Minyak bumi merupakan campuran rumit dari ratusan rantai hidrokarbon,

yang umumnya tersusun atas 85% karbon (C) dan 15% hidrogen (H). Selain itu,

juga terdapat bahan organik dalam jumlah kecil dan mengandung oksigen (O),

sulfur (S) atau nitrogen (N). Apakah ada perbedaan dari jenis-jenis minyak bumi ?

Ya, ada 4 macam yang digolongkan menurut umur dan letak kedalamannya, yaitu:

young-shallow, old-shallow, young-deep dan old-deep.

1. Minyak bumi young-shallow biasanya bersifat masam (sour), mengandung

banyak bahan aromatik, sangat kental dan kandungan sulfurnya tinggi.

2. Minyak old-shallow biasanya kurang kental, titik didih yang lebih rendah,

dan rantai paraffin yang lebih pendek.

3. Minyak young-deep biasanya encer, titik didih rendah, waktu untuk

pemrosesannya lama.

4. Old-deep membutuhkan waktu yang paling lama untuk pemrosesan, titik

didihnya paling rendah dan juga viskositasnya paling encer.

Sulfur yang terkandung dapat teruraikan menjadi H2S yang dapat lepas,

sehingga old-deep adalah minyak mentah yang dikatakan paling “sweet”. Minyak

semacam inilah yang paling diinginkan karena dapat menghasilkan bensin

(gasoline) yang paling banyak. Berapa lama waktu yang dibutuhkan untuk

membentuk minyak bumi ? Sekitar 30-juta tahun di pertengahan jaman

Cretaceous, pada akhir jaman dinosaurus, lebih dari 50% dari cadangan minyak

dunia yang sudah diketahui terbentuk. Cadangan lainnya bahkan diperkirakan

lebih tua lagi. Dari sebuah fosil yang diketemukan bersamaan dengan minyak

1

bumi dari jaman Cambrian, diperkirakan umurnya sekitar 544 sampai 505-juta

tahun yang lalu.

Para geologis umumnya sependapat bahwa minyak bumi terbentuk selama

jutaan tahun dari organisme, tumbuhan dan hewan, berukuran sangat kecil yang

hidup di lautan purba. Begitu organisme laut ini mati, badannya terkubur di dasar

lautan lalu tertimbun pasir dan lumpur, membentuk lapisan yang kaya zat organik

yang akhirnya akan menjadi batuan endapan (sedimentary rock). Proses ini

berulang terus, satu lapisan menutup lapisan sebelumnya. Lalu selama jutaan

tahun berikutnya, lautan di bumi ada yang menyusut atau berpindah tempat.

Deposit yang membentuk batuan endapan umumnya tidak cukup mengandung

oksigen untuk mendekomposisi material organik tadi secara komplit. Bakteri

mengurai zat ini, molekul demi molekul, menjadi material yang kaya hidrogen

dan karbon. Tekanan dan temperatur yang semakin tinggi dari lapisan bebatuan di

atasnya kemudian mendistilasi sisa-sisa bahan organik, lalu pelan-pelan

mengubahnya menjadi minyak bumi dan gas alam. Bebatuan yang mengandung

minyak bumi tertua diketahui berumur lebih dari 600-juta tahun. Yang paling

muda berumur sekitar 1-juta tahun. Secara umum bebatuan dimana diketemukan

minyak berumur antara 10-juta dan 270-juta tahun.

Ada tiga faktor utama dalam pembentukan minyak dan/atau gas bumi, yaitu :

1. “bebatuan asal” (source rock) yang secara geologis memungkinkan

terjadinya pembentukan minyak dan gas bumi.

2. Adanya perpindahan (migrasi) hidrokarbon dari bebatuan asal menuju ke

“bebatuan reservoir” (reservoir rock), umumnya sandstone atau limestone

2

yang berpori-pori (porous) dan ukurannya cukup untuk menampung

hidrokarbon tersebut.

