PAGE
BAB II
KARAKTERISTIK RESERVOIR
Reservoir adalah formasi batuan porous dan permeable dibawah
permukaan tanah yang dapat menyimpan minyak dan atau gas bumi. Cara
terdapatnya minyak bumi dibawah permukaan haruslah memenuhi 5
(lima) syarat utama unsur pembentuk (petroleum system), yaitu :
1. Batuan induk, sebagai batuan yang menghasilkan minyak atau
gas bumi apabila dalam kondisi fisika kimia telah matang dan
potensinya ditentukan berdasarkan TOC.
2. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh
minyak dan gas bumi. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan
batuan yang porous (berongga-rongga ataupun berpori-pori) dan
permeable (mudah meluluskan fluida).
3. Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan yang
non-permeable, terdapat diatas suatu reservoir dan merupakan
penghalang minyak dan gas bumi agar tidak keluar dari reservoir,
berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.4. Perangkap reservoir
(reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk reservoir yang
mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan beserta
penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan dan menyebabkan
minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir.5. Adanya
zona sesar, sebagai media migrasi minyak.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, batuan karbonat dan shale atau kadang-kadang
batuan vulkanik. Masing-masing 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(Pettijohn, F. J, New
York, 1958.) Dari gambar di atas dapat dilihat komposisi atau
komponen penyusun dari suatu batuan.
2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir
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 komposisi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk
rumus-rumus dimana menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya
yang terdapat dalam mineral tersebut.2.1.1.1. Batupasir
Batupasir termasuk golongan batuan klastik detritus dan
sebetulnya yang dimaksud batupasir disini adalah batuan detritus
pada umumnya yang berkisar dari lanau sampai konglomerat. Namun
secara praktis hanyalah batupasir yang dibahas. Batupasir merupakan
reservoir yang paling penting dan paling banyak dijumpai, 60 % dari
pada semua batuan reservoir adalah batupasir.Komposisi mineral dan
tekstur menjadi dasar utama dalam mengklarifikasikan batupasir.
Menurut Pettijohn, mineral utama penyusun batupasir adalah quartz
(SiO2), feldspar (KNaCa(AlSi3O8)) dan rock fragment (unstabil
grain). Berdasarkan tekstur batuan, batupasir dapat dibagi menjadi
tiga kelompok utama, yaitu : Orthoquartzites, Graywacke, dan
Arkose. Pembagian tersebut didasarkan pada jumlah kandungan mineral
kwarsanya.a. Orthoquartzites
Orthoquartzite merupakan jenis batuan yang terbentuk dari proses
sedimentasi dengan tidak mengalami perubahan bentuk dan didapatkan
terutama dari mineral kuarsa (quartz). Mineral pengikatnya (semen)
terutama adalah silika dan orthoquartzite. Batuan ini juga
merupakan jenis batuan sedimen yang relatif lebih bersih yaitu
bebas dari clay dan shale dengan komposisi kimia jenis ini tersusun
dari unsur silika yang tinggi jika dibandingkan dengan unsur-unsur
penyusun lainnya, ditunjukkan pada Tabel 2.1.Tabel 2.1.
Komposisi Kimia Batupasir Orthoquartzites(Pettijohn, F. J, New
York, 1958.)MIN.ABCDEFGHI
SiO295,3299,4598,8797,8099,3993,1361,7099,5893,16
TiO2. . . .. . . .. . . .. . . .0,03. . . .. . . .. . .
.0,03
Al2O32,85. . . .0,410,900,303,860,310,311,28
Fe2O30,050,300,080,850,120,110,241,200,43
FeO. . . .0,11. . . .. . . .0,54. . . .. . . .
MgO0,04T0,040,15None0,25. . . .0,100,07
CaOT0,13. . . .0,100,290,1921,000,143,12
Na2O0,30. . . .0,800,40. . . .. . . .0,170,100,39
K2O0,15. . . .0,03
H2O +1,44a). . . .0,17. . . .0,171,43a). . . .0,03a)0,65
H2O -
CO2. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .16,10. . .
