Download - BAB II kom

Transcript
Page 1: 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

Page 2: BAB II kom

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

Page 3: BAB II kom

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

Page 4: BAB II kom

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

Page 5: BAB II kom

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

Page 6: BAB II kom

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

Page 7: BAB II kom

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

Page 8: BAB II kom

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

Page 9: BAB II kom

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

Page 10: BAB II kom

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

Page 11: BAB II kom

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

Page 12: BAB II kom

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

Page 13: BAB II kom

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

Page 14: BAB II kom

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

Page 15: BAB II kom

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

Page 16: BAB II kom

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

Page 17: BAB II kom

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

Page 18: BAB II kom

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

Page 19: BAB II kom

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

Page 20: BAB II kom

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

Page 21: BAB II kom

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

Page 22: BAB II kom

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

Page 23: BAB II kom

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

Page 24: BAB II kom

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

Page 25: BAB II kom

= -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

Page 26: BAB II kom

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

Page 27: BAB II kom

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

Page 28: BAB II kom

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

Page 29: BAB II kom

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

Page 30: BAB II kom

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

Page 31: BAB II kom

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

Page 32: BAB II kom

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

Page 33: BAB II kom

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

Page 34: BAB II kom

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

Page 35: BAB II kom

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

Page 36: BAB II kom

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

Page 37: BAB II kom

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

Page 38: BAB II kom

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

Page 39: BAB II kom

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

Page 40: BAB II kom

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

Page 41: BAB II kom

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

Page 42: BAB II kom

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

Page 43: BAB II kom

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

Page 44: BAB II kom

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

Page 45: BAB II kom

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

Page 46: BAB II kom

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

Page 47: BAB II kom

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

Page 48: BAB II kom

= 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

Page 49: BAB II kom

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

Page 50: BAB II kom

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

Page 51: BAB II kom

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

Page 52: BAB II kom

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

Page 53: BAB II kom

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

Page 54: BAB II kom

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

Page 55: BAB II kom

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

Page 56: BAB II kom

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

Page 57: BAB II kom

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

Page 58: BAB II kom

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

Page 59: BAB II kom

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

Page 60: BAB II kom

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

Page 61: BAB II kom

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

Page 62: BAB II kom

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

Page 63: BAB II kom

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

Page 64: BAB II kom

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

Page 65: BAB II kom

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

Page 66: BAB II kom

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

Page 67: BAB II kom

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

Page 68: BAB II kom

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

Page 69: BAB II kom

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

Page 70: BAB II kom

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

Page 71: BAB II kom

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

Page 72: BAB II kom

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

Page 73: BAB II kom

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

Page 74: BAB II kom

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

Page 75: BAB II kom

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

Page 76: BAB II kom

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

Page 77: BAB II kom

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

Page 78: BAB II kom

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

Page 79: BAB II kom

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

Page 80: BAB II kom

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

Page 81: BAB II kom

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

Page 82: BAB II kom

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

Page 83: BAB II kom

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

Page 84: BAB II kom

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

Page 85: BAB II kom

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

Page 86: BAB II kom

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

Page 87: BAB II kom

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

Page 88: BAB II kom

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