanya.
Berdasarkan konsep tegangan permukaan, apabila ada dua fluida yang
berada bersama-sama didalam pori-pori batuan reservoir maka salah
satu fluida tersebut akan bersifat lebih membasahi batuan tersebut
daripada fluida satunya.
Hal ini disebabkan adanya gaya adhesi, yaitu gaya tarik menarik
dari partikel-partikel yang berlainan. Ada dua macam tegangan
permukaan yaitu interfacial tension yang berarti gaya (dyne) yang
bekerja pada suatu permukaan batas kontak fasa cair dengan padatan,
tegak lurus dengan permukaan yang panjangnya 1 cm. Dan yang kedua
adalah surface tension yang artinya sama dengan interfacial tension
bedanya pada batas kontak fasa cair dan udara.
Terlihat pada Gambar 2.2. adanya kesetimbangan gaya pada
permukaan air-minyak-padatan (solid), sifat fluida untuk membasahi
(wetting fluid) dapat dilihat dari besarnya sudut kontak yang terbentuk
.
Gambar 2.2.
Kesetimbangan Gaya pada Permukaan Kontak minyak-air-padatan
(Amyx, J. W., 1960)
18
Untuk sistem minyak-air-padatan gaya adhesi yang menyebabkan fasa
cair membasahi padatan yaitu sebesar :
∆T = σso - σsw = σwo x Cos θwo .............. (2-4)
dimana :
∆T = Gaya adhesi sistem minyak-air-padatan
σso = Tegangan permukaan antara padatan-minyak
σsw = Tegangan permukaan antara padatan-air
σwo = Tegangan permukaan antara air-minyak
θwo = Sudut kontak antara air-minyak
Untuk gaya adhesi yang positif menunjukkan bahwa fluida yang
lebih berat (air) cenderung membasahi permukaan padatan dan apabila
gaya adhesinya nol menunjukkan bahwa kedua fasa cair tersebut
sebanding kemampuan gabungnya atau affinity terhadap permukaan
padatan tersebut.
Besar kecilnya gaya adhesi tergantung dari kemampuan pembasah
untuk melekat pada batuan dan penyebarannya pada permukaan
batuan.
Sehingga gaya adhesi yang besar atau sudut kontaknya kecil maka
fluida yang lebih berat (air) akan cenderung untuk membasahi padatan.
Gambar 2.3.
Permukaan sudut kontak untuk media silika
19
Gambar 2.4
Permukaan sudut kontak untuk media kalsit
(Amyx, J. W., 1960)
Untuk sudut kontak yang lebih besar dari 900, maka untuk fluida yang lebih berat
akan bersifat tidak membasahi (non wetting phasa). Sedangkan untuk sudut
kontak yang kurang dari 900 bersifat membasahi. Sudut kontak juga tergantung
dari variasi mineralnya dan komposisi fluida reservoirnya. Pada Gambar 2.3.,
dimana air bersama-sama dengan bermacam-macam hidrokarbon pada media
yang berbeda-beda.
Akibat dari adanya tegangan permukaan pada fluida reservoir dan batuan
reservoir akan menimbulkan gaya kapilaritas didalam pori-pori dan menimblkan
tekanan kapiler.
2.1.2.3. Tekanan Kapiler
Didalam batuan reservoir, gas, minyak dan air biasanya terdapat bersama-
sama dalam pori-pori batuan, yang masing-masing fluida tersebut mempunyai
tegangan permukaan yang berbeda-beda.
Dalam sistem hidrokarbon di dalam reservoir, terjadi beberapa tegangan
permukaan antara fluida, yaitu antara gas dan cairan, antara dua fasa cairan yang
tidak bercampur (immicible) dan juga antara cairan atau gas dengan padatan.
Kombinasi dari semua tegangan permukaan yang aktif akan menentukan tekanan
kapiler dan kebasahan dari batuan porous.
Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada
antara permukaan dua fluida yang tidak bercampur (cairan-cairan atau gas-cairan)
20
sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka
(Amyx, J. W. 1960). Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan
antara fluida non wetting fasa (Pnw) dengan fluida wetting fasa (Pw) atau :
Pc = Pnw - Pwf ............ (2-5)
Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan
permukaan fluida immicible yang cembung (convec). Di dalam reservoir air
biasanya sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas
tidak membasahi (non wetting fasa).
Tekanan kapiler mempunyai dua pengaruh yang penting dalam reservoir
minyak atau gas, yaitu :
a. Mengontrol distribusi fluida di dalam reservoir
b. Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau
mengalir melalui pori-pori reservoir sampai mencapai batuan yang
impermeable.
Tekanan kapiler di dalam bautan berpori tergantung pada ukuran pori-pori
dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan
sebagai berikut :
Pc = = ∆ ρ g h ............ (2-6)
dimana :
Pc = tekanan kapiler
σ = tegangan permukaan antara dua fluida
∆ρ = perbedaan densitas dua fluida
g = percepatan gravitasi
cosθ = sudut kontak permukaan antara dua fluida
r = jari-jari lengkung pori-pori
h = selisih ketinggian permukaan kedua fluida
21
Dari persamaan 2-6 dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan
dengan ketinggian di atas permukaan air bebas (water oil contact), sehingga data
tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot antara h versus saturasi air (Sw)
seperti terlihat pada Gambar 2.5.
Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi
bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.
Pada Persamaan 2-6 ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika perbedaan
densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal ini berarti bahwa
dalam reservoir gas yang terdapat kontak gas air, perbedaan densitas fluidanya
bertambah besar sehingga akan mempunyai zona transisi minimum.
Gambar 2.5.
Kurva Tekanan Kapiler
(Pirson, S. J., 1958)
22
Demikian juga untuk reservoir minyak yang mempunyai API gravity
rendah maka kontak minyak – air akan mempunyai zona transisi yang panjang.
Konsep ini ditunjukkan dalam Gambar 2.5.
Ukuran pori-pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan besaran
permeabilitas. Batuan reservoir dengan permeabilitas yang besar akan mempunyai
tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisi yang tipis daripada
reservoir dengan permeabilitas yang rendah seperti terlihat pada Gambar 2.6
Gambar 2.6
Variasi Pc terhadap Sw
a.Untuk sistem batuan yang sama dengan fluida yang berbeda.
b. Untuk sistem fluida yang
sama dengan batuan yang berbeda.
(Cole, F.W., 1969)
23
Gambar 2.7.
Batas minyak-air yang miring karena adanya perubahan permeabilitas
(Cole, F.W., 1969)
Sedangkan Gambar 2.7 menunjukkan kontak air-minyak yang miring
karena adanya perubahan permeabilitas batuan disepanjang penampang reservoir.
2.1.2.4.Saturasi
Ruang pori-pori yang ada di dalam batuan reservoir dapat diisi oleh gas,
minyak dan air atau campuran dari ketiganya. Saturasi (S) fluida didefinisikan
sebagai perbandingan volume masing-masing fluida yang mengisi volume pori-
pori batuan terhadap volume pori-pori secara total. Rumus saturasi fluida
dinyatakan sebagai berikut :
a. Saturasi minyak (So) dinyatakan sebagai :
So = …………… (2-7)
b. Saturasi air (Sw) dinyatakan sebagai :
Sw = ……………. (2-8)
c. Saturasi gas (Sg) dinyatakan sebagai :
Sg = ……………. (2-9)
24
Bila pori-pori batuan diisi oleh gas, minyak dan air maka berlaku hubungan :
Sg + So + Sw = 1 ..................... (2-10)
Apabila diisi oleh minyak dan air saja maka :
So + Sw = 1 ………......... (2-11)
Faktor-faktor yang mempengaruhi saturasi fluida adalah :
1. Pada batuan yang mudah dibasahi oleh air atau water wet, harga saturasi air
cenderung tinggi pada porositas yang lebih kecil.
2. Akibat adanya perbedaan berat jenis gas, minyak dan air maka umumnya
saturasi gas akan tinggi pada bagian atas dari jebakan (perangkap) reservoir,
begitu juga untuk saturasi air akan tinggi pada bagian bawah dari jebakan atau
perangkap reservoir dengan combination drive (Gambar 2.8).
Gambar 2.8
Distribusi saturasi mula-mula dalam combination drive reservoir
(Amyx,J.W., 1960)
3. Produksi berlangsung karena adanya perubahan distribusi fluida. Jika minyak
diproduksikan maka tempatnya di dalam reservoir akan digantikan oleh air
atau gas bebas.
4. Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah ruang pori-
pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika contoh volume batuan adalah V dan
25
ruang pori-pori adalah Ø x V maka ruang pori-pori yang diisi oleh
hidrokarbon adalah :
So.V.Ø + Sg.V.Ø = (1 - Sw)V. Ø ................... (2-12)
dimana :
So = saturasi minyak
Sg = saturasi gas
Sw = saturasi gas
Dalam proses produksi selalu ada sejumlah minyak dan gas yang tidak
dapat diambil dengan teknik produksi yang paling maju yang dikenal dengan
istilah residual oil saturation (Sor) atau critical oil saturation (Soc), sedangkan
untuk gas dikenal dengan Sgr atau Sgc.
Air yang selalu terdapat di dalam ruang pori-pori batuan pada reservoir
minyak dan gas di atas zona transisi disebut dengan air connate. Dalam proses
produksi air tersisa disebut Swr atau Swc atau Swir.
2.1.2.5.Permeabilitas
Permeabilitas didefinisikan sebagai kemampuan suatu batuan untuk
mengalirkan fluida melalui pori-pori batuan yang saling berhubungan, dan
dinotasikan k dalam satuan darcy atau milidarcy. Dalam kondisi alamiah ada
persesuaian antara kenaikan porositas effektif dengan naiknya permeabilitas
batuan. Tetapi hubungan ini tidak dapat dinyatakan dalam persamaan matematis.
Gambar 2.9. menunjukkan hubungan antara porositas dan permeabilitas, dimana
dengan bertambahnya harga porositas maka harga permeabilitas juga akan naik.
Perhitungan untuk menentukan permeabilitas suatu batuan umumnya
memakai persamaan darcy yang diberikan dalam hubungan empiris dalam bentuk
differensial, yaitu :
V = …….......... (2-13)
atau
26
= -k …….......... (2-14)
Dimana :
V = kecepatan aliran, cm/sec
µ = viscositas fluida yang mengalir, cp
k = permeabilitas batuan, darcy
dp/dl = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm
q = laju alir, cm3/sec
A = luas penampang silinder (Core), cm2
Gambar 2.9.
Kurva Hubungan antara permeabilitas dan porositas
(Pirson,S.J., 1958)
Beberapa anggapan yang dipakai untuk persamaan tersebut adalah :
aliran linier horizontal dan steady state
fluida satu fasa yang homogen
27
fluida incompressible
viscositas fluida yang mengalir konstan
kondisi aliran isothermal
Dalam batuan reservoir pada umumnya paling sedikit mengandung dua
macam fluida, maka dikenal berbagai macam permeabilitas antara lain :
Permeabilitas absolut, yaitu kemampuan batuan untuk mengalirkan satu
macam fluida saja dan harganya tidak tergantung pada macam fluida yang
mengalir dalam batuan tersebut.
Permeabilitas effektif, yaitu kemampuan batuan untuk mengalirkan lebih
dari satu macam fluida, misalnya air dan minyak, air dan gas, gas dan
minyak atau ketiga-tiganya.
Permeabilitas relative, yaitu perbandingan antara permeabilitas effektif
terhadap permeabilitas absolute.
Penentuan permeabilitas oleh Darcy pada Gambar 2.10. merupakan
percobaan dengan batuan berbentuk silinder untuk penampang A, panjang L,
dimana batupasir silinder ini dijenuhi dengan 100% cairan dengan viskositas µ.
Kemudian dengan menutupi sekeliling batuan agar fluida tidak mengalir melalui
dinding tersebut, serta memberi tekanan masuk sebesar P1 pada ujung sebelah kiri
maka terjadi laju aliran sebesar q (volume persatuan waktu), sedangkan P2 adalah
tekanan keluar.
28
Gambar 2.10.
Diagram percobaan permeabilitas
(Nind, T.E.W., 1964)
Dari percobaan ini dapat ditunjukkan bahwa q.µ.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. Berdasarkan
persamaan 2-13 dapat ditentukan besarnya permeabilitas absolut dengan
anggapan-anggapan yang dipakai, yaitu :
k = ………....... (2-15)
Setiap reservoir yang produktif paling sedikit didapatkan dua fasa fluida
pada aliran di dalam reservoirnya. Apabila fasa gas dan minyak diproduksikan
bersama-sama terdapat tiga fasa pada aliran fluida dalam reservoir tersebut.
Rumus-rumus yang berlaku untuk permeabilitas effektif dan permeabilitas relatif
pada fluida multi fasa bila aliran linier horizontal, steady statedan incompressible,
yaitu sebagai berikut :
ko = ; kg = ; kw = ................. (2-16)
Permeabilitas relatif :
kro = ; krg = ; krw = ................. (2-17)
dimana :
qo,qg,qw = laju alir minyak, gas, air, cm3/sec
µo,µg,µw = viscositas minyak, gas, air, cp
ko,kg,kw = permeabilitas effektif minyak, gas, air, fraksi
kro, krg, krw = permeabilitas absolut, darcy
Hubungan permeabilitas effektif dengan saturasi
29
Untuk sistem air dan minyak hubungan permeabilitas k dan saturasi
digambarkan sebagai berikut :
Dari Gambar 2.11. yang diperoleh dari percobaan di laboratorium akan
memberikan kesimpulan sebagai berikut :
Gambar 2.11.
Kurva Hubungan permeabilitas effektif dan saturasi untuk sistem air dan minyak
(Nind, T.E.W., 1964)
Harga ko pada So = 1 dan Sw = 0, akan sama dengan k absolut, demikian
juga pada harga kw untuk Sw = 1 dan So = 0 akan sama dengan k absolut.
Hal ini ditunjukkan pada titik A dan B.
Begitu Sw mulai naik dari harga nol, ko akan turun dengan cepat. Begitu
juga untuk So yang mulai bertambah dari harga nol harga kw akan turun
dengan cepat, atau dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi
laju aliran minyak karena ko yang kecil, demikian juga untuk air.
ko akan turun terus dengan turunnya harga So dan mencapai harga nol
meskipun harga So belum mencapai nol. Pada keadaan ini (titik C) minyak
sudah tidak bergerak lagi. Saturasi minimum dimana minyak sudah tidak
dapat bergerak lagi disebut dengan critical oil saturation (Soc) atau
30
residual oil saturation (Sor). Demikian juga untuk air, keadaan ini disebut
critical water saturation (Swc) atau residual water saturation (Swr).
Jumlah harga ko dan kw selalu lebih kecil dari harga k absolut, kecuali pada
titik A dan B sehingga dapat ditulis sebagai berikut :
ko + kw < k ………....... (2-18)
Sedangkan untuk sistem minyak-gas dan gas-air ditulis sebagai berikut :
ko + kq < k ………....... (2-19)
kq + kw < k ………....... (2-20)
Untuk sistem minyak dan gas, hubungan permeabilitas effektif dengan
saturasi menunjukkan k tidak turun secara drastis dengan turunnya saturasi dari
100% seperti pada kurva untuk minyak dan air. Sgr atau Sgc lebih kecil dari Soc
maupun Swc.
2.1.2.6.Kompresibilitas Batuan
Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga bagian kompresibilitas batuan, yaitu :
Kompresibilitas matrik batuan, yaitu fraksi dari perubahan volume dari
material (grain) padatan batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi dari perubahan volume dari
volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Kompresibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume dari
volume pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Dari ketiga konsep kompresibilitas diatas, kompresibilitas pori-pori batuan
yang dianggap paling penting dalam teknik reservoir. Fluida yang diproduksikan
dari pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan dalam
(internal pressure) yang menyebabkan tekanan terhadap batuan akan mengalami
perubahan juga. Perubahan ini meliputi perubahan pada butir-butir batuan,
volume pori-pori dan volume total batuan (bulk volume). Perubahan bentuk bulk
volume batuan dinyatakan sebagai kompresibilitas C, secara matematis ditulis :
31
C = .................... (2-21)
Dimana :
Vr = volume dari padatan batuan (solid)
P = tekanan hidrostatis fluida dalam batuan
Sedangkan untuk perubahan bentuk volume pori-pori batuan dinyatakan sebagai
kompresibilitas Cp yang ditulis :
Cp = .................... (2-22)
dimana :
Vp = volume pori-pori batuan
P* = tekanan luar (external pressure) atau tekanan over burden
2.1.2.7. Sifat Kelistrikan
Batuan reservoir yang terdiri dari batuan sedimen merupakan penghantar
listrik, sebab batuan tersebut porous dan mempunyai pori-pori yang saling
berhubungan, sehingga fluida didalam pori-pori tersebut mempunyai sifat
menghantarkan listrik. Fluida tersebut adalah air formasi yang terdiri dari :
Connate water
Interstitial water (air yang berasal dari rekahan)
Ground water (air tanah)
Namun demikian terdapat juga mineral didalam batuan sedimen yang
dapat menghantarkan listrik, tetapi mineral tersebut relatif jarang didapat seperti
pyrite dan magnetite dimana mempunyai pengaruh yang kecil terhadap resistivitas
batuan. Suatu pengecualian, dalam hal ini glauconite merupakan penghantar
listrik sekaligus merupakan suatu jaringan penghantar walaupun dalam jumlah
yang kecil.
32
Batuan porous terdiri dari kumpulan-kumpulan mineral, fragmen batuan
dan pori-pori yang saling berhubungan. Padatan dimana mengandung mineral
lempung menghantarkan listrik. Sifat kelistrikan batuan tergantung dari geometri
pori-pori yang berhubungan dan fluida yang mengisi pori tersebut. Fluida yang
ada dalam reservoir adalah minyak, gas dan air. Minyak dan gas adalah tidak
menghantarkan arus listrik (non konduktor), sedangkan air yang mengandung
larutan garam, merupakan penghantar listrik yang baik.
Daya hantar listrik didalam air melalui pergerakan ion-ion dan kemudian
dapat menimbulkan konduksi elektrolit. Resistivitas (tahanan listrik) suatu
mineral adalah berbanding terbalik dengan konduktivitas dan umumnya
digunakan untuk mengetahui kemampuan material sebagai penghantar listrik.
Resistivity material dapat diketahui dengan rumus :
R = ……............. (2-23)
r = …….............. (2-
24)
Dimana :
R = resistivitas, nm
r = resistensi
L = panjang konduktor, m
A = luas penampang, m2
Pada sebuah pipa kapiler, rumus diatas akan menjadi :
r = ……............ (2-25)
Dimana :
L = panjang kapilaritas
Ø = porositas
33
dan pada media porous :
r = ....................... (2-
26)
Dimana :
Le = panjang aliran
Resistivitas dari media porous sangat tergantung dari :
1. Salinitas air
2. Temperatur
3. Porositas
4. Geometri pori
5. Komposisi batuan
6. Lingkungan
Setiap konduktivitas selalu dihubungkan dengan adanya kandungan air
konat. Tetapi ada juga beberapa jenis batupasir yang mengandung mineral
penghantar listrik. Sekalipun mineral pasir sendiri merupakan isolator terhadap
arus listrik.
Karena air konat dalam pori batuan merupakan konduktor untuk
menghantarkan arus listrik, maka faktor yang menentukan tahanan jenis atau
resistivitas air konat harus diketahui. Adanya konsentrasi ion-ion yang terlarut
dalam air formasi menyebabkan timbulnya ion-ion yang bermuatan listrik.
Semakin besar konsentrasi ion, maka semakin besar pula kemampuan untuk
menghantarkan arus listrik, sedangkan resistivitas akan semakin kecil.
Gaya gerak ion dalam larutan tergantung pada suhu serta mobilitas ion.
Biasanya Nacl dijadikan suatu ukuran dalam menentukan salinitas air garam.
Konsep dasar dalam menentukan atau mempertimbangkan sifat kelistrikan batuan
adalah faktor formasi.
34
Menurut Archie, faktor formasi adalah perbandingan antara resistivitas
batuan yang jenuh (saturasi 100%) dengan resistivitas air formasi penjenuh.
F = ……............. (2-27)
Dimana :
F = faktor formasi
Ro = resistivitas batuan yang jenuh
Rw = resistivitas air formasi penjenuh
Archie membuat korelasi antara faktor formasi dengan porositas sebagai berikut :
F = Ø-m ...................... (2-28)
Dimana :
m = faktor sementasi
Faktor sementasi (m) mempunyai harga tertentu, seperti yaitu ada pada Tabel 2.9.
Korelasi antara faktor formasi dengan porositas dapat dilihat pada Gambar 2.18.
Sedangkan menurut Humble :
F = 0.62 Ø-2.15 ....................... (2-29)
Dimana :
- Soft formation Ø > 15% maka F = 0.75 Ø-2
- Hard formation Ø < 15% maka F = Ø-2
Table 2.9.
Faktor Sementasi (m) dan Lithologi
(Pirson, S.J.,1958)
Diskripsi Batuan Harga m
35
Unconsolidated rocks (loss sand, oolitic limestone)
Very slightly cemented (gulf coast type sand, except
wilcox)
Slightly cemented (most sands with 20 percent porosity or
more
Moderately cemented (highly consolidated sand of 15
percent porosity or less)
Highly cemented (low porosity sands, quartzite, limestone,
dolomite of inter-granular porosity, chalk)
1.3
1.4 – 1.5
1.6 – 1.7
1.8 – 1.9
2.0 – 2.2
Gambar 2.12.