3. Adanya jebakan (entrapment) geologis. Struktur geologis kulit bumi yang

tidak teratur bentuknya, akibat pergerakan dari bumi sendiri (misalnya

gempa bumi dan erupsi gunung api) dan erosi oleh air dan angin secara

terus menerus, dapat menciptakan suatu “ruangan” bawah tanah yang

menjadi jebakan hidrokarbon. Kalau jebakan ini dilingkupi oleh lapisan

yang impermeable, maka hidrokarbon tadi akan diam di tempat dan tidak

bisa bergerak kemana-mana lagi. Temperatur bawah tanah, yang semakin

dalam semakin tinggi, merupakan faktor penting lainnya dalam

pembentukan hidrokarbon. Hidrokarbon jarang terbentuk pada temperatur

kurang dari 65˚C dan umumnya terurai pada suhu di atas 260˚C.

Hidrokarbon kebanyakan ditemukan pada suhu moderat, dari 107˚-177˚C.

Dasar-dasar Teknik Reservoir

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 :

Adanya batuan Induk (Source Rock) Merupakan batuan sedimen yang

mengandung bahan organik seperti sisa-sisa hewan dan tumbuhan yang

3

telah mengalami proses pematangan dengan waktu yang sangat lama

sehingga menghasilkan minyak dan gas bumi.

Adanya batuan waduk (Reservoir Rock) Merupakan batuan sedimen yang

mempunyai pori, sehingga minyak dan gas bumi yang dihasilkan batuan

induk dapat masuk dan terakumulasi.

Adanya struktur batuan perangkap Merupakan batuan yang berfungsi

sebagai penghalang bermigrasinya minyak dan gas bumi lebih jauh.

Adanya batuan penutup (Cap Rock) Merupakan batuan sedimen yang

tidak dapat dilalui oleh cairan (impermeable), sehingga minyak dan gas

bumi terjebak dalam batuan tersebut.

Adanya jalur migrasi Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan

induk sampai terakumulasi pada perangkap.

a. Sifat-Sifat Fisik 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 batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang

berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Pada hakekatnya setiap batuan

dapat bertindak sebagai batuan reservoir asal mempunyai kemampuan menyimpan

dan menyalurkan minyak bumi.

1. Porositas (∅)

4

Dalam reservoir minyak, porositas mengambarkan persentase dari total

ruang yang tersedia untuk ditempati oleh suatu cairan atau gas. Porositas dapat

didefinisikan sebagai perbandingan antara volume total pori-pori batuan dengan

volume total batuan per satuan volume tertentu.

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:

Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap

volume batuan total yang dinyatakan dalam persen.

Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling

berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan

dalam persen.

Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan

menjadi dua, yaitu :

Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang

bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung.

Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses

pengendapan.

Besar kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu ukuran

butir, susunan butir, sudut kemiringan dan komposisi mineral pembentuk batuan.

2. Permeabilitas ( k )

Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk

meloloskan/melewatkan fluida. Apabila media berporinya tidak saling

berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai permeabilitas. Oleh karena

itu ada hubungan antara permeabilitas batuan dengan porositas efektif. Sekitar

5

tahun 1856, Henry Darcy seorang ahli hidrologi dari Prancis mempelajari aliran

air yang melewati suatu lapisan batu pasir. Hasil penemuannya diformulasikan

kedalam hukum aliran fluida dan diberi nama Hukum Darcy.

Besaran permeabilitas satu darcy didefinisikan sebagai permeabilitas yang

melewatkan fluida dengan viskositas 1 centipoises dengan kecepatan alir 1 cc/det

melalui suatu penampang dengan luas 1 cm2 dengan penurunan tekanan 1

atm/cm. Persamaan 4 Darcy berlaku pada kondisi :

Alirannya mantap (steady state)

Fluida yang mengalir satu fasa

Viskositas fluida yang mengalir konstan

Kondisi aliran isothermal

Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

Fluidanya incompressible.

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas

dibedakan menjadi tiga, yaitu :

Permeabilitas absolute (Kabs) Yaitu kemampuan batuan untuk

melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir melalui media berpori

tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100% fluida, misalnya hanya

minyak atau gas saja.

Permeabilitas efektif (Keff) Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan

fluida dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya (minyak

dan air), (air dan gas), (gas dan minyak) atau ketiga-tiganya. Harga

6

permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-

masing untuk minyak, gas dan air.

Permeabilitas relatif (Krel) Yaitu perbandingan antara permeabilitas

efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap permeabilitas absolute.

