BAB II

BAB II

BATUAN RESERVOIR

2.1. Batuan Reservoir

2.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir

Pada dasarnya semua batuan dapat menjadi batuan reservoir asalkan mempunyai porositas dan permeabilitas yang cukup, namun kenyataannya batuan sedimen yang banyak dijumpai sebagai batuan reservoir. Penilaian batuan reservoir selanjutnya akan banyak berhubungan dengan sifat-sifat fisik batuan sedimen, terutama yang porous dan permeable.

2.2.1. Porositas

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

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

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 persen volume pori-pori total terhadap volume batuan total (bulk volume).

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

2. Porositas efektif adalah persen volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).

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

Porositas efektif selanjutnya akan digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.

Menurut waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer adalah porositas yang terbentuk pada saat batuan sedimen diendapkan.

2. Porositas sekunder, adalah porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan sedimen terendapkan.

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

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

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

3. Dolomitisasi, dalam proses ini batugamping (CaCO3) ditransformasikan menjadi dolomit (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia :

2CaCO3 + MgCl3

CaMg(CO3)2 + CaCl2Menurut para ahli, batugamping yang terdolomitasi mempunyai porositas yang lebih besar dari pada batugampingnya sendiri.

Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran butir (semakin baik distribusinya, semakin baik porositasnya), susunan butir (susunan butir berbentuk kubus mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral), kompaksi, dan sementasi.

2.2.2. Wettabilitas

Dua fluida yang bersinggungan dengan benda padat akan mengakibatkan salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya adhesi. Pada sistem minyak-air benda padat (Gambar 2.1), gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :

AT = (so - (sw = (wo. cos (wo ....(2-4)

dimana :

(so = tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm

(sw = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm

(wo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm

(wo = sudut kontak minyak-air.

Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positip (( < 90o) yang berarti batuan bersifat water wet, sedangkan bila fluida tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatip (( > 90o), berarti batuan bersifat oil wet.

Distribusi cairan dalam sistem pori-pori batuan tergantung pada sifat kebasahan. Distribusi fluida tersebut ditunjukkan pada Gambar 2.2. Distribusi pendulair ring adalah keadaan dimana fasa yang membasahi tidak kontinyu dan fasa yang tidak membasahi ada dalam kontak dengan beberapa permukaan butiran batuan. Sedangkan distribusi funiculair ring adalah keadaan dimana fasa

yang membasahi kontinyu dan secara mutlak terdapat pada permukaan butiran.

Gambar 2.2.

Distribusi Ideal Fasa Fluida Wetting dan Non-Wetting 2)

untuk Kontak antar Butir-butir Batuan yang Bulat

a. distribusi Pendulair Ring b. distribusi faniculair ring

Gambar 2.3

Kesetimbangan Gaya-gaya pada

Batas Air-Minyak-Padatan. 2)2.2.2.3. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida non-wetting fasa (Pnw) dengan fluida wetting fasa (Pw) atau :

Pc = Pnw - Pw ............ (2-5)

Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung. Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi.

Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut :

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

dimana :

Pc = tekanan kapiler

(= tegangan permukaan antara dua fluida

cos (= sudut kontak permukaan antara dua fluida

r = jari-jari lengkung pori-pori

(( = perbedaan densitas dua fluida

g = percepatan gravitasi

h = tinggi kolom

Pada Persamaan (2-6) dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan dengan ketinggian di atas permukaan air bebas (oil-water contact), sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot antara h versus saturasi air (Sw), seperti pada Gambar 2.4. Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.

Dari Persamaan (2-6) ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika perbedaan densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal ini berarti bahwa reservoir gas yang terdapat kontak gas-air, perbedaan densitas fluidanya bertambah besar sehingga akan mempunyai zona transisi minimum. 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 yang besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis daripada reservoir dengan permeabilitas yang rendah, seperti terlihat pada Gambar 2.5.

Tekanan kapiler juga dapat dinyatakan sebagai fungsi ketinggian. Adanya connate water yang terdapat pada keliling butiran akan cenderung mengisi celah-celah yang sempir maka akan terdapat beda tekanan pada sebelah menyebelah

batas antara permukaan dari kedua fasa tersebut.

Gambar 2.4.

Kurva Tekanan Kapiler2)Gambar 2.5.

Variasi Pc terhadap Sw

a) Untuk Sistem batuan yang Sama dengan Fluida yang berbeda.

b) Untuk Sistem Fluida yang Sama dengan Batuan yang Berbeda. 2)2.2.2.4. Saturasi Fluida

Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak dan gas yang tersebar ke seluruh bagian reservoir.

Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume

pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori.

Saturasi minyak (So) adalah :

. (2-7)

Saturasi air (Sw) adalah :

.... (2-8)

Saturasi gas (Sg) adalah :

.... (2-9)

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

Sg + So + Sw = 1 ... (2-10)

Jika diisi oleh minyak dan air saja maka :

So + Sw = 1 .... (2-11)

Terdapat tiga faktor yang penting mengenai saturasi fluida, yaitu :

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

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

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

So.(.V + Sg.(.V = (1-Sw).(.V ...............................................................(2-12)

1.2.2.5. Permeabilitas

Disamping sifat porous, maka batuan reservoir harus bersifat permeable, dimana menyangkut aliran fluida melalui media berpori pada laju tertentu sebagai

akibat adanya perbedaan tekanan.

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Permeabilitas batuan merupakan fungsi dari tingkat hubungan ruang antar pori-pori dalam batuan.

Definisi kwantitatif permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry

Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai

berikut :

... (2-13)

dimana :

V

= kecepatan aliran, cm/sec

(

= viskositas fluida yang mengalir, cp

dP/dL = gradient tekanan dalam arah aliran, atm/cm

k

= permeabilitas media berpori.

Tanda negatif dalam Persamaan 2-13 menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut.

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan 2-13 adalah :

1. Alirannya mantap (steady state)

2. Fluida yang mengalir satu fasa

3. Viskositas fluida yang mengalir konstan

4. Kondisi aliran isothermal5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

6. Fluidanya incompressible.

Dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir

melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misal hanya minyak atau gas saja.

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

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

Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air. Batupasir silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas (, dengan luas penampang A, dan panjanggnya L. Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q, sedangkan P2 adalah tekanan keluar (Gambar 2.6).

Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q.(.L/A.(P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan.

... (2-14)

Gambar 2.6.

Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas16)Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

.... (2-15)

Dari Persamaan 2-14 dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran yaitu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida yang compressible dan incompressible.

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

,

,

dimana masing-masing untuk permeabilitas relatip minyak, gas dan air. Percobaan yang dilakukan pada dasarnya untuk sistem satu fasa, hanya disini digunakan dua macam fluida (minyak-air) yang dialirkan bersama-sama dan dalam keadaan kesetimbangan. Laju aliran minyak (Qo) dan air (Qw). Jadi volume total (Qo + Qw) akan mengalir melalui pori-pori batuan per satuan waktu, dengan perbandingan minyak-air permulaan, pada aliran ini tidak akan sama dengan Qo/Qw. Dari percobaan ini dapat ditentukan harga saturasi minyak (So) dan saturasi air (Sw) pada kondisi stabil. Harga permeabilitas efektip untuk minyak dan air adalah :

(2-16)

... (2-17)

dimana :

(o= viskositas minyak

(w= viskositas air.

Percobaan ini diulangi untuk laju permukaan (input rate) yang berbeda untuk minyak dan air, dengan (Qo + Qw) tetap kontan. Harga-harga Ko dan Kw pada Persamaan (2-16) dan (2-17) jika diplot terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.7.

Dari Gambar 2.7. dapat ditunjukkan bahwa Ko pada Sw = 0 dan So = 1 akan sama dengan harga K absolut, demikian juga untuk harga K absolutnya (titik A dan B pada Gambar 2.7.).

Gambar 2.7.

Kurva Permeabilitas Efektif Untuk Sistem Minyak dan Air16)2.2.2.6. Kompresibilitas

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

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

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

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

Diantara konsep diatas, kompressibilitas pori-pori batuan dianggap yang paling penting dalam teknik reservoir khususnya.

Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, antara lain :

Tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan

Tekanan-luar (external stress) yang disebabkan oleh berat batuan yang ada diatasnya (overburden pressure).

Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan-dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan akan mengalami perubahan pula. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada butir-butir batuan, pori-pori dan volume total (bulk) batuan reservoir.

Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang serupa apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya.

Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cr atau :

. (2-18)

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

.. (2-19)

dimana :

Vr= volume padatan batuan (grains)

Vp= volume pori-pori batuan

P= tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan

P*= tekanan luar (tekanan overburden).

A t

QQ

P1P2

_927713845.unknown

_927713848.unknown

_929035598.unknown

_929036530.unknown

_927713849.unknown

_927713847.unknown

_927713840.unknown

_927713842.unknown

_927713843.unknown

_927713841.unknown

_927713835.unknown

_927713837.unknown

_927713839.unknown

_927713836.unknown

_645811822.unknown

_927713834.unknown

_927713833.unknown

_645810978.unknown