Kurva Korelasi Faktor Formasi dengan Porositas
(Pirson, S.J., 1958)
Dari Gambar 2.18. dapat disimpulkan hubungan antara faktor formasi (F)
dengan faktor sementasi (m) dan porositas batuan (Ø), yaitu : jika m konstan,
semakin besar porositas maka faktor formasinya akan kecil, dan jika Ø konstan,
semakin besar faktor sementasi maka faktor formasinya akan semakin besar pula.
36
Demikian pula untuk harga sebaliknya, dimana faktor formasi (F) adalah
menunjukkan tingkat kekerasan batuan yang mana jika semakin besar harga faktor
formasi menunjukkan batuan tersebut semakin keras.
2.2.Karakteristik Fluida Reservoir
Fluida reservoir umumnya terdapat pada batuan sedimen berpori terutama
batupasir dan batuan karbonat.
Fluida reservoir yang akan dibahas sub bab ini meliputi komposisi kimia
fluida reservoir dan sifat fisik fluida reservoir dimana antara keduanya saling
berkaitan dan merupakan hubungan sebab akibat.
2.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir
Fluida reservoir terdiri dari air formasi. Dalam pembahasannya akann
dibicarakan mengenai sifat-sifat kimia dan fisika kedua jenis fluida reservoir.
2.2.1.1. Komposisi Kimia Hydrocarbon
Hydrocarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom dan hydrogen. Bentuk
dari senyawa hydrocarbon merupakan senyawa alamiah, dimana dapat berupa gas,
cair atau padatan tergantung kepada komposisinya yang khusus serta tekanan dan
temperatur yang mempengaruhinya.
A. Golongan hidrokarbon jenuh
Golongan ini disebut dengan golongan parafin atau alkana dan mempunyai
rumus umum CnH2n+2. Table 2.10. menunjukkan penamaan golongan ini yang
penamaannya sesuai dengan jumlah atom C serta akhiran “ane”. Pada Gambar
2.19. diberikan contoh rumus bangun dan struktur metane dan propane. Didalam
senyawa hidrokarbon, sering dijumpai molekul yang berlainan susunannya, tetapi
rumus kimianya sama, atau dengan kata lain rumus molekulnya sama tetapi rumus
bangunnya berbeda. Hal semacam ini dikenal dengan nama “isomeri”. Masing-
masing senyawa hidrokarbon yang mempunyai sifat isomeri disebut isomer.
37
Table 2.10.
Penamaan golongan parafin CnH2n+2
(McCain, W.D.,Jr., 1973)
No of Carbont,n Name
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
20
30
Methane
Ethane
Propane
Butane
Pentane
Hexane
Heptane
Octane
Nonane
Decane
Eicosane
Tricontane
Gambar. 2.13
Rumus bangun golongan seri alkana atau parafin/golongan hidrokarbon jenuh.
38
Ini mempunyai sifat kimia dan fisika yang khas. Parafin mempunyai sifat
kelembaman kimia (chemical inertness), sifat ini menyebabkan parafin dapat
bertahan di dalam senyawa hidrokarbon selama berabad-abad dengan kestabilan
yang tinggi.
Dalam keadaan standar (600F, 14.7 psia) seri parafin ini dapat berada
dalam keadaan gas, cair atau padat tergantung pada jumlah atom C dalam satu
molekulnya. Untuk empat jumlah nomor atom yang pertama (C1 sampai C4)
berbentuk gas, kemudian dari C5 sampai C17 berbentuk cair dan untuk C18
keatas berupa benda padat yang tidak berwarna. Sifat-sifat alkana lain diantaranya
adalah titik didih dan titik cair yang akan makin tinggi pada bobot molekul makin
besar, dan semua alkana pada umumnya larut dalam air.
B. Golongan hidrokarbon tak jenuh
Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua atau rangkap tiga,
karena valensi yang semula mengikat atom H telah digunakan untuk mengikat dua
atom C yang berdekatan, dan jumlah atom H-nya lebih sedikit dibandingkan
dengan seri alkana. Hidrokarbon seperti ini disebut dengan hidrokarbon tak jenuh,
yang sering disebut juga dengan golongan seri “alkena”.
Yang termasuk dalam hidrokarbon tak jenuh ini adalah seri olefin, seri doilefin,
dan seri asetilen.
Deret Olefin
Rumus umumnya CnH2n, deret ini disebut juga golongan Alkene. Didalam
hidrokarbon tak jenuh seri olefin ini mempunyai ciri khusus yaitu bahwa didalam
molekulnya terdapat satu ikatan rangkap dua.
Misalnya : Ethylene (Ethene).
CH2 CH2 atau
39
Gambar 2.14
Model atom dan ikatan dari ethylene
(McCain, W.D.,Jr., 1973)
Deret Diolefin
Dengan rumus umum CnH2n-2 atau disebut Alkadienea, contohnya :
Butadiene-1,3 CH2 CH CH CH2
Deret Asetilene
Deret ini mempunyai rumus umum CnH2n-2 dengan ikatan rangkap tiga
yang mempunyai atom berdekatan atau disebut Alkynes,
contoh : Ethyne (acetyene) CH CH
Sifat fisika dan kimia dari hidrokarbon tak jenuh adalah, karena adanya
ikatan rangkap dua maka golongan ini lebih reaktif dibandingkan dengan
golongan hidrokarbon jenuh, karena ikatan rangkap yang ada pada golongan ini
menyebabkan lebih mudah diikat oleh unsur kimia lain.
Oleh karena sifatnya yang reaktif, maka golongan hidrokarbon tak jenuh
ini sangat jarang atau tidak pernah terdapat dalam minyak mentah yang terbentuk
di alam.
C. Golongan Naftena
Golongan ini sering juga disebut siklo-parafin, yang mana merupakan
salah satu golongan hidrokarbon jenuh yang mempunyai rantai karbon tertutup.
Apabila dalam keadaan tidak mengikat gugus –gugus lain, maka rumus golongan
naftena atau siklo-parafin ini adalah : CnH2n. Rumus ini sama dengan rumus untuk
40
seri alken, tetapi sifat fisik keduanya jauh berbeda karena strukturnya yang sangat
berbeda.
Tata cara pemberian nama untuk golongan ini adalah sebagaimana pada
golongan alkana dan ditambah dengan awalan “siklo”. Dengan kata lain diawali
dengan “siklo” kemudian diikuti dengan nama alkana yang sesuai dengan
banyaknya atom C di dalam rangkaian tertutup pada struktur alkana tersebut.
D. Golongan Aromatik
Pada golongan hidrokarbon aromatik ini terdiri dari benzena dan senyawa-
senyawa lain yang mengandung benzena. Benzena ialah senyawa hidrokarbon
yang mempunyai struktur molekul berbentuk cincin segi enam dengan tiga ikatan
rangkap dua dan tiga ikatan tunggal yang terletak dalam cincin secara berselang
seling. Sedangkan rumus umum dari golongan ini adalah CnH2n-6.
Gambar 2.15.
Rumus bangun dan struktur sikloparafin
(McCain, W.D.,Jr., 1973)
Dalam keadaan tekanan dan temperatur standard, hidrokarbon aromatik ini
dapat berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzene merupakan zat cair yang
tidak berwarna dan mendidih pada temperatur 178 0F. Karena sebagian besar dari
anggota golongan hidrokarbon ini memberikan bau yang wangi, maka golongan
ini disebut sebagai golongan hidrokarbon aromatik.
41
Gambar 2.16
Rumus bangun dan struktur sesungguh dari Benzena
(McCain, W.D.,Jr., 1973)
2.2.1.2. Komposisi Kimia Air Formasi
Elemen-elemen didalam air formasi merupakan kesetimbangan ion-ion
positif dan negatif. Ion-ion ini akan bergabung dengan satu atau lebih ion-ion
elemen lain dan membentuk garam-garam. Oleh karena itu, air formasi dari satu
lapangan dengan lapangan yang lainnya tidaklah selalu sama, perbedaan itu
ditunjukkan dengan berlainannya komposisi kimia yaitu mengenai jenis
kandungan dan jumlah ion penyusun dari air formasi tersebut.
1. Jenis Kandungan Ion Penyusun Air Formasi
Seperti telah diuraikan diatas bahwa garam-garam yang terlarut akan
terionisasi sebagai kation dan anion. Ion-ion inilah sebagai penyusunan dari air
formasi. Kation-kation yang penting sebagai penyusun utama air formasi adalah
Calsium (Ca), Magnesium (Mg), Barium (Ba), Iron (Fe), sedangkan anion-
anionnya adalah Chlorida (Cl), Carbonat (CO3), Bikarbonat (HCO3) dan Sulfat
(SO4).
Calsium (Ca) merupakan ion penyusun yang terbanyak pada air formasi
(dapat mencapai 30.000 mg/l). Ion Ca ini akan bereaksi dengan ion-ion carbon
atau sulfat mebentuk scale (padatan tersuspensi).
42
Magnesium (Mg) adalah ion yang biasanya mempunyai konsentrasi yang
lebih kecil dari Ca. Ion ini akan bereaksi dengan ion karbonat (CO3) membentuk
scale (plugging).
Iron (Fe) merupakan kadar besi yang secara alamiah biasanya rendah.
Adanya besi biasa menunjukkan korosi. Fe dapat berada dalam larutan sebagai
ion-ion Fe3+ (Ferric) atau Fe2+ (Ferous) atau dalam suspensi sebagai komponen
besi yang terpisah. Karenanya Fe sering digunakan untuk mendeteksi korosi pada
sistem air. Adanya komponen-komponen besi yang mengendap dapat
menyebabkan penyumbatan formasi.
Barium (Ba), ion ini bereaksi dengan SO4 menghasilkan Barium Sulfat
(BaSO4) yang terlarut. Walaupun jumlahnya kecil, Barium dapat menyebabkan
problema serius.
Chlorida (Cl) biasanya merupakan anion yang terbanyak dalam air
formasi. Sumber terbesar ion Cl adalah senyawa NaCl. Konsentrasi ion Cl
digunakan sebagai bahan pengukuran keasaman air. Walaupun penggumpalan
garam menjadi masalah tetapi konsentrasinya kecil. Problem utama dari ion Cl
adalah karena sifat mengkorosi dari air akan meningkat jika air makin asin.
Carbonat (CO3) dan Bikarbonat (HCO3) merupakan ion-ion yang dapat
membentuk scale yang tidak larut. Konsentrasi ion-ion carbonat kadang-kadang
disebut Phenophalein Alkalinity, sedang konsentrasi ion-ion bikarbonat disebut
Methyl Orange Alkali. Sulfate (SO4), ion-ion sulfat bereaksi dengan calsium atau
barium membentuk scale.
Sifat-sifat air formasi
1. pH
Besaran ini cukup penting untuk diketahui, karena kelarutan dari beberapa
scale pada formasi serta sering digunakan untuk mengetahui hasil kerja filter.
2. Temperatur
Temperatur akan memperngaruhi kecenderungan terbentuknya scale, pH dan
larutan gas dalam air serta specific gravity air.
3. Oksigen yang terlarut
43
Jika terdapat besi yang terlarut dalam air, maka adanya oksigen dapat
menimbulkan oksida besi yang menyebabkan plugging. Selain itu dapat juga
menaikkan corosivity air.
4. Sulfida sebagai H2S
Adanya H2S dalam air akan meningkatkan corosivity. H2S terdapat dalam air,
bisa terjadi secara alamiah atau dihasilkan bakteri yang menghasilkan sulfida.
Jika air mula-mula bebas H2S, kemudian menunjukkan tanda-tanda adanya
H2S, hal ini menunjukkan adanya bakteri.
5. Populasi bakteri
Adanya bakteri akan mengakibatkan korosi atau plugging dalam pipa.
6. Kandungan minyak
Adanya minyak dalam air akan menyebabkan emulsion blocks didalam
formasi, juga akan bersifat sebagai perekat yang baik bagi padatan tertentu
seperti sulfida besi. Hal ini meningkatkan efisiensi plugging.
2. Jumlah Kandungan Ion Penyusun Air Formasi
Pada beberapa lapangan minyak, jumlah kandungan ion yang ada dalam
air formasi antara lapangan satu dengan yang lainnya pada umumnya berbeda. Hal
ini sangat tergantung pada :
1. pH
Bila pH makin tinggi (basa) maka kecenderungan membentuk scale makin
tinggi pula, bila pH rendah (asam) maka kecenderungan air membentuk scale
berkurang, tetapi sifat korosifnya bertambah tinggi. pH air formasi pada
lapangan minyak biasanya berkisar antara 4-8.
H2S dan CO2 adalah gas-gas asam yang cenderung menurunkan pH air. Jika
kedua gas tersebut terlarut dalam air serta terjadi ionisasi sampai ke tingkat
tertentu, maka pH larutan dapat dipergunakan untuk menentukan derajat
ionisasinya. Hal ini penting untuk meramalkan akibat yang ditimbulkan pada
korosi dan padatan tersuspensi.
2. Kandungan padatan yang tersuspensi
44
Jumlah padatan yang disaring dari sejumlah volume air tertentu dengan
memakai membran air filter, merupakan suatu dasar untuk menentukan
kecenderungan penyumbatan atau plugging pori-pori batuan reservoir atau
pipa-pipa aliran. Penyaring yang digunakan biasanya berukuran 0.45 micron.
3. Komposisi kimia padatan yang tersuspensi
Komposisi kimia padatan yang tersuspensi penting untuk diketahui, yaitu
untuk memastikan asal padatan tersebut (dari korosi, partikel-partikel scale,
pasir formasi), dengan demikian dapat dilakukan perbaikan (remedial acation)
atau untuk merencanakan prosedur pembersihan seandainya terjadi
penyumbatan.
4. Turbidity
Turbidity artinya tingkat ketidak-jernihan air karena adanya zat-zat yang tidak
larut seperti : padatan tersuspensi, dispersi minyak atau gelembung-
gelembung gas. Selain itu, turbidity juga dapat menunjukkan kemungkinan
terjadi penyumbatan tergantung bagaimana dan dimana air tersebut terbentuk.
Mengenai jumlah kandungan ion yang terbentuk tergantung kemampuan
bereaksi masing-masing ion untuk membentuk suatu senyawa yang dikenal
dengan reaction value. Sebagai contoh, untuk basa kuat (Na+, K+, dan Li+) apabila
bereaksi dengan asam kuat (Cl-, SO4=, NO3-) biasanya terbentuk NaCl dan N2SO4.
2.2.2. Sifat Fisik Fluida Reservoir
Fluida yang terdapat di dalam reservoir pada tekanan dan temperatur
tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang kompleks didalam komposisi
kimianya. Kegunaan mengetahui sifat fisik fluida reservoir antara lain adalah
untuk memperkirakan cadangan hidrokarbon dan juga merencanakan sistem
produksi.
2.2.2.1. Sifat Fisik Gas
45
Gas sebagai salah satu fluida hidrokarbon mempunyai beberapa sifat fisik,
antara lain : berat jenis, viscositas, kelarutan gas dalam air, faktor volume formasi
gas dan kompresibilitas gas.
1. Densitas Gas
Berat jenis (density) didefinisikan sebagai perbandingan antara berat
dengan unit volume. Berat jenis gas diberikan secara matematis sebagai berikut :
a) Untuk gas ideal, ſg :
ρg = = ……………… (2-30)
Dimana :
M = berat molekul, lb/lb mol
m = berat, lb
ρg = densitas gas
v = volume gas, cuft
P = tekanan gas, psi
T = temperatur gas, oR
R = konstanta gas umum = 10,73 psia cuft/lb mole oR
Rumus diatas hanya berlaku pada gas berkomponen tunggal. Sedangkan untuk gas
campuran digunakan rumus sebagai berikut :
................................. (2.31)
Dimana :
Z = faktor kompresibilitas gas
Ma = berat molekul tampak = Σ yi Mi
Yi = fraksi mol komponen ke-i dalam suatu campuran gas
Mi = berat molekul untuk komponen ke-i dalam suatu campuran gas
2. Viscositas Gas
46
Viscositas atau kekentalan adalah suatu ukuran tahanan geser (shear
resistance) tentang keengganan fluida untuk mengalir, dinotasikan dengan µ
dengan satuan poise atau centi poise (cp) diperoleh dari persamaan :
µ = = = ………..(2-32)
dimana :
1 dyne = gram/cm/sec2
Poise (cp) = gram/cm.sec
Pengetahuan tentang viscositas sangat penting karena di dalam ilmu
perminyakan aliran fluida yang terjadi baik di dalam media berpori, di dalam
sumur dan di dalam separator (di permukaan) sangat dipengaruhi oleh
viscositasnya.
Viscositas gas dengan simbol µ, tergantung pada tekanan, temperatur dan
komposisi dari gas. Untuk menentukan viscositas dari gas diperlukan metoda
korelasi (grafis). Viscositas gas akan semakin besar dengan naiknya tekanan dan
akan mengecil dengan turunnya temperatur.
3. Kelarutan Gas Dalam Air
Kelarutan gas dalam air formasi akan turun dengan naiknya kadar garam
dan kelarutan gas dalam air formasi lebih kecil bila dibanding dengan kelarutan
gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur sama.
47
Gambar 2.17.
Perbandingan viscositas µg/ µga terhadap sifat pseudo-reduce
(Amyx, J.W., 1960)
Pada temperatur tetap kelarutan gas dalam air akan naik dengan naiknya
tekanan. Sedang pada tekanan tetap kelarutan mula-mula menurun dengan
naiknya temperatur, akan tetapi pada tekanan tinggi kelarutan mencapai harga
minimum, sehingga kenaikan temperatur selanjutnya akan menaikkan kelarutan
gas.
48
Gambar 2.18.
Kelarutan Gas dalam Air sebagai Fungsi Tekanan dan Temperatur
(Amyx, J.W., 1960)
4. Faktor Volume Formasi Gas
Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagai banyaknya volume gas
dalam bbl atau cuft yang ditempati 1 standart cuft gas pada tekanan dan
temperatur reservoir. Dengan menganggap Z = 1 pada kondisi standart, Psc = 14.7
psia dan T = 60oF, maka untuk faktor volume formasi gas (Bg) dirumuskan
sebagai berikut :
B = ……............... (2-33)
= 0.02829 cuft/scf ……............... (2-34)
49
= 0.00504 bbl/scf ……............... (2-35)
Dimana :
Z = faktor deviasi gas
T = temperatur reservoir, oR
P = tekanan reservoir, psia
Ketelitian dalam perhitungan harga Bg dipengaruhi oleh perhitungan harga Z.
5. Kompresibilitas Gas
Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas per
satuan volume karena adanya perubahan per satuan tekanan. Dalam bentuk
matematisnya kompresibilitas gas dinyatakan sebagai berikut :
Cg = - atau Cg =
atau :
Cg = - ( )T ……............... (2-36)
dimana :
Cg = kompresibilitas gas, psia-1
V = volume, cuft
Vm = volume per mol, cuft/lbmol
P = tekanan, psia
T = temperatur, oF
2.2.2.2. Sifat Fisik Minyak
Mengetahui sifat-sifat fisik minyak merupakan hal yang sangat penting,
sebab dari sini kita dapat memperkirakan dan merencanakan cara-cara
pengambilannya (produksi), penyimpanan dan tranportasinya. Sehingga effisiensi
dan keselamatan kerja bisa dicapai secara optimum.
50
1. Densitas Minyak
Berat jenis minyak atau densitas (ρo) didefinisikan sebagai perbandingan
berat minyak (lb) terhadap volume minyak (cuft). Sedangkan specific gravity
minyak (γo) didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak terhadap
densitas air. Hubungan specific gravity minyak dan oAPI dinyatakan sebagai
berikut :
γo = = ……............. (2-37)
oAPI = ……............ (2-38)
Beberapa istilah untuk minyak mentah berdasarkan oAPI :
1. Minyak berat, berkisar antara 10 – 20 oAPI
2. Minyak sedang, berkisar antara 20 – 30 oAPI
3. Minyak ringan (light crude), berkisar diatas 30 oAPI
2. Viskositas Minyak
Faktor-faktor yang mempengaruhi viscositas minyak yaitu tekanan dan
temperatur reservoir. Bila tekanan reservoir mula-mula lebih besar dari tekanan
gelembung (bubble point pressure) maka penurunan tekanan akan mengecilkan
viscositas minyak (µo). Setelah mencapai Pb penurunan tekanan selanjutnya akan
menaikkan harga µo.
Dengan semakin naiknya temperatur reservoir akan menurunkan harga µo
yang tidak mengandung gas bebas.
51
Gambar 2.19
Kurva Variasi viscositas minyak terhadap tekanan
Oleh karena adanya minyak yang tersaturasi oleh gas, maka viscositas
minyak pada kondisi diatas titik gelembung harus dikoreksi.
Harga viscositas minyak dan atau viscositas minyak yang mengandung gas
terlarut, diperlukan dalam perhitungan-perhitungan aliran dalam media berpori
maupun dalam aliran dalam pipa. Untuk itu diperlukan korelasi yang dapat
memperkirakan harga viscositas pada berbagai tekanan dan temperatur,
berdasarkan parameter dasar gas dan minyak.
3. Kelarutan Gas Dalam Minyak
Kelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya SCF
gas yang terlarut dalam 1 STB minyak pada kondisi standar 14.7 psia dan 60oF,
ketika minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir.
Faktor-faktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak antara lain :
a. Tekanan reservoir
Bila temperatur dianggap tetap maka Rs akan naik bila tekanannya naik,
kecuali jika tekanan gelembung (Pb) atau tekanan jenuh telah terlewati, harga
Rs akan konstan untuk minyak mentah tidak jenuh (Gambar 2.20a).
b. Temperatur reservoir
52
Jika tekanan dianggap tetap maka Rs akan turun jika temperatur naik (Gambar
2.20b).