Harga permeabilitas relative antara 0 – 1 darcy.

3. Saturasi

Saturasi adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan yang terisi

fluida formasi tertentu terhadap total volume pori-pori batuan yang terisi fluida

atau jumlah kejenuhan fluida dalam batuan reservoir per satuan volume pori. Oleh

karena didalam reservoir terdapat tiga jenis fluida, maka saturasi dibagi menjadi

tiga yaitu saturasi air (Sw), saturasi minyak (So) dan saturasi gas (Sg).

4. Resistiviti

Batuan reservoir terdiri atas campuran mineral-mineral, fragmen dan pori-

pori. Padatan-padatan mineral tersebut tidak dapat menghantarkan arus listrik

kecuali mineral clay. Sifat kelistrikan batuan reservoir tergantung pada geometri

pori-pori batuan dan fluida yang mengisi pori. Minyak dan gas bersifat tidak

menghantarkan arus listrik sedangkan air bersifat menghantarkan arus listrik

apabila air melarutkan garam. Arus listrik akan terhantarkan oleh air akibat

adanya gerakan dari ion-ion elektronik. Untuk menentukan apakah material

didalam reservoir bersifat menghantar arus listrik atau tidak maka digunakan

parameter resistiviti. Resistiviti didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu

material untuk menghantarkan arus listrik.

7

5. Wettabiliti

Wettabiliti didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi

oleh fasa fluida atau kecenderungan dari suatu fluida untuk menyebar atau

melekat ke permukaan batuan. Sebuah cairan fluida akan bersifat membasahi bila

gaya adhesi antara batuan dan partikel cairan lebih besar dari pada gaya kohesi

antara partikel cairan itu sendiri. Tegangan adhesi merupakan fungsi tegangan

permukaan setiap fasa didalam batuan sehingga wettabiliti berhubungan dengan

sifat interaksi (gaya tarik menarik) antara batuan dengan fasa fluidanya. Dalam

sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak atau gas yang terletak

diantara matrik batuan.

5.1 Wetting-Phase Fluid dan Non-Wetting Phase Fluid

A. Wetting-Phase Fluid

Fasa fluida pembasah biasanya akan dengan mudah membasahi

permukaan batuan. Akan tetapi karena adanya gaya tarik menarik antara batuan

dan fluida, maka fasa pembasah akan mengisi ke pori-pori yang lebih kecil dahulu

dari batuan berpori. Fasa fluida pembasah umumnya sangat sukar bergerak ke

reservoir hidrokarbon.

B. Non-Wetting Phase Fluid

Non-wetting phase fluid sukar membasahi permukaan batuan. Dengan

adanya gaya repulsive (tolak) antara batuan dan fluida menyebabkan non-weting

phase fluid umumnya sangat mudah bergerak.

5.2 Batuan Reservoir Water Wet

8

Batuan reservoir umumnya water wet dimana air akan membasahi

permukaan batuan. Kondisi batuan yang water wet adalah :

Tegangan adhesinya bernilai positif

σsw ≥ σso, AT > 0

Sudut kontaknya (0°< θ <90°)

Apabila θ = 0°, maka batuannya dianggap sebagai strongly water wet.

5.3. Batuan Reservoir Oil Wet

Batuan reservoir disebut sebagai oil wet apabila fasa minyak membasahi

permukaan batuan. Kondisi batuan oil wet adalah :

Tegangan adhesinya bernilai negative

σso ≥ σsw, AT < 0

Sudut kontaknya (90°< θ <180°)

Apabila θ = 180°, maka batuanya dianggap sebagai strongly oil wet.

5.4. Imbibisi dan Drainage

Imbibisi adalah proses aliran fluida dimana saturasi fasa pembasah (water)

meningkat sedangkan saturasi non-wetting phase (oil) menurun. Mobilitas fasa

pembasah meningkat seiring dengan meningkatnya saturasi fasa pembasah.

Misalnya pada proses pendesakan pada reservoir minyak dimana batuan reservoir

sebagai water wet. Drainage adalah proses kebalikan dari imbibisi, dimana

saturasi fasa pembasah menurun dan saturasi non-wetting phase meningkat.