.2,01
Total10099,8899,91100,2100,399,5199,5299,6b)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 ignition
b). Includes SO3, 0,13 %.
b. Graywacke
Graywacke merupakan jenis batupasir yang tersusun dari
unsur-unsur mineral yang berbutir besar dan kasar, yaitu mineral
kwarsa, clay, mika flake {KAl2(OH)2AlSi3O10}, magnesite (MgCO3),
fragmen phillite, fragmen batuan beku, feldspar serta
fragmen-fragmen batuan lainnya. Pemilahan (sortasi) butir pada
graywacke tidak bagus karena adanya matriks-matriks batuan. Hal ini
juga menyebabkan berkurangnya porositas batuannya. Material
pengikatnya adalah clay dan karbonat. Komposisi jenis kimia
batupasir ini juga tersusun dari unsur silika yang cukup tinggi,
meskipun kadarnya lebih rendah dari orthoquartzite.
Tabel 2.2.
Komposisi Mineral Graywacke(Pettijohn, F. J, New York,
1958.)
M I N E R A LABCDEF
Q u a r t z45,646,024,69,0tr34,7
C h e r t1,17,0. . . .. . . .. . . .. . . .
Feldspar16,720,032,144,029,929,7
Hornblende. . . .. . . .. . . .3,010,5. . . .
Rock Fragments6,7. . . .a23,09,013,4. . . .
Carbonate4,62,0. . . .. . . .. . . .5,3
Chloride-Sericite25,022,520,0b25,046,2d23,3
T o t a l99,797,599,790,0100,096,0
A. Average of Six (3 Archean, 1 Huronian, 1 Devonian, and 1 Late
Paleozoic).
B. Krynines 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
Graywacke banyak berasosiasi dengan turbidit ataupun diendapkan
oleh arus turbid. Di Indonesia graywacke masih belum ditemukan
sebagai batuan reservoir, akan tetapi di Amerika Serikat di
cekungan Ventura dan cekungan Los Angeles greywacke atau batu pasir
turbit diketahui sebagai lapisan reservoir yang cukup penting.
Secara lengkap mineral-mineral penyusun graywacke terlihat pada
Tabel 2.2. Komposisi graywacke tersusun dari unsur silica dengan
kadar lebih rendah dibandingkan dengan rata-rata batupasir, dan
kebanyakan silica yang ada bercampur dengan silikat (silicate).
Secara terperinci komposisi kimia graywacke dapat dilihat pada
Tabel 2.3.Tabel 2.3.Komposisi Kimia Graywacke(Pettijohn, F. J, New
York, 1958.)MINERALABCDEF
SiO268,2063,6762,4061,5269,6960,51
TiO20,31. . . .0,500,620,400,87
Al2O316,6319,4315,2013,4213,4315,36
Fe2O30,043,070,571,720,740,76
FeO3,243,514,614,453,107,63
MnO0,30. . . .. . . .. . . .0,010,16
MgO1,300,843,523,392,003,39
CaO2,453,184,593,561,952,14
Na2O2,432,732,683,734,212,50
P2O30,23. . . .. . . .. . . .0,100,27
SO30,13. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .
CO20,50. . . .1,303,040,231,01
H2O +1,752,361,562,332,083,38
H2O 0,550,070,060,260,15
S. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .0,42
T o t a l99,84100,0699,57100,01100,01100,24
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
c. Arkose
Arkose merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari
mineral quartz sebagai mineral yang dominan. Biasanya cukup bersih
tetapi kebundaran dari butirannya tidak terlalu baik karena
bersudut-sudut dan juga pemilahannya tidak terlalu baik. Arkose
biasanya didapatkan sebagai hasil pelapukan batuan granit.
Komposisi mineral batuan arkose dapat ditunjukan pada Tabel 2.4.
Arkose mengandung lebih sedikit silica jika dibandingkan dengan
orthoquarzite, tetapi kaya dengan alumina, lime, potash dan soda.
Komposisi kimia arkose ditunjukkan pada Tabel 2.5. Tabel
2.4.Komposisi Mineral Arkose(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)
M I N E R A LABCD a)E a)F a)G
Q u a r t z57516057352848
Microcline24303435 b)59 b)6443
Plaglioclase611. . . .
M i c a s31. . . .. . . .. . . .. . . .2
C l a y97. . . .. . . .. . . .. . . .8
Carbonatec)c)c)2. . . .c)
Other1. . . .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.