Gambar 2.20
a. Kurva Kelarutan Gas dalam Minyak sebagai fungsi Tekanan
b. Kurva Kelarutan Gas dalam Minyak sebagai fungsi Temperatur
(Pirson, S.J., 1958)
c. Komposisi gas
Pada tekanan dan temperatur tertentu Rs akan berkurang dengan naiknya berat
jenis gas.
d. Komposisi minyak
Pada tekanan dan temperature tertentu Rs akan naiknya dengan turunnya berat
jenis minyak atau naiknya oAPI minyak.
Kelarutan gas dalam minyak sangat dipengaruhi oleh bagaimana cara gas
dibebaskan dari larutan hidrokarbon (gas liberation process)
4. Faktor Volume Formasi Minyak
Faktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai volume dalam
bbl reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barel minyak dipermukaan
bersama-sama dengan gas yang terlarut didalamnya. Harga Bo selalu lebih besar
dari satu karena adanya pengembangan gas yang terlarut.
53
Kebalikan dari Bo adalah faktor penyusutan (shrinkage factor) yang sering juga
dipergunakan untuk penyusutan faktor volume minyak.
Ada dua proses pembebasan gas, yaitu :
1. Flash Liberation, adalah proses pembebasan gas dimana bila tekanan turun
gas masih bersentuhan dengan minyak, setelah kesetimbangan tercapai gas
dibebaskan dalam jumlah banyak dibandingkan differensial liberation.
2. Differential Liberation, adalah proses pembebasan gas dimana gas yang
terlarut dibebaskan secara kontinyu akibat penurunan tekanan gas segera
setelah dipisahkan dari minyak. Minyak hanya berada dalam kesetimbangan
tertentu bersama dengan gas dan tidak dengan gas yang telah dibebaskan. Jadi
selama proses ini berlangsung, komposisi total sistem akan terus berubah.
Kedua macam proses pembebasan gas ini merupakan kejadian yang
berlaku dalam pergerakan minyak dari dalam reservoir ke permukaan. Bila
tekanan reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung (Pres < Pb), tetapi saturasi gas
dalam reservoir lebih kecil dari saturasi gas kritisnya (Sg < Sgc), maka gas bebas
akan tetap bersentuhan dengan minyak semula (flash process).
Sebaliknya bila gas yang dibebaskan sudah mencapai saturasi dari gas
kritisnya (Sg > Sgc), maka gas baru dapat mengalir dan meninggalkan minyak
semula (differential process). Sepanjang pipa produksi (tubing), pipa alir di
permukaan dan di separator akan terjadi proses pembebasan gas flash.
Standing melakukan perhitungan secara empiris :
Bo = 0.972 + 0.000147F+C ……................. (2-
39)
Dimana :
F = Rs (SG gas/SGo)0.5 + 1.25T
Bo = faktor volume formasi, BBL/STB
T = temperatur
Rs = kelarutan gas dalam minyak, SCF/STB
Harga Rs ini ditentukan dengan menggunakan Persamaan (2-38)
54
C = faktor konversi untuk penyesuaian dengan data di lapangan. Apabila
tidak tersedia data lapangan, gunakan harga C = 0
Gambar 2.21.
Faktor volume formasi minyak sebagai fungsi kelarutan gas dalam
minyak,temperature,specific gravity minyak dan gas
5. Kompresibilitas Minyak
Kompresibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak
per satuan volume karena adanya perubahan per satuan tekanan.
Dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai
dengan aplikasi dilapangan, yaitu :
Co = …….............. (2-
40)
dimana :
55
Bob = faktor volume formasi minyak pada tekanan saturasi, bbl\STB
Boi = faktor volume formasi minyak pada tekanan reservoir mula-mula,
bbl\STB
Pi = tekanan reservoir
Pb = tekanan bubble point
2.2.2.3. Sifat Fisik Air Formasi
1. Densitas Air Formasi
Berat jenis air formasi untuk kondisi standart (14.7 psia dan 60oF)
merupakan fungsi dari jumlah padatan yang terlarut. Berat jenis pada kondisi
reservoir dapat ditentukan dengan menentukan dulu berat jenisnya pada kondisi
standart dengan faktor volume formasi air untuk kondisi reservoir. Pada
penentuan berat jenis air formasi harus diadakan koreksinya adanya gas yang
terlarut pada kondisi reservoir.
2. Viscositas Air Formasi
Viscositas air formasi akan naik terhadap turunnya temperature dan
terhadap kenaikkan tekanan.
Gambar 2.22
Viscositas Air pada Tekanan dan Temperatur Reservoir(Amyx, J.W.,1960)
56
3. Kelarutan Air Formasi Dalam Gas
Kelarutan air dalam gas tergantung pada tekanan, temperatur dan
komposisi dari air dan gas alam tersebut. Hubungan antara kelarutan air murni
dalam gas alam pada tekanan dan temperatur, dimana diperlukan data reservoir
untuk kelarutan air murni karena adanya kandungan salinity dimana data
kelarutan air dibatasi untuk tekanan maksimal 5000 psia dan temperatur
maksimum 300oF.
4. Faktor Volume Formasi Air Formasi
Faktor volume formasi air (Bw) sangat dipengaruhi oleh tekanan dan
temperatur, dimana hubungan tersebut dapat dilihat pada Gambar 2.23. Dalam
gambar tersebut terlihat bahwa kenaikan tekanan akan menurunkan harga Bw pada
temperatur tetap, sedangkan pada tekanan yang tetap Bw akan naik dengan
naiknya temperatur.
57
Gambar 2.23
Pengaruh Tekanan dan Temperatur pada Kelarutan Air dalam Gas Alam
(Amyx, J.W.,1960)
Gambar 2.23. dapat digunakan untuk menentukan harga Bw dibawah
tekanan saturasi. Bila harga tekanan lebih besar atau diatas tekanan saturasi maka
harga Bw ditentukan oleh kompresibilitas air formasi yang jenuh dengan gas
terlarut, serta adanya faktor koreksi yang memperhitungkan kenaikan
pemampatan karena kelarutan gas.
58
Gambar 2.24
Faktor Volume Formasi Air Murni dan Campuran Air Gas Alam
(Amyx, J.W.,1960)
Faktor Volume Formasi Total
Pada saat tekanan reservoir lebih besar dari tekanan titik gelembung (buble
point), gas dan minyak berada dalam pori-pori batuan bersama-sama, maka
keadaan ini disebut Faktor Volume Formasi Total (B t) yang diartikan sebagai
banyaknya volume minyak berikut gas yang terlarut didalamnya dalam barrel
reservoir untuk menghasilkan 1 STB minyak di permukaan.
Harga Bt dapat ditentukan dari volume minyak Bo dan volume gas berikut
gas yang terlarut dalam minyak di reservoir Bg(Rsb – Rs), sebagai berikut :
Bt = Bo + Bg(Rsb – Rs) ……............. (2-
41)
59
dimana :
Rsb = kelarutan gas dalam minyak pada tekanan gelembung, SCF/STB
Rs = kelarutan gas dalam minyak pada tekanan reservoir mula-mula
Gambar 2.25. menunjukkan perbedaan dari faktor volume formasi total
dengan faktor volume formasi minyak dibawah tekanan gelembung Pb. Sedangkan
diatas Pb faktor volume formasi keduanya sama dimana tidak ada gas bebas dari
formasi pada tekanan ini. Setelah gas terbebaskan pada saat tekanan gelembung
terlewati, harga faktor volume formasi total mengalami kenaikan.
Gambar 2.25.
Hubungan Antara Faktor Volume Formasi Total dengan Faktor Volume Formasi
Minyak (Lee, John.,1962)
Cara lain untuk menentukan harga Bt adalah dengan grafik korelasi yang
diberikan oleh Standing apabila diketahui kelarutan gas dalam minyak (R s),
gravity gas (γg), oAPI, temperatur dan tekanan.
60
Gambar 2.26
Kurva Faktor Volume Formasi Total dari Gas Hidrokarbon dan Cairan
(Lee, John.,1962)
5. Kompresibilitas Air Formasi
Kompresibilitas air formasi (Cw) sangat dipengaruhi oleh tekanan dan
temperatur formasi. Dodson dan Standing memberikan korelasi untuk
menentukan kompresibilitas air formasi yang mana harus dikoreksi karena adanya
gas yang terlarut dalam air formasi. Adanya kelarutan gas dalam air formasi akan
menyebabkan kenaikan kompresibilitas air formasi.
61
Gambar 2.27.
Kurva Kompresibilitas Air Murni yang Dipengaruhi oleh Tekanan dan
Temperatur
(Lee, John.,1962)
Gambar 2.27. merupakan kompresibilitas air murni ada tekanan diatas
tekanan saturasi, terlihat pada temperatur diatas 130oF untuk tekanan tetap pada
kompresibilitas air formasi akan semakin tinggi dengan naiknya temperatur.
Sedangkan pada temperatur tetap dengan naiknya tekanan maka Cw akan
semakin turun.
62
Gambar 2.28.
Kurva Pengaruh Gas yang Terlarut pada Kompresibilitas Air Formasi
(Lee, John.,1962)
6. Sifat Kelistrikan Air Formasi
Tahanan listrik (electrical resistivity) merupakan sifat fisik dari air formasi
yang berguna untuk mengidentifikasi sumur-sumur dengan menggunakan log
listrik dan untuk korelasi-korelasi formasi seperti menentukan batas kontak air-
minyak.
Resistivity (specific resistance) air adalah ukuran hambatan elektrolis
(electrolytic conduction) dan berbanding terbalik terhadap panjangnya, secara
matematis dinyatakan sebagai berikut :
R = r …….............. (2-
42)
dimana :
R = resistivity, ohm-meter
r = resistance/hambatan, ohm
A = luas penampang, m2
L = panjang dari hantaran (conductor), meter
63
Gambar 2.29.
Kurva Cw pada kondisi dibawah tekanan titik gelembung yang harus dikoreksi
(Lee, John.,1962)
Resistivity air formasi terutama dipengaruhi oleh temperatur dan
komposisi kimia dari air formasi tersebut, seperti yang ditunjukkan oleh Gambar
2.29. Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa resistivity air formasi dengan
salinitas tertentu, akan berkurang dengan kenaikan temperatur, atau daya hantar
listriknya bertambah besar.
Untuk temperatur reservoir diatas 350oF dan salinitas air formasi ratusan
ribu parts per million maka resistivity air formasi tidak dapat diperoleh dengan
gambar tersebut.
2.3. Kondisi Reservoir
Kondisi reservoir adalah tekanan dan temperatur, yang berperan penting
dalam kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi, sejak dimulainya
proses pemboran sampai dengan akhir masa produksi.
64
2.3.1. Tekanan Reservoir
Tekanan yang bekerja pada reservoir adalah :
1. Tekanan Hidrostatis
Yaitu tekanan yang disebabkan oleh adanya fluida yang mengisi pori-pori
batuan. Terjadinya tekanan ini disebabkan oleh :
Pengembangan gas yang terbebaskan saat diproduksikan
Pendesakan atau ekspansi dari tudung gas atau body force, karena
perbedaan densitas antara minyak dan gas sehingga terpisahkan.
2. Tekanan Kapiler
Adalah tekanan yang disebabkan adanya gas yang dipengaruhi tegangan
permukaan antara dua fluida.
3. Tekanan Over Burden
Merupakan tekanan yang disebabkan oleh berat batuan dan kandungan fluida
didalam pori-pori batuan yang berada diatasnya.
Secara matematis tekanan over burden (P) dapat ditulis sebagai berikut :
P = …….............. (2-43)
P = D ((1 – Ø)ρma + Ø ρfi) …….............. (2-44)
dimana :
D = kedalaman vertikal formasi, ft
Ø = porositas, fraksi
Gmb = berat matrik batuan formasi, lb
Gfi = berat fluida yang terkandung didalam batuan formasi, lb
ρma = densitas matrik batuan, lb/cuft
ρfi = densitas fluida, lb/cuft
Hubungan antara tekanan kedalaman disebut gradien tekanan formasi.
Gradient tekanan hidrostatis air murni adalah 0.433 psi/feet, sedangkan untuk air
asin berkisar antara 0.433 - 1 psi/feet. Penyimpangan dari harga tersebut dianggap
tekanan abnormal.
65
Setelah akumulasi hidrokarbon didapat, maka salah satu test yang harus
dilakukan adalah test untuk menentukan tekanan reservoir (P), tekanan statik
sumur (Ps), tekanan alir dasar sumur (Pwf) dan gradien tekanan formasi. Data
tekanan tersebut akan berguna didalam menentukan produktivitas formasi
produktif serta metode produksi yang akan dipergunakan sehingga dapat
diperoleh recovery hidrokarbon yang optimum tanpa mengakibatkan kerusakan
formasi.
Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali
diketemukan. Tekanan dasar sumur pada sumur yang sedang berproduksi disebut
tekanan alir sumur (flowing). Apabila sumur tersebut ditutup untuk selang waktu
tertentu akan didapat tekanan static sumur.
2.3.2. Temperatur Reservoir
Temperatur formasi akan bertambah besar dengan bertambahnya
kedalaman, yang sering disebut dengan gradien geothermis. Besaran gradien
geothermis ini bervariasi dari satu tempat ke tempat yang lain, dimana harga rata-
ratanya adalah 2 F/100 ft. Gradien geothermis yang tinggi adalah 4 F/100 ft,
sedangkan yang terendah adalah sebesar 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-
45)
Dimana :
Td = temperatur formasi pada kedalaman, D ft, oF
Ta = temperatur di permukaan, F
@ = gradient temperatur, F/100 ft
D = kedalaman, ft
66
Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah komplesi dan
temperatur formasi ini dapat dianggap konstan selama kehidupan reservoir,
kecuali apabila dilakukan operasi stimulasi. Gambar 2.30. menunjukkan suatu
contoh kurva temperatur versus kedalaman yang merupakan hasil survey dari
suatu lapangan.
Temperatur dapat mempengaruhi reservoir. Gradien panas bumi yang
tinggi dapat menyebabkan titik kritis yang didapatkan pada titik yang dangkal,
keadaan ini akan mempengaruhi sifat-sifat fisik dari fluida reservoirnya.
Gambar 2.30
Gradien Temperatur Rata-rata Suatu Lapangan
(Amyx, J.W.,1960)
Nilai gradien geothermis sering diperlihatkan dalam bentuk grafik
(Gambar 2.30.). Selain itu untuk suatu daerah tertentu dapat pula dibuat suatu peta
kontur isotherm ataupun isogradien geothermis yang dapat menunjukkan daerah
yang bertemperatur tinggi.
2.4. Jenis-Jenis Reservoir
67
Akumulasi minyak dan gas bumi tersimpan dalam perangkap batuan
reservoir sampai kedalaman tertentu dan bervariasi yang terjadi kareanbentuk-
bentuk struktural, stratigrafi atau kombinasi antara keduanya. Pada umumnya
akumulasi minyak selalu menempati bagian dari lapisan batuan yang berpori dan
permeabel seperti batupasir, karbonat atau batuan lainnya yang memungkinkan
terjadinya akumulasi hidrokarbon.
Dibawah kondisi mula-mula yang terutama dipengaruhi tekanan dan
temperatur, fluida hidrokarbon ditemukan dalam bentuk gas atau cairan atau
campuran keduanya. Selain itu fluida akan menerima tenaga pendorong yang
berupa energi alami kelarutan arah.
2.4.1. Jenis Reservoir Menurut Bentuk Perangkap
Reservoir minyak atau hidrokarbon merupakan suatu bagian dari kerak
bumi yang porous dan permeabel yang mengandung minyak atau gas bumi atau
keduanya.
Suatu reservoir minyak atau gas bumi akan terjadi apabila memenuhi
beberapa persyaratan yang merupakan unsur pembentuk suatu reservoir, unsur-
unsur tersebut adalah :
Adanya batuan reservoir yang bertindak sebagai wadah atau tempat yang
dapat diisi dan dijenuhi oleh minyak atau gas bumi yang merupakan suatu
lapisan batuan yang berongga atau porous.
Adanya lapisan penutup atau cap rock, yaitu suatu lapisan batuan yang
tidak permeabel yang terdapat diatas reservoir untuk menghalangi minyak
atau gas bumi keluar dari reservoir tersebut.
Adanya perangkap reservoir atau reservoir trap, yaitu suatu unsur
pembentuk reservoir yang berbentuk sedemikian rupa,yang merupakan
gabungan antara batuan reservoir dan lapisan penutup yang akan dapat
menyebabkan minyak atau gas bumi berada dan terperangkap.
68
Berdasarkan pada cara terbentuknya lapisan penyekat dan batuan
reservoir, dapat diberikan suatu klasifikasi mengenai bentuk-bentuk perangkap
reservoir, yaitu :
Perangkap stratigrafi
Perangkap struktur
Perangkap kombinasi antara stratigrafi dan struktur.
2.4.1.1. Perangkap Stratigrafi
Perangkap stratigrafi merupakan suatu perangkap reservoir yang terjadi
karena adanya berbagai variasi lateral dalam lithologi suatu batuan reservoir atau
adanya suatu penghentian dalam kelanjutan penyaluran minyak dan gas bumi
dalam lapisan kerak bumi.
Didalam perangkap stratigrafi minyak dan gas akan terjebak dalam
perjalanan ke atas, hal ini disebabkan karena batuan reservoirnya menghilang atau
berubah faciesnya menjadi batuan lain dan perubahan ini akan menjadi
penghalang bagi minyak dan gas bumi untuk bergerak lebih lanjut.
Perangkap stratigrafi dibagi menjadi dua macam, yaitu :
Primary stratigraphy trap
Secondary stratigraphy trap
Primary stratigraphy trap atau perangkap stratigrafi primer adalah suatu
perangkap reservoir yang merupakan hasil langsung dari suatu lingkungan
pengendapan, sehingga sering disebut sebagai depositional trap. Gambar 2.31.
memperlihatkan perangkap stratigrafi primer.
69
Gambar 2.31
Perangkap stratigrafi primer
(Lynch, J.E.,1962)
Secondary stratigraphy trap atau perangkap stratigrafi sekunder
merupakan suatu perangkap yang dihasilkan setelah adanya pengendapan dari
batuan reservoirnya.
Perangkap stratigrafi dengan unconformity atau ketidak selarasan
merupakan suatu perangkap reservoir dimana pada lapisannya terjadi suatu
ketidak selarasan, sehingga minyak dan gas bumi yang terdapat pada suatu lapisan
dapat terhalang oleh adanya unconformity tersebut.
Bentuk dari perangkap stratigrafi dengan adanya ketidak selarasan dapat
dilihat pada Gambar 2.32.
Gambar 2.32
Perangkap stratigrafi dengan unconformity
70
2.4.1.2. Perangkap Struktur
Perangkap struktur adalah suatu perangkap reservoir dimana lapisan
penyekat dan batuan reservoirnya terbentuk karena keadaan dari struktur atau
bentuknya sendiri.
Bentuk-bentuk perangkap reservoir yang termasuk dalam klasifikasi
perangkap struktur adalah :
Perangkap struktur lipatan
Perangkap struktur patahan
Perangkap struktur kubah garam
A. Perangkap struktur lipatan
Perangkap struktur lipatan merupakan suatu perangkap reservoir yang
terbentuk karena adanya unsur lipatan pada lapisan penyekat dan batuan
reservoirnya.
Bentuk dari lapisan penyekat yang terdapat pada bagian atas dari suatu
perangkap struktur lipatan haruslah berbentuk sedemikian rupa sehingga dapat
terbentuk dari segala arah sehingga batuan tersebut tersekat.
Sehingga bagian bawah dari perangkap struktur lipatan biasanya akan
terdapat air formasi yang akan berfungsi sebagai penyekat bagian bawah. Secara
sederhana prinsip dari bentuk suatu perangkap struktur lipatan dapat dilihat pada
Gambar 2.33.
Gambar 2.33.
Bentuk Perangkap Struktur Lipatan
71
Dalam menilai suatu perangkap struktur lipatan, yang harus diperhatikan
adalah apakah perangkap struktur lipatan tersebut mempunyai penutup atau tidak.
Tutupan atau closure pada suatu perangkap merupakan batas maksimal dari suatu
wadah atau suatu tempat yang dapat diisi oleh minyak dan gas bumi, yang besar
kecilnya akan ditentukan oleh adanya titik limpah pada perangkap struktur.
Titik limpah merupakan suatu titik pada suatu perangkap reservoir dimana
apabila minyak yang terdapat pada perangkap tersebut bertambah banyak dan
kemudian melebihi titik limpah maka minyak tersebut akan mulai melimpah dan
berpindah kebagian lain dan perangkap reservoir yang mempunyai tempat yang
lebih tinggi (Gambar 2.34).
Gambar 2.34
Posisi Dari Tutupan dan Titik Limpah pada suatu Reservoir
(Lynch, J.E.,1962)
72
Dalam melakukan evaluasi terhadap suatu bentuk perangkap minyak,
tutupan akan sangat berpengaruh karena tutupan tersebut akan dapat menentukan
besar kecilnya cadangan yang ada dalam reservoir tersebut.
B. Perangkap struktur patahan
Perangkap struktur patahan merupakan suatu perangkap reservoir yang
terbentuk karena adanya patahan pada lapisan penyekat dan batuan reservoirnya.
Apabila ditinjau dari bentuk penyekatnya, suatu perangkap struktur
patahan dapat terjadi karena adanya beberapa unsur, seperti :
Adanya suatu kemiringan wilayah dan dua patahan yang saling
berpotongan (Gambar 2.35.)
Gambar 2.35.
Perangkap Struktur Patahan yang Dibatasi oleh Dua Patahan dan Kemiringan
Wilayah
(Lynch, J.E.,1962)
73
Adanya suatu pelengkungan atau perlipatan dari lapisan penyekatnya dan
adanya patahan pada sisi lainnya. Gambar 2.37. menunjukkan perangkap
patahan yang dibatasi oleh perlipatan lapisan penyekatnya dan suatu
patahan.
Gambar 2.36
Perangkap Struktur Patahan yang Dibatasi oleh Perlipatan
Lapisan Penyekatnya dan suatu Patahan
(Lynch, J.E.,1962)
Adanya pelengkungan dari patahannya dan adanya suatu kemiringan
wilayah lapisan penyekatnya (Gambar 2.36.)
C. Perangkap struktur kubah garam
Perangkap struktur kubah garam merupakan salah satu perangkap
reservoir yang sering dijumpai sebagai tempat terakumulasinya minyak dan gas
bumi.
74
Terjadinya perangkap struktur kubah garam disebabkan adanya suatu
lapisan garam pada kedalaman tertentu didalam bumi yang karena sifat dari
lapisan garam yang plastis dan mempunyai berat jenis yang rendah, maka lapisan
garam tersebut akan naik menusuk ke dalam lapisan sedimen yang lain sehingga
akan membentuk suatu kubah.
Gambar 2.37
Perangkap Struktur Patahan yang dibatasi oleh adanya
pelengkungan dari patahandan kemiringan wilayah
(Lynch, J.E.,1962)
Beberapa lapisan sedimen yang tertusuk oleh suatu lapisan garam akan
dapat ikut terangkat dan seolah-olah membaji terhadap kolom garamnya. Keadaan
lapisan sedimen yang membaji tersebut kemudian akan menjadi suatu perangkap
reservoir minyak dan gas bumi (Gambar 2.37).
2.4.1.3. Perangkap Kombinasi
Perangkap kombinasi merupakan kombinasi antara perangkap struktur dan
stratigrafi yang secara bersama-sama akan menjadi faktor yang membatasi
bergeraknya minyak dan gas bumi menuju tempat lain.
75
Gambar 2.38.
Perangkap struktur kubah garam
(Lynch, J.E.,1962)
Kombinasi unsur stratigrafi dan struktur yang sering dijumpai dalam
pembentukan perangkap minyak dan gas bumi adalah sebagai berikut :
Kombinasi antara lipatan dan pembajian (pinchout)
Kombinasi antara patahan dan pembajian (pinchout)
Untuk kombinasi antara lipatan dan pembajian akan dapat terjadi karena
pada salah satu arah batuan reservoir akan menghilang dan diarah yang lain akan
ditutup oleh bagian antiklinnya.
Bentuk perangkap kombinasi lipatan dan pembajian dapat dilihat pada
Gambar 2.41.
76
Gambar 2.39.
Perangkap Kombinasi Lipatan dan Pembajian
(Lynch, J.E.,1962)
2.4.2. Jenis Reservoir Menurut Fasa Fluida Hydrocarbon
Berdasarkan tekanan dan temperatur mula-mula serta letaknya didalam
diagram fasa P dan T, ada lima jenis reservoir yaitu :
Reservoir minyak jenuh
Reservoir minyak tak jenuh
Reservoir kondensat
Reservoir gas kering
Reservoir gas basah
Selama proses produksi selalu terjadi penurunan tekanan, sedangkan
temperaturnya hanya mengalami sedikit perubahan atau hampir konstan. Sehingga
fluida reservoir yang semula berupa satu fasa mungkin akan berubah menjadi dua
fasa pada kondisi permukaan.
2.4.2.1. Reservoir Minyak
Berdasarkan jumlah fasanya, maka reservoir minyak digolongkan menjadi
dua bagian, yaitu reservoir minyak jenuh dan reservoir minyak tak jenuh.
77
Reservoir minyak jenuh bila tekanan reservoirnya lebih rendah dari tekanan
gelembungnya akan menyebabkan minyak dan gas berada dalam kesetimbangan.
Sedangkan reservoir minyak tak jenuh bila tekanan reservoirnya lebih tinggi dari
tekanan gelembungnya maka didalam reservoir tersebut hanya terdapat cairan
saja, yaitu minyak.
2.4.2.1.1. Reservoir Minyak Jenuh
Reservoir minyak jenuh adalah reservoir dimana cairan (minyak) dan gas
terdapat bersama-sama dalam kesetimbangan. Keadaan ini dapat terjadi apabila P
dan T reservoir (P2 dan T2) seperti pada Gambar 2.40. Perbandingan antara
volume gas bebas (gas cap) dan volume minyak (cairan) dalam kondisi
reservoirnya dapat ditunjukkan oleh garis prosentase cairan.
Suatu reservoir jenuh akan memproduksikan gas bebas saja (fasa tunggal),
bila P kerja separator di permukaan ditunjukkanoleh P”. Posisi dari P dan T di
permukaan terhadap P dan T reservoir akan menunjukkan besarnya derajat gravity
minyak yang dihasilkan, GOR di permukaan, serta faktor volume formasinya.
Pada kondisi P dan T permukaan (P’ dan T’) akan memberikan hasil GOR yang
lebih tinggi dan faktor volume formasi lebih besar dibandingkan pada P dan T di
permukaan (P dan T) untuk kondisi reservoir yang sama. Jika reservoir tersebut
mengandung campuran hidrokarbon dengan komponen-komponen yang lebih
berat maka akan menghasilkan fluida dengan oAPI yang rendah, demikian juga
sebaliknya.
Ciri-ciri reservoir minyak jenuh, yaitu :
Tekanan awal reservoir lebih kecil dari tekanan titik gelembung dan
temperatur reservoir lebih rendah dari cricondentherm.
Fluida reservoir berupa dua fasa, fasa gas berada diatas zona minyak
Specific gravity minyak berkisar antara 0.75 – 1.01.
Viscositas minyak berkisar antara 0.3 cp (minyak jenuh) sampai 1.00 cp
(minyak tak jenuh) pada kondisi 14.7 psi dan temperatur100oF.
78
Gambar 2.40
Diagram fasa yang menunjukkan Pdan T relatif untuk reservoir dengan
dan tanpa gas bebas
(Clark, Norman, J., 1969)
2.4.2.1.2. Reservoir Minyak Tak Jenuh
Reservoir minyak tak jenuh bila mana dalam reservoir hanya mengandung
satu macam fasa saja (fasa cair), yaitu minyak. Keadaan ini dapat terjadi bila
tekanan reservoirnya lebih tinggi dari tekanan gelembungnya, seperti ditunjukkan
dalam titik (P1 dan T1) pada Gambar 2.40.
Pada saat diproduksikan di permukaan (separator), maka akan timbul fasa cair dan
fasa gas secara bersama-sama.
Pada reservoir minyak tak jenuh cenderung mengandung komponen berat
yang relatif lebih banyak dibandingkan reservoir minyak jenuh sehingga hasil
yang diperoleh di permukaan berlainan.
Ciri-ciri reservoir minyak tak jenuh, yaitu :
Pada kondisi mula-mula tidak ada kontak langsung antar zona minyak
dengan fasa gas bebas, dengan kata lain gas cap tidak terbentuk
Selama penurunan tekanan awal sampai tekanan gelembung (Pb), faktor
volume formasi minyak akan naik sedangkan viscositasnya akan turun
Umumnya temperatur reservoir kurang dari 150oF, dan kelarutan gas
dibawah 500 scf/bbl
79
2.4.2.2. Reservoir Kondensat
Pada reservoir kondensat, temperatur reservoir terletak antara temperatur
kritik dan cricondentherm. Tekanan awalnya lebih besar dari pada tekanan
embunnya (dew-point pressure), sehingga reservoir dalam keadaan ini disebut
reservoir kondensat. Pada Gambar 2.41., titik A’ merupakan tempat kedudukan
dari P dan T reservoir mula-mula yang diasosiasikan sebagai reservoir kondensat.
Gambar 2.41.
Diagram Fasa untuk Reservoir Kondensat
(Clark, Norman, J., 1969)
Satu hal yang cukup menarik apabila ditinjau dari proses produksinya,
apabila tekanan turun secara isothermis sampai titik A maka akan mulai terbentuk
cairan dan pada kondisi separator cairan yang terbentuk semakin lama semakin
bertambah banyak.
Ciri-ciri reservoir kondensat, yaitu :
Produksi gas di permukaan disertai sedikit cairan (kondensat atau distilat)
yang berasal dari pengembunan gas dengan gravity antara 50 sampai 60 oAPI.
Umumnya ditemukan pada sumur yang dalam, dimana tekanan
reservoirnya tinggi sehingga sifat-sifat materinya akan berbeda dengan gas
kering.
Harga GOR antara 8000 – 70000 scf/bbl
80
Penurunan harga kelarutan gas dan faktor volume formasi setelah tekanan
reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung, tidak linier dengan
pengurangan yang selanjutnya,hal ini berbeda dengan reservoir minyak
yang hubungannya hampir lulus.
Komposisi terutama terdiri dari metana, tetapi mengandung komponen
hidrokarbon berat yang lebih banyak dari gas biasa.
Selain pengaruh tekanan dan temperatur, klasifikasi fluida reservoir sering
juga didasarkan pada komposisi oAPI dari cairan yang dihasilkan, GOR dan
viscositasnya.
2.4.2.3. Reservoir Gas
Reservoir jenis ini disebut reservoir gas karena didalam reservoirnya
hanya terdapat fluida satu fasa, yaitu gas. Berdasarkan ada tidaknya cairan yang
dihasilkan pada kondisi permukaan (separator), maka reservoir jenis ini dibagi
menjadi dua, yaitu : reservoir gas kering dan reservoir gas basah.
2.4.2.3.1. Reservoir Gas Kering
Reservoir gas kering mengandung fraksi ringan seperti methana dan
ethana dalam jumlah yang banyak serta sedikit fraksi berat.
Type dari diagram fasa reservoir gas kering serta kondisi operasinya ditunjukkan
dalam Gambar 2.42.
Pada gambar tersebut ditunjukkan bahwa baik pada kondisi separator
maupun kondisi reservoirnya akan tetap pada daerah fasa tunggal. Untuk reservoir
gas kering ini tidak akan dijumpai adanya hidrokarbon cair akibat adanya proses
penurunan tekanan dan temperatur baik dalam kondisi permukaan ataupun pada
saat masih berada didalam reservoir. Kering disini diartikan bebas dari fasa cair.
81
Gambar 2.42.
Diagram fasa untuk reservoir gas kering
(Clark, Norman, J., 1969)
Ciri-ciri reservoir gas kering, yaitu :
Pada kondisi reservoir awal, temperaturnya selalu berada di atas
cricondentherm
Gas deviation factor (Z) bervariasi antara 0.7 sampai 1.2 (1 menyatakan
gas ideal).
Sifat-sifat gas kering yang terpenting adalah faktor volume formasi gas,
gravity gas, kekentalan gas dan kompresibilitas gas.
Gas kering ini berbeda dengan gas basah atau kondensat, terutama
komponennya.
2.4.2.3.2. Reservoir Gas Basah
Pada umumnya reservoir gas basah akan mengandung fraksi berat lebih
besar dibandingkan dengan reservoir gas kering sehingga akan menghasilkan
82
diagram fasa yang lebih lebar dan menggeser titik kritis pada temperatur yang
lebih tinggi. Seperti ditunjukkan pada Gambar 2.45., bahwa fluida yang mengisi
reservoir gas basah pada setiap saat akan berbentuk satu fasa (tunggal).
Gambar 2.43.
Diagram fasa untuk gas basah
(Clark, Norman, J., 1969)
Pada kondisi separator, reservoir gas basah ini akan ditunjukkan oleh
adanya daerah dua fasa dimana cairan yang dihasilkan merupakan hasil
kondensasi yang terjadi di separator.
Perlu diperhatikan bahwa didalam reservoir gas basah tidak akan terjadi
kondensasi retrograde isothermal selama proses penurunan tekanan, cairan yang
terbentuk dalam separator dalam jumlah sedikit dan komponen berat yang
terdapat dalam campuran relatif kecil. Dalam reservoir gas basah biasanya
ditunjukkan oleh GOR antara 6000 – 10000 scf/bbl dengan gravity yang lebih
besar dari 60o API.
2.4.3. Jenis Reservoir Berdasarkan Mekanisme Pendorong
Mekanisme pendorong reservoir adalah tenaga yang dimiliki oleh suatu
reservoir secara alamiah yang mengakibatkan mengalirnya fluida reservoir ke
arah lubang sumur, dilanjutkan ke permukaan untuk selanjutnya diproduksikan.
83
Menurut jenis mekanisme pendorong reservoir diklasifikasikan menjadi lima
jenis, yaitu :
Water drive
Gas cap drive
Depletion drive
Segregation drive
Combination drive
2.4.3.1. Reservoir Water Drive
Pada jenis reservoir ini masuknya minyak ke dalam sumur produksi
disebabkan dorongan air formasi (yang berasal dari aquifer). Ditinjau dari arah
gerakan (pendesakan), air dari aquifer maka water drive reservoir dibedakan
menjadi dua :
1. Bottom water drive, gerakan air ke lapisan minyak kearah vertikal dari bawah
ke atas. Tebal lapisan minyak relatif tipis dibandingkan dengan aquifernya.
Permukaan batas air-minyak terletak dalam bidang datar atau sedikit
menyimpang.
2. Edge water drive, air dari aquifer masuk lewat samping dan bergerak sejajar
dengan bidang perlapisan, zona produktif lebih tebal daripada bottom water
drive.
Gambar 2.44. memperlihatkan karakteristik tekanan, GOR, dan Sw pada reservoir
water drive.
Gambar 2.44.
Kurva Karakteristik tekanan,GOR dan Sw pada reservoir water drive
84
Beberapa karakteristik reservoir water drive :
Penurunan tekanan relatif lambat dengan bertambahnya recovery minyak
kumulatif, karena volume minyak dan gas yang keluar sebanding dengan
volume air yang masuk.
Water Oil Ratio (WOR) berubah dengan cepat dan bertambah besar pada
saat zona air mulai naik menerobos zona minyak karena air ikut
terproduksikan.
Gas yang dibebaskan hanya sedikit, maka gas yang terproduksikan juga
sedikit sehingga GOR relatif rendah dan konstan. Keadaan ini disebabkan
tekanan reservoir besarnya tetap di atas Pb untuk waktu yang cukup lama.
Harga Pi relatif tetap, karena penurunan tekanan selama produksi relatif
kecil.
Selama produksi, saturasi air (Sw) akan terus meningkat yang
mengakibatkan permeabilitas efektif minyak terpengaruh sehingga WOR
naik.
2.4.3.2. Reservoir Gas Cap Drive
Sumber tenaga pendorong reservoir ini berasal dari tekanan tudung gas
(gas cap) yaitu gas bebas yang berasal dari puncak lapisan yang membentuk
tudung tersebut. Gas bebas dalam tudung gas mengembang dan mendesak minyak
ke bawah menuju lubang sumur yang bertekanan rendah. Gejala ini terlihat
dengan naiknya GOR untuk sumur-sumur dangkal. Karena pengembangan gas ini
maka penurunan tekanan reservoir tidak terlalu cepat sehingga pembebasan gas
dari larutan tidak besar dan memperkecil GOR di permukaan akibatnya
menambah recovery.
Beberapa karakteristik reservoir gas cap drive :
Penurunan tekanan tidak setajam jika dibanding dengan reservoir
depletion drive (lihat reservoir depletion drive).
Adanya gas cap pada reservoir maka produksi air hanya sedikit, karena
dianggap tidak berhubungan dengan aquifer.
85
Di bawah titik gelembung yang terlewati mengakibatkan GOR naik
dengan cepat.
Primary recovery lebih besar dari reservoir depletion drive tetapi lebih
kecil di banding water drive, yang besarnya berkisar antara 20% - 40%
dan tergantung pada ukuran gas cap mula-mula, permeabilitas vertikal dan
viscositas gasnya. Gambar 2.45. menunjukkan kurva karakteristik
reservoir gas cap drive.
Gambar 2.45.
Kurva karakteristik reservoir gas cap drive
(Clark, Norman, J., 1969)
2.4.3.3. Reservoir Depletion Drive
Reservoir jenis ini di sebut juga solution gas drive, yang mana adanya
aliran minyak ke dalam sumur produksi disebabkan oleh proses pengembangan
atau ekspansi dari gas yang terlarut dan pendesakan volume minyak itu sendiri
akibat penurunan tekanan reservoir selama proses produksi.
Syarat yang harus dipenuhi pada jenis reservoir depletion drive adalah :
1. Under saturated reservoir (P>Pb) , sehingga tidak ada gas cap atau gas bebas.
2. Closed (volumetric reservoir).
3. Tidak ada pendorong dari air
86
Gambar 2.46.
Kurva karakteristik tekanan dan GOR pada reservoir depletion drive
(Clark, Norman, J., 1969)
Beberapa kriteria reservoir depletion drive :
Tekanan reservoir turun dengan cepat, terutama di atas tekanan buble
point dimana minyak melakukan ekspansi sendiri untuk mengalir ke
sumur.
Di bawah tekanan buble point, GOR naik sampai mencapai maksimal
kemudian menurun sampai produksi minyak berakhir. Hal ini disebabkan
pada kenaikan GOR oleh saturasi gas (Sg), kemudian penurunan GOR
dipengaruhi faktor volume formasi gas (Bg)
Perembesan air tidak ada, sehingga produksi air di permukaan tidak terjadi
atau sedikit sekali
Ultimate recovery rendah, berkisar antara 5% - 25% dari cadangan mula-
mula, dimana recovery dipengaruhi oleh sifat-sifat fluida reservoir.
Productivity Index tidak konstan pada laju produksi yang tinggi.
87
2.4.3.4. Reservoir Segregation Drive
Reservoir jenis ini sering juga disebut dengan gravity drainage drive atau
external gas drive, merupakan tenaga pendorong yang mirip dengan gas cap drive.
Akibat diproduksikannya minyak maka gas yang larut dalam minyak terbebaskan
yang kemudian membentuk gelembung yang berfungsi sebagai tenaga pendorong.
Besarnya tenaga pendorong dipengaruhi oleh perbedaan density fluida reservoir
serta kemiringan dari reservoirnya.
Pada segregation drive reservoir, terjadinya pemisahan gas dari larutan
diperlukan beberapa kondisi, antara lain :
Penurunan tekanan merata di seluruh zona minyak, sehingga gas yang
terbentuk bergerak ke atas sebagai aliran yang kontinyu dan berkumpul
dengan gas cap yang ada.
Aliran gas berlangsung dengan penurunan tekanan kecil sehingga sistem
fluida tidak terganggu.
Gerakan ke atas di kontrol oleh harga mobilitas terkecil antara minyak dan
gas.
Pendorongan minyak dari segregation drive reservoir terdapat dua proses
yang terjadi, yaitu :
1. Segregation drive tanpa counter flow, dimana gas yang keluar dari larutan
tidak bergabung dengan gas capnya, hal ini akan menambah keefektifan gaya
dorong gas cap. Produksi gas hanya berasal dari fasa minyak, sedangkan gas
pada tudung gas tidak ikut terproduksi. Gas atau water conning tidak
dijumpai.
2. Segregation drive dengan counter flow, ini yang disebut dengan gravity
drainage drive reservoir. Dengan adanya proses produksi maka tekanan turun
dan adanya ekspansi gas cap akan menyebabkan terjadinya counter flow fasa
gas dan minyak dimana gas akan terbentuk mengalir bersama-sama dengan
minyak dalam bentuk aliran kontinyu atau dua fasa.
Beberapa karakteristik reservoir segregation drive :
88
Pada struktur bawah reservoir mempunyai GOR yang kecil, hal ini
disebabkan oleh adanya migrasi secara perlahan-lahan dari gas yang
terletak pada struktur bagian atas.
Keharusan adanya gas cap, baik pada primary maupun secondary
recovery.
Produksi air sedikit atau diabaikan.
GOR meningkat pada awal produksi, setelah itu turun sampai limit
produksi bersamaan dengan turunnya tekanan.
Bertambahnya GOR biasanya didapatkan pada sumur yang letaknya
dibagian atas struktur reservoir atau berasal dari gas yang terbebaskan dari
minyak.
Gambar 2.47. memperlihatkan karakteristik tekanan, qo dan GOR dari
reservoir drainage gravity.
2.4.3.5. Reservoir Combination Drive
Pada kenyataannya mekanisme pendorong yang sering dijumpai adalah
bentuk kombinasi dari dua atau lebih type mekanisme pendorong. Biasanya untuk
mempermudah perhitungan maka diambil satu type mekanisme pendorong yang
paling dominan bekerja pada reservoir itu.
Gambar 2.47.
Kurva karakteristik tekanan, qo dan GOR dari reservoir drainage gravity
89
Beberapa karakteristik dari combination reservoir drive :
Penurunan tekanan relatif cukup cepat, perembesan air dan pengembangan
gas cap adalah faktor utama sumber tenaga reservoir.
Jika berhubungan dengan aquifer, maka perembesan air lambat sehingga
produksi air kecil.
Jika berhubungan dengan gas cap, kenaikan GOR konstan sesuai dengan
besarnya gas cap dan pengembangan akibat penambahan gas bebas maka
GOR justru mengalami penurunan.
Recovery tergantung dari keaktifan masing-masing mekanisme pendorong
yang dinyatakan dengan driving index (DI) dimana total DI dari setiap
mekanisme pendorong sama dengan satu. Jadi SDI + DDI + WDI = 1
Biasanya primary recovery dari combination drive lebih besar dari
depletion drive dan lebih kecil dari gas cap dan atau water drive reservoir,
makin kecil pengaruh depletion makin besar harga recoverynya (Gambar
2.48.)
Gambar 2.48.
Kurva Karakteristik tekanan, GOR, WOR dan qo pada combination drive reservoir
(Clark, Norman, J., 1969)
90