9

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.

Hubungan tekanan kapiler di dalam rongga pori batuan dapat dilukiskan

dengan sebuah sistim tabung kapiler. Dimana cairan fluida akan cenderung untuk

naik bila ditempatkan didalam sebuah pipa kapiler dengan jari-jari yang sangat

kecil. Hal ini diakibatkan oleh adanya tegangan adhesi yang bekerja pada

permukaan tabung. Besarnya tegangan adhesi dapat diukur dari kenaikkan fluida ,

dimana gaya total untuk menaikan cairan sama dengan berat kolom fluida.

Sehingga dapat dikatakan bahwa tekanan kapiler merupakan kecenderungan

rongga pori batuan untuk menata atau mengisi setiap pori batuan dengan fluida

yang berisi bersifat membasahi.Tekanan didalam tabung kapiler diukur pada sisi

batas antara permukaan dua fasa fluida. Fluida pada sisi konkaf (cekung)

mempunyai tekanan lebih besar dari pada sisi konvek (cembung).

b. Karakteristik Minyak Bumi

Setiap reservoir yang ditemukan, akan diperoleh sekelompok molekul

yang terdiri dari elemen kimia Hidrogen (H) dan Karbon (C). Minyak dan gas

bumi terdiri dari kedua elemen ini, yang mempunyai proporsi yang beraneka

ragam. Apabila ditemukan deposit hidrokarbon disuatu tempat, akan sangat jarang

dapat ditemukan di tempat lain dengan komposisi yang sama, karena daerah

pembentukkannya berbeda. Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air

10

formasi. Hidrokarbon sendiri terdiri dari fasa cair (minyak bumi) maupun fasa

gas, tergantung pada kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir yang ditempati.

Perubahan kondisi reservoir akan mengakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik

fluida reservoir.

Fluida minyak bumi dijumpai dalam bentuk cair, sehingga sesuai dengan

sifat cairan pada umumnya. Pada fasa cair, jarak antara molekul-molekulnya

relatif lebih kecil daripada gas. Sifat-sifat minyak bumi yang akan dibahas adalah

densitas dan spesifik grafiti, viskositas, faktor volume formasi, kelarutan gas,

kompressibilitas dan tekanan bubble point.

1. Densitas Minyak ( ρo ) dan Spesifik Grafity ( γ )

Densitas didefinisikan sebagai masa dari satuan volume suatu fluida

(minyak) pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Sedangkan 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).

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.

11

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.

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.

5. Kompressibilitas Minyak ( Co )

Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak

akibat adanya perubahan tekanan.

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.

12

c. Mekanisme Pendorong Reservoir

Minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoir ke lubang

sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongnya. Hampir

sebagian besar reservoir minyak memiliki energi pendorong yang berbeda-beda

untuk memproduksikan suatu reservoir. Dengan turunnya tekanan pada reservoir

minyak dapat mempengaruhi besarnya tenaga pendorong pada reservoir tersebut

yang berperan pada pergerakan minyak mula-mula pada media berpori.

1. Kompaksi Batuan

Tenaga ini berasal dari beban overburden batuan di atas dan selalu berubah

akibat diproduksikannya fluida (minyak) dari reservoir tersebut.

2. Graviti Drive

Gejala alam yang mempengaruhi fluida formasi yang menyebabkan

terjadinya pemisahan akibat perbedaan berat jenis dari fluida reservoir.

3. Water Drive

Jika air berada dibawah zona minyak pada suatu reservoir, maka dengan

tekanan yang dimiliki oleh air ini akan membantu minyak bergerak keatas. Jika

minyak dieksploitasi, tekanan direservoir akan dijaga (mainteained) oleh gaya

hidrostatik air yang masuk menggantikan minyak yang telah terproduksi. Energi

ini dihasilkan oleh air (aquifer) yang berada pada kondisi bertekanan. Pada

umumnya reservoir minyak dan gas berasosiasi dengan aquifer. Dengan

merembesnya air ke reservoir sehingga menjadi suatu tenaga pendorong yang

biasa disebut dengan water drive.

13

4. Solution Gas Drive

Solution gas drive atau depletion gas drive adalah mekanisme pendorong

yang berasal dari ekspansi larutan gas yang berada dalam minyak dan pendesakan

terjadi akibat berkurangnya tekanan. Setelah terjadi penurunan tekanan pada dasar

sumur, maka gas yang terlarut dalam minyak akan bebas keluar sebagai

gelembung-gelembung yang tersebar merata dan merupakan fasa yang terdispersi

yang tidak kontinu sehingga mencapai saturasi minimum. Setelah seluruh gas

tergabung dan mencapai saturasi kritik, maka gas akan mulai bergerak mencapai

saturasi minimum. Setelah seluruh gas tergabung dan mencapai saturasi kritik,

maka gas akan mulai bergerak.

5. Gas Cap Drive

Energi alamiah ini berasal dari dua sumber yaitu ekspansi gas cap dan

ekspansi gas yang terlarut kemudian melepaskan diri. Adanya gas cap dalam

reservoir antara lain disebabkan oleh adanya pemisahan secara gravitasi dari

minyak dan fasa gas bebas dibawah tekanan titik gelembung. Karena tekanan

reservoir berada dibawah tekanan gelembung maka komponen hidrokarbon ringan

akan terbebaskan dari fasa cairnya dan membentuk fasa gas. Penurunan tekanan

secara kontinu akan membebaskan gas lebih banyak lagi dan akan membentuk gas

cap pada bagian atas dari minyak. Hal tersebut akan menyebabkan terdorongnya

minyak karena pengembangan dari gas cap akibat penurunan tekanan secara

kontinu.

14

6. Combination Drive

Mekanisme pendorong dari tipe ini adalah kombinasi dari beberapa tipe

pendorong yang telah dijelaskan sebelumnya. Combination drive yang paling

umum adalah kombinasi antara gas cap drive dan water drive.

d. Jenis-Jenis Reservoir

Jika terjadi suatu retakan atau perekahan pada batuan induk (source rock)

maka minyak dan gas akan mengalami migrasi keluar yang biasa disebut dengan

migrasi primer. Setelah itu minyak dan gas bumi akan bermigrasi terus sampai

terjebak didalam suatu wadah yang tidak bisa dilalui oleh minyak dan gas, yang

biasa disebut dengan reservoir. Reservoir adalah suatu tempat berkumpulnya

minyak dan gas bumi. Dalam hal ini akan dibahas jenis reservoir jenuh dan

reservoir tidak jenuh.

a) Reservoir Jenuh

Reservoir jenuh (saturated) biasanya mengandung hidrokarbon

dalam bentuk minyak yang dijenuhi oleh gas terlarut dan dalam bentuk gas

bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Bila minyak dan gas

diproduksikan, kemungkinan akan ada air yang ikut terproduksi, tekanan

reservoir akan turun. Dengan turunnya tekanan reservoir, maka volume

gas yang membentuk gas cap akan mengembang dan merupakan

pendorong keluarnya fluida dari dalam reservoir. Selain pengembangan

volume gas cap dan pembebasan gas terlarut, mungkin juga terjadi

perembesan air kedalam reservoir.

b) Reservoir Tidak Jenuh

15

Reservoir tidak jenuh (under saturated) pada keadaan mula-mula

tidak terdapat gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Apabila

reservoir diproduksikan, maka gas akan mengalamai pengembangan yang

menyebabkan bertambahnya volume minyak. Pada saat tekanan reservoir

mencapai tekanan bubble point maka gas akan keluar dari minyak.

AKUMULASI MINYAK DAN GAS BUMI

Seperti telah kita ketahui bersama bahwa minyak dan gas bumi

berakumulasi pada suatu perangkap yang merupkan bagian tertinggi dari lapisan

reservoir. Akan tetapi apakah yang menyebabkan minyak dan gas bumi berhenti

disana? Ada 2 teori yang menjelaskan pertanyaan itu adalah sebagai berikut :

1. TEORI AKUMULASI GUSSOW

Dalam keadaan hidrostatik, akumulasi dapat diterangkan oleh teori

Gussow (1951). Gumpalan atas tetes-tetes minyak dan gas akan bergerak

sepanjang bagian atas lapisan penyalur keatas, terutama disebabkan pelampungan

(buoyancy). Begitu sampai di sustu perangkap (dalam hal ini perangkap struktur),

minyak dan gas akan menambah kolom gas dan mendesak minyak kebawah yang

juga bertambah tinggi kolomnya dan gilirannya mendesak air ke bawah. Hal ini

akan terus terjadi sampai batas minyak – air mencapai ‘Spill point’. Penambahan

minyak – dan gas terus menerus akan menyebabkan perlimpahan (Spilling)

minyak keatas ke struktur selanjutnya (fasa dua). Pada fasa berikutnya,

berhubungan penambahan gas, maka seluruh minyak didesak gas kebawah

sehingga melimpah sampai habis dan perangkap diisi sepenuhnya oleh gas.

16

Stadium I : Gas, minyak dan air diatas titik limpah, minyak dan gas kedua-duanya

terus menerus terjebak sedangkan air disingkirkan. Stadium ini berhenti jika

antara muka minyak-air mencapai titik limpah.

Stadium 2 : Stadium penyebaran selektif dan pengasiran gas. Gas terus dijebak,

selagi minyak melimpah keatas kemiringan. Stadium ini berakhir jika antara muka

minyak-gas mencapai titk limpah dan berhimpitan dengan antar muka minyak.

Stadium 3 : Stadium Akhir. Perangkap diisi oleh gas. Gas melimpah ketas selagi

lebih banyak gas yang masuk perangkap. Minyak melewati perangkap dan

meneruskan perjalannya ke atas kemiringan.

2. TEORI AKUMULASI KING HUBBERT (1953)

King Hubbert (1953) meninjau prinsip akumulasi minyak bumi dari segi

kedudukan energi potensial, dan erat hubungannya dengan perangkap

hidrodinamik. Dalam hal ini minyak bumi, baik dalam bentuk tetes – tetes

maupun fasa yang menerus yang berada dalam lingkungan air, akan akan selalu

mencari batuan reservoir yang terisolir dan secara local mempunyai potensial

terendah. Medan potensial dalam suatu reservoir yang terisi air merupakan

resultan dari dua gaya, yaitu (1) gaya pelampungan (buoyancy), dan (2) gaya yang

disebabkan gradient hidrodinamik.

Dalam pengertian ini, minyak dan gas bumi akan berakumulasi jika bidang

ekipotensial yang tegak lurus terhadap garis gaya resultan gaya tadi menutup

seluruhnya dari bawah suatu daerah potensial rendah lokasi yang terisolir,

misalnya suatu antiklin, suatu pelengkungan ataupun struktur lainnya dimana

lapisan reservoir dan lapisan penyekat diatas konkav kearah bawah.Dengan

17

konsepsi diatas, maka suatu akumulasi dapat terjadi serta hilang atau terusir,

dengan terdapatnya suatu gradient hidrodinamik yang pada setiap saat geologi

arah serta besarnya ( vektornya dapat berubah ). Dalam keadaan itu maka paling

tidak posisi batas air – minyak atau air – gas itu miring. Akumulasi minyak dan

gas bumi merupakan suatu keseimbangan yang dinamis.

WAKTU PENJEBAKAN

Penentuan waktu dalam sejarah geologi mengenai kapan minyak bumi

dapat terjebak, bukan saja penting dari segi ilmiah akan tetapi juga dari segi

ekonomi. Suatu perangkap dapat terisi atau kosong tergantung dari waktu

pembentukannya ataupun kapan minyak itu terbentuk berada dalam keadaan dapat

dijebak oleh perangkap. Pengertian yang baik mengenai hal ini akan sangat

membantu evaluasi suatu prospek ( Landes 1959 ). Ada beberapa bukti yang

menerangkan bahwa minyak bumi terjebak pada permulaan sejarah pembentukan

perangkap misalkan dalam hal lensa-lensa pasir tetapi dapat pula difahami bahwa

minyak bumi dapat bermigrasi ke perangkap yang terbentuk kemudian. Perangkap

dapat terbentuk lama setelah minyak tidak dapat bermigrasi lagi, sehingga

perangkap tersebut akan kosong. Rittenhouse ( 1967) dalam dott dan Reynolds

( 1969 ) memberikan kriteria untuk mengetahui waktu akumulasi. Berbagai

metodenya memberikan informasi hal – hal sebagai berikut :

a. Waktu tercepat dimulainya akumulasi.

b. Waktu tercepat dapat terselesaikannya akumulasi.

c. Waktu paling lambat dapat terselesaikannya akumulasi.

18

Hal – hal tersebut dapat dipertimbangkan dari beberapa faktor sebagai berikut :

1) Waktu Pembentukan Perangkap.

Waktu pembentukan perangkap adalah waktu tercepat minyak dapat

berakumulasi. Tetapi tentu minyak dapat bermigrasi setiap waktu setelah

pembentukan perangkap tadi. Dalam hal kondisi patahan – tumbuh, akumulasi

dapat terjadi bersamaan dengan pembentukan batuan reservoir. Juga hal yang

sama berlaku untuk lensa – lensa batuan reservoir. Cara menentukan ada tidaknya

perangkap pada waktu migrasi dan pembentukan minyak bumi yaitu dengan

membuat perangkap struktur yang digantungkan pada suatu lapisan sumur

tersebut sebagai datum. Dengan cara yang sama suatu peta struktur berkontur

dapat dibuat dan ada tidaknya tutupan pada zaman tersebut dapat ditentukan.

2) Perangkap Yang Terisi dan Kosong.

Terdapat kemungkinan perangkap yang terisi dibentuk terlebih dahulu dan

perangkap yang kosong terbentuk kemudian, setelah migrasi sekunder berhenti.

3) Expansi Gas.

Hal ini dikemukakan oleh leverson (1956) yang mendasarkannya pada

hokum Boyle dan Charles. Gas mengembang jika tekanan turun. Kedalaman

(waktu) pada saat volum reservoir sama dengan volum minyak dan gas sekarang

pada tekanan dari temperature lebih rendah, adalah kedalaman tercetak (waktu)

pada saat akumulasi telah selesai.

4) Minyak dibawah Penjenuhan.

Anggapan dasar dari kriteria ini adalah bahwa minyak telah jenuh dengan

gas pada waktu akumulasi telah selesai. Jika terdapat reservoir dengan minyak

19

yang tidak jenuh minyak ( tidak ada tutup/ topi gas ) maka hal ini dapat

diterangkan sebagai berikut. Pada pembebanan dan penguburan setelah akumulas,

maka minyak dalam reservoir akan tidak jenuh, karena peningkatan tekanan akan

melarutkan gas bebas kedalam minyak. Pada pengangkatan dan erosi lapisan yang

menutupi reservoir akan terjadi ha sebaliknya dan gas akan keluar membentuk

topi gas.Namun metode penentuan ini memiliki banyak kelemahan dan anggapan

– anggapannya belum tentu benar.sehingga hasilnya meragukan ( hoshkin, 1960 ).

5) Topi Gas yang Berkelalaian

Hal ini diberikan oleh Levorsen ( 1950 ) untuk keadaan special. Topi gas

yang tinggi dalam blok yang turun dalam perangkap patahan menunjukkan

akumulasi gas sebelum pematahan.

6) Difusi Gas Dalam Reservoir Yang Sebagian Terpisah dan Tak Jenuh.

( Zafferano, Capps dan Fry, 1963 ).

Difusi gas akan terjadi diantara reservoir yang demikian dari yang jenuh

menuju yang kurang jenuh dan waktu yang diperlukan untuk hubungan sekarang

dapat dihitung.

7) Metoda Energi (oleh para Ilmuwan Uni Soviet ).

Adalah pengukuran kehilangan nilai energi dari minyak dalam reservoir

sepanjang waktu.

8) Mineral Diagenesa

Mineral Diagenesa akan menurunkan porositas karena sementasi dan

kompaksi. Jika Minyak bumi yang terdapat menghalang – halangi proses tersebut,

20

maka jelas akumulasi terjadi sebelum diagenesa dalam reservoir basah air yang

ada didekatnya. Sering hal ini ditunjukkan oleh tekanan tinggi dalam reservoir.

9) Sementasi Organik

Yang dimaksud sementasi Organik disini terutama adalah semen aspal. Waktu

akumulasi adalah sebelum pengorosian bidang ketidakselarasan.

21