Tabel 2.5.Komposisi Kimia Arkose
(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)M I N E R A LABCDEF
Si O269,9482,1475,5773,3280,8976,37
Ti O2. . . .. . . .0,42. . . .0,400,41
Al2 O313,159,7511,3811,317,5710,63
Fe2 O32,481,230,823,542,902,12
Fe O. . . .1,630,721,301,22
Mn O0,70. . . .0,05T. . . .0,25
Mg OT0,190,720,240,040,23
Ca O3,090,151,691,530,041,30
Na2 O3,300,502,452,340,631,84
K2 O5,435,273,356,164,754,99
H2 O +1,010,64 a1,060,30 a1,110,83
H2 O 0,05
P2 O3. . . .0,120,30. . . .. . . .0,21
C O2. . . .0,190,510,92. . . .0,54
T o t a l99,1100,18100100,299,63100,9
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.
2.1.1.2. Batuan KarbonatBatuan karbonat secara umum terjadi
karena adanya proses kimia yang bekerja padanya, baik secara
langsung maupun dengan perantaraan organisme. Batuan karbonat yang
dimaksud dalam bahasan ini adalah limestone (batu gamping),
dolomite, dan yang bersifat diantara keduanya. a.
LimestoneKomposisi kimia limestone dapat menggambarkan adanya sifat
dari komposisi mineralnya yang cukup padat, karena pada limestone
sebagian besar terbentuk dari kalsit, bahkan jumlahnya bisa
mencapai lebih dari 95%. Unsur lainnya yang dianggap penting adalah
MgO. Bila jumlah kandungan MgO melebihi dari 1% atau 2% maka unsur
tersebut menunjukkan adanya mineral dolomite. Komposisi kimia
limestone dapat dilihat pada tabel 2.6. dibawah ini.Tabel
2.6.Komposisi Kimia Limestone
(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)M I N E R A LABCDEF
Si O25,190,707,412,551,150,09
Ti O20,06. . . .0,140,02. . . .. . . .
Al2 O30,810,681,550,230,450,11
Fe2 O30,540,080,700,02. . . .
Fe O. . . .1,200,280,26
Mn O0,05. . . .0,150,04. . . .. . . .
Mg O7,900,592,707,070,560,35
Ca O42,6154,5445,4445,6553,8055,37
Na2 O0,050,160,150,010,07. . . .
K2 O0,33None0,250,030,04
H2 O +0,56. . . .0,380,050,690,32
H2 O 0,21. . . .0,300,180,23
P2 O30,04. . . .0,160,04. . . .. . . .
C O241,5842,9039,2743,6042,6943,11
S0,090,250,250,30. . . .. . . .
Li2 OT. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .
Organic. . . .T0,290,40. . . .0,17
T o t a l100,0999,96100,16100,0499,9100,1
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)
b. DolomiteDolomite merupakan jenis batuan yang mengalami
perubahan unsur karbonate lebih dari 50% (Pettijohn, 1958) dengan
adanya proses dolomitisasi yang bekerja. Batuan dengan unsur kalsit
yang lebih besar dari dolomite disebut dolomitic limestone,
sebaliknya bila unsur dolomite lebih besar disebut limycalcitic.
Tabel 2.7. menunjukan komposisi kimia batuan dolomite pada dasarnya
hampir sama dengan komposisi kimia batuan limestone, kecuali unsur
MgO-nya merupakan unsur penyusun yang penting dan jumlahnya cukup
besar dengan silika yang rendah. Tabel 2.7.Komposisi Kimia
Dolomite
(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)M I N E R A LABCDEF
Si O2. . . .2,557,963,2424,920,73
Ti O2. . . .0,020,12. . . .0,18. . . .
Al2 O3. . . .0,231,970,171,820,20
Fe2 O3. . . .0,020,140,170,66. . . .
Fe O. . . .0,180,560,060,401,03
Mn O. . . .0,040,07. . . .0,11. . . .
Mg O21,907,0719,4620,8414,7020,48
Ca O30,4045,6526,7229,5622,3230,97
Na2 O. . . .0,010,42. . . .0,03. . . .
K2 O. . . .0,030,12. . . .0,04. . . .
H2 O +. . . .0,050,330,300,42. . . .
H2 O . . . .0,180,300,36. . . .
P2 O3. . . .0,040,91. . . .0,010,05
C O247,743,6041,1343,5433,8247,51
S. . . .0,300,19. . . .0,16. . . .
Sr O. . . .0,01none. . . .none. . . .
Organic. . . .0,04. . . .. . . .0,08. . . .
T o t a l100100,06100,4099,90100,04100,9
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. Batuan LempungKomposisi dasar batu lempung adalah
mineral clay. Batu lempung (shale) biasanya tidak dianggap sebagai
batuan reservoir karena porositas dan permeabilitasnya kecil tetapi
di beberapa tempat batu lempung dapat menghasilkan minyak atau gas.
Shale merupakan batuan yang berlaminasi dan tubuh lapisannya tipis,
berbutir halus, kandungan mineralnya adalah lempung dan silt.
Pada umumnya unsur penyusun batuan shale terdiri dari kurang
lebih 58 % silicon dioxide (SiO2), 15 % alumunium oxide (Al2O3), 6
% iron oxide (FeO) dan Fe2O3, 2 % magnesium oxide (MgO), 3 %
calcium oxide (CaO), 3 % potassium oxide (K2O), 1 % sodium oxide
(Na2O), dan 5 % air (H2O). Sisanya adalah metal oxide dan anion,
seperti terlihat pada Tabel 2.8.Tabel 2.8.Komposisi Kimia Shale
(Pettijohn, F. J, New York, 1958.)M I N E R A LABCDEF
Si O258,1055,4360,1560,6456,3069,96
Ti O20,540,460,760,730,770,59
Al2 O315,4013,8416,4517,3217,2410,52
Fe2 O34,024,004,042,253,833,47
Fe O2,451,742,903,665,09
Mn O. . . .TT. . . .0,100,06
Mg O2,442,672,322,602,541,41
Ca O3,115,961,411,541,002,17
Na2 O1,301,801,011,191,231,51
K2 O3,242,673,603,693,792,30
H2 O +5,003,453,823,513,311,96
H2 O 2,110,890,620,383,78
P2 O30,170,200,15. . . .0,140,18
C O22,634,621,461,470,841,40
S O30,640,780,58. . . .0,280,03
Organic0,80 a0,69 a0,88 a. . . .1,18 a0,66
Misc.. . . .0,06 b0,04 b0,38 c1,98 c0,32
T o t a l99,95100,84100,4699,60100,00100,62
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).
a. Carbon; b. Ba O; c. Fe S2 .
2.1.2. Sifat-sifat Fisik Batuan ReservoirSifat fisik batuan
reservoir merupakan sifat penting batuan reservoir dan berhubungan
dengan fluida reservoir yang mengisinya dalam kondisi statis maupun
kondisi dinamis (jika ada aliran). Sifat fisik batuan reservoir
yang dibicarakan dalam bab ini meliputi : porositas, permeabilitas,
saturasi, wettabilitas, tekanan kapiler dan kompressibilitas
batuan.2.1.2.1. Porositas
Porositas (() didefinisikan sebagai perbandingan antara volume
ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume).
Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas
penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat
dinyatakan sebagai :
...................................................................................
(2-1)
Keterangan :
Vb = volume batuan total (bulk volume). Vs = volume padatan
batuan total (volume grain). Vp = volume ruang pori-pori
batuan.
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua,
yaitu:
1. Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori
total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen,
atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai
berikut :
(2-2)
2. Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume
pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total
(bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.
................................. (2-3)
Gambar 2.2. menunjukkan perbandingan antara porositas efektif,
non efektif dan porositas total dari suatu batuan. Untuk
selanjutnya, porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena
dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.
Gambar 2.2. Skema Perbandingan Porositas Efektif, Non-Efektif
dan
Porositas Absolut Batuan(Amyx, J.W. Bass,
D.M.,Jr.,Whitting,R.L.;NewYork;1960)Berdasarkan waktu dan cara
terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua,
yaitu :
1. Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu
yang bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung.
2. Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk
setelah proses pengendapan.
Tipe batuan sedimen atau reservoir yang mempunyai porositas
primer adalah batuan konglomerat, batupasir, dan batu gamping.
Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan,
yaitu :
1. Porositas larutan, adalah ruang pori-pori yang terbentuk
karena adanya proses pelarutan batuan.
2. Rekahan, celah, kekar, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk
karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi
beban, seperti : lipatan, sesar, atau patahan. Porositas tipe ini
sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara kuantitatip karena
bentuknya tidak teratur.
3. Dolomitisasi, dalam proses ini batu gamping (CaCO3) di
transformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau berdasarkan
reaksi kimia berikut :
2CaCO3 + MgCl3 ( CaMg(CO3)2 + CaCl2Besar-kecilnya porositas
dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran butir (semakin
baik distribusinya, semakin baik porositasnya), susunan butir
(Gambar 2.3.) menunjukkan bahwa susunan butir berbentuk kubus
mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral,
kompaksi, sementasi dan lingkungan pengendapannya.
Gambar 2.3. Pengaruh Susunan Butir terhadap Porositas
Batuan(Amyx, J.W. Bass,
D.M.,Jr.,Whitting,R.L.;NewYork;1960)2.1.2.2. Permeabilitas
Permeabilitas batuan merupakan nilai yang menunjukkan kemampuan
suatu batuan porous untuk mengalirkan fluida tanpa merusak komponen
batuan itu sendiri. Permeabilitas merupakan tingkat hubungan ruang
antar pori dalam batuan. Henry Darcy (1856) mengungkapkan bahwa
kecepatan alir fluida melewati suatu media yang porous berbanding
lurus dengan penurunan tekanan per unit panjang dan berbanding
terbalik terhadap viskositas fluida yang mengalir. Persamaan
permeabilitas tersebut dapat dilihat dalam Persamaan (2-4).
.............................................................................................(2-4)Keterangan
:
V = Kecepatan aliran, cm/sec.( = Viskositas fluida yang
mengalir, cp.k = Permeabilitas, darcy. dP/dL = Penurunan tekanan
per unit panjang, atm/cm.Tanda negatif dalam Persamaan (2-4)
menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah
alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut.
Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan
(2-4) adalah:
1. Alirannya mantap (steady state).2. Fluida yang mengalir satu
fasa.3. Viskositas fluida yang mengalir konstan.
4. Kondisi aliran isothermal.5. Formasinya homogen dan arah
alirannya horizontal.6. Fluidanya incompressible.Dalam batuan
reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :
Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang
mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya
hanya minyak atau gas saja. Saturasi fluidanya adalah 100%.
Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana fluida
yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air
dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.
Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas
efektif dengan permeabilitas absolut.
Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang
dilakukan oleh Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy
menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air. Batupasir
silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas (,
dengan luas penampang A, dan panjanggnya L. Kemudian dengan
memberikan tekanan masuk P1 pada salah satu ujungnya maka terjadi
aliran dengan laju sebesar Q, sedangkan P2 adalah tekanan keluar.
Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q.(.L/A.(P1-P2) adalah
konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak
tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang
digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak
terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut
batuan. Ditunjukkan pada Gambar 2.4.
Gambar 2.4.
Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas(Amyx, J.W. Bass,
D.M.,Jr.,Whitting,R.L.;NewYork;1960)
..................................................................................(2-5)
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :
...................................(2-6)
Berdasarkan persamaan (2-6), maka dapat didefinisikan 1 Darcy
adalah dimana fluida dengan kekentalan (viskositas) sebesar 1
centipoise mengalir dengan laju sebesar 1 cm3/detik melalui sebuah
penampang sebesar 1 cm2 dengan gradien tekanan sebesar 1 atm per
cm. Dari persamaan (2-5) dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi
aliran yaitu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida
yang compressible dan incompressible.
Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu
fasa, kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk itu
dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan
permeabilitas relatif. Harga permeabilitas efektif dinyatakan
sebagai Ko, Kg, Kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas, dan
air. Sedangkan permeabilitas relatif dinyatakan sebagai berikut
:
, ,
(keterangan : o = minyak, g = gas dan w = air)
Sedangkan besarnya harga permeabilitas efektif untuk minyak dan
air dinyatakan dengan persamaan :
................................................................................(2-7)
...............................................................................(2-8)
dimana :
(o = viskositas minyak.(w= viskositas air. Harga-harga ko dan kw
pada Persamaan 2-7 dan Persamaan 2-8 jika diplot terhadap So dan Sw
akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.5.,
yang menunjukkan bahwa ko pada Sw = 0 dan pada So = 1 akan sama
dengan k absolut, demikian juga untuk harga k absolutnya (titik A
dan B)
Gambar 2.5. Kurva Permeabilitas Relative untuk Sistem Minyak dan
Air(Ahmed, T, Houston, Texas, 2000)Ada tiga hal yang perlu
diperhatikan pada kurva permeabilitas relative untuk sistem minyak
dan air, yaitu :
1. Turunnya ko dengan cepat sebagai akibat naiknya Sw,
menunjukkan bahwa adanya sedikit air akan mempersulit aliran minyak
dalam batuan tersebut, demikian pula sebaliknya.
2. ko turun menjadi nol, dimana sementara masih terdapat
saturasi minyak dalam batuan (titik C), dengan kata lain di bawah
saturasi minimum tertentu minyak dalam batuan tidak akan bergerak
lagi. Saturasi minimum ini disebut dengan Residual Oil Saturation
(Sor), demikian juga untuk air yaitu Swr (titik D).
3. Harga ko dan kw selalu lebih kecil dari harga k, kecuali pada
titik A dan B, sehingga :
....................................................................................(2-9)
2.1.2.3. Saturasi
Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara
volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu
dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori. Dalam
batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam
fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke
seluruh bagian reservoir. Secara matematis, besarnya saturasi untuk
masing-masing fluida dituliskan dalam persamaan berikut :
Saturasi minyak (So) adalah :
(2-10)
Saturasi air (Sw) adalah :
.. (2-11)
Saturasi gas (Sg) adalah :
. (2-12)
Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku
hubungan :
Sg + So + Sw = 1
.................................................................................
(2-13)Sedangkan jika pori-pori batuan hanya terisi minyak dan air,
maka :So + Sw = 1 ... (2-14)
Faktor-faktor penting yang harus diperhatikan dalam mempelajari
saturasi fluida antara lain adalah :
Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain
dalam reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam
bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang
lebih rendah relatif akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang
relatip rendah, demikian juga untuk bagian atas dari struktur
reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini disebabkan oleh adanya
perbedaan densitas dari masing-masing fluida.
Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi
minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan
digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang
memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.
Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah
pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume batuan adalah V,
ruang pori-porinya adalah (.V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh
hidrokarbon adalah :
So ( V + Sg ( V = (1 Sw ) ( V
............................................... (2-15)
2.1.2.4. Derajat Kebasahan (Wetabilitas)Wettabilitas
didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh
fasa fluida, jika diberikan dua fluida yang tak saling campur
(immisible). Pada bidang antar muka cairan dengan benda padat
terjadi gaya tarik-menarik antara cairan dengan benda padat (gaya
adhesi), yang merupakan faktor dari tegangan permukaan antara
fluida dan batuan.Dalam sistem reservoir digambarkan sebagai air
dan minyak (atau gas) yang ada diantara matrik batuan.
Gambar 2.6. Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas
Air-Minyak-Padatan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L ,
1960)Gambar 2.6. memperlihatkan sistem air minyak yang kontak
dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar (o. Sudut kontak
diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih
berat, yang berharga 0o - 180o, yaitu antara air dengan padatan,
sehingga tegangan adhesi (AT) dapat dinyatakan dengan persamaan
:
AT = (so - (sw = (wo. cos (wo, ..... (2-16)
Keterangan :
(so= tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm.(sw=
tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cm.(wo= tegangan permukaan
air-minyak, dyne/cm.(wo= sudut kontak air-minyak.
Suatu cairan dapat dikatakan membasahi zat padat jika tegangan
adhesinya positip (( < 75o), yang berarti batuan bersifat water
wet. Apabila sudut kontak antara cairan dengan benda padat antara
75( - 105(, maka batuan tersebut bersifat intermediet. Apabila air
tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatip (( >
105o), berarti batuan bersifat oil wet. Gambar 2.7. dan Gambar 2.8.
menunjukkan besarnya sudut kontak dari air yang berada bersama-sama
dengan hidrokarbon pada media yