Reservoir adalah suatu tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi. Pada umumnya reservoir minyak memiliki karakteristik yang berbeda-beda tergantung dari komposisi, temperature dan tekanan pada tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya. Suatu reservoir minyak biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu adanya batuan reservoir, lapisan penutup dan perangkap. Beberapa syarat terakumulasinya minyak dan gas bumi adalah :1. Adanya batuan Induk (Source Rock)2. Adanya batuan waduk (Reservoir Rock)4. Adanya batuan penutup (Cap Rock)5. Adanya jalur migrasi

1. Sifat-Sifat Fisik Batuan Reservoir1.1. Porositas ( )∅

Dimana : = Porositas absolute (total), fraksi (%)∅

Vp = Volume pori-pori, ccVb = Volume batuan (total), ccVgr = Volume butiran, ccPorositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:1. Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :

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

Dimana :e = Porositas efektif, fraksi (%)∅

ρg = Densitas butiran, gr/ccρb = Densitas total, gr/ccρf = Densitas formasi, gr/ccBerdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1.2. Permeabilitas ( k )

Dapat dinyatakan dalam rumus sebagai berikut :

Dimana :Q = laju alir fluida, cc/detk = permeabilitas, darcyμ = viskositas, cpdP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cmA = luas penampang, cm2

• Permeabilitas relatif (Krel)Yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap permeabilitas absolute. Harga permeabilitas relative antara 0 – 1 darcy. Dapat juga dituliskan sebagai beikut :

Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga didalam reservoir akan terdapat Permeabilitas relatif air (Krw), Permeabilitas relatif minyak (Kro), Permeabilitas relatif gas (Krg) dimana persamaannya adalah :

Dimana :Krw = permeabilitas relatif airKro = permeabilitas relaitf minyakKrg = permeabilitas relatif gas

1.3. Saturasi

Total saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida :

Untuk sistem air-minyak, maka persamaan (12) dapat disederhanakan menjadi :

Beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir adalah :a. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan.b. Ketinggian diatas free water level.c. Adanya perbedaan tekanan kapiler.Didalam kenyataan, fluida reservoir tidak dapat diproduksi semuanya. Hal ini disebabkan adanya saturasi minimum fluida yang tidak dapat diproduksi lagi atau disebut dengan irreducible saturation sehingga berapa besarnya fluida yang diproduksi dapat dihitung dalam bentuk saturasi dengan persamaan berikut :

Dimana :St = saturasi total fluida terproduksiSwirr = saturasi air tersisa (iireducible)Sgirr = saturasi gas tersisa (iireducible)Soirr = saturasi minyak tersisa (iireducible)

1.4. Resistiviti

Dimana :ρ = resistiviti fluida didalam batuan, ohm-mr = tahanan, ohmA = luas area konduktor, m2L = panjang konduktor, mKonsep dasar untuk mempelajari sifat kelistrikan batuan diformasi digunakan konsep “faktor formasi” dari Archie yang didefinisikan :

Dimana :Ro = resistiviti batuan yang terisi minyakRw = resistiviti batuan yang terisi air

1.5. Wettabiliti

Dimana :AT = tegangan adhesi, dyne/cmσso = tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cmσsw = tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cmσwo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cmθ = sudut kontak air-minyak

1.6. Tekanan Kapiler (Pc)Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan fluida yang bersifat tidak membasahi batuan jika didalam batuan tersebut terdapat dua atau lebih fasa fluida yang tidak bercampur dalam kondisi statis. Secara matematis dapat dilihat bahwa :

Dimana :Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2Pnw = tekanan pada permukaan fluida non wetting phase, dyne/cm2Pw = tekanan pada permukaan fluida wetting phase, dyne/cm2

Untuk sistem udara-air (gambar 5) :

Untuk sistem minyak-air (gambar 5) :

Dimana :Pa = tekanan udara, dyne/cm2Pw = tekanan air, dyne/cm2Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2

ρw = densitas air, gr/ccρo = densitas minyak, gr/ccg = percepatan gravitasi, m/det2h = tinggi kolom, m

2. Karakteristik Minyak Bumi

2.1. Densitas Minyak ( ρo ) dan Spesifik Grafity ( γ )Densitas didefinisikan sebagai masa dari satuan volume suatu fluida (minyak) pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Dari definisi tersebut dapat dirumuskan sebagai beikut :

Dimana :ρo = densitas minyak, lb/ft3m = massa minyak, lbV = volume minyak, ft3Sedangkan spesifik grafiti merupakan perbandingan dari densitas suatu fluida (minyak) terhadap densitas air. Baik densitas air maupun fluida tersebut diukur pada kondisi yang sama (60° F dan 14.7 Psia).

Dimana :γo = spesifik grafiti minyakρo = densitas minyak mentah, lb/ft3ρw = densitas air, lb/ft3Meskipun densitas dan spesifik grafiti dipergunakan secara meluas dalam industri perminyakan, namun API grafiti merupakan skala yang lebih sering dipakai. Grafiti ini merupakan spesifik grafiti yang dinyatakan dengan rumus :

API grafiti dari minyak mentah pada umumnya memiliki nilai antara 47 °API untuk minyak ringan sampai 10 °API untuk minyak berat.2.2. Viskositas Minyak ( μo )Viskositas fluida merupakan sifat fisik suatu fluida yang sangat penting yang mengendalikan dan mempengaruhi aliran fluida didalam media berpori maupun didalam pipa. Viskositas didefinisikan sebagai ketahanan internal suatu fluida untuk mengalir.Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan menurunkan viskositas minyak dan dengan bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak maka viskositas minyak juga akan turun. Hubungan antara viskositas minyak dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 6.

Gambar 6 menunjukkan bahwa tekanan mula-mula berada di atas tekanan gelembung (Pb), dengan penurunan tekanan sampai (Pb), mengakibatkan viskositas minyak berkurang, hal ini akibat adanya pengembangan volume minyak. Kemudian bila tekanan turun dari Pb sampai

pada harga tekanan tertentu, maka akan menaikkan viskositas minyak, karena pada kondisi tersebut terjadi pembebasan gas dari larutan minyak.

2.3. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo )Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak pada tekanan dan temperatur reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak dan gas dalam larutan. Harga ini selalu lebih besar atau sama dengan satu. Untuk minyak tersaturasi, Standing membuat korelasi berdasarkan persamaan :

Dimana :Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STBOT = temperature, °FRs = kelarutan gas, SCF/STBOC = faktor tambahan seperti perhitungan Rs

2.4. Kelarutan Gas ( Rs )Kelarutan gas bumi didefinisikan sebagai cuft gas yang diukur pada keadaan standar (14.7 Psi ; 60 °F) didalam larutan minyak sebanyak satu barrel stock tank minyak pada saat minyak dan gas berada pada tekanan dan temperatur reservoir.Kelarutan gas dalam minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan komposisi minyak dan gas. Pada temperatur minyak yang tetap, kelarutan gas tertentu akan bertambah pada setiap penambahan tekanan. Pada tekanan yang tetap kelarutan gas akan berkurang terhadap kenaikan temperatur.2.5. Kompressibilitas Minyak ( Co )Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan. Secara matematis didefinisikan sebagai berikut:

Pada kondisi tekanan di bawah bubble point, Co didefinisikan sebagai berikut :

Dengan menggunakan grafik korelasi, maka harga kompressibilitas minyak dapat diperoleh dengan persamaan :

Kompressibilitas minyak pada kondisi dibawah bubble point akan cenderung membesar bila dibandingkan dengan harga ketika diatas bubble point karena dengan turunnya tekanan, gas membebaskan diri dari larutan. Volume total minyak yang tertinggal sebenarnya berkurang dengan turunnya tekanan terebut, akibatnya volume fluida total yang terdiri dari minyak dan gas makin lama menjadi besar seiring dengan turunnya tekanan.2.6. Tekanan Bubble Point (Pb)Tekanan bubble point (titik gelembung) suatu sistem hidrokarbon didefinisikan sebagai tekanan tertinggi dimana gelembung gas mulai pertama kali terbebaskan dari minyak. Harga ini ditentukan secara eksperimen terhadap minyak mentah dengan melakukan test ekspansi constant-composition (test flash liberation).Apabila pengukuran laboratorium tidak tersedia untuk menentukan tekanan bubble point, maka dapat digunakan korelasi Standing. Secara matematis, tekanan bubble point dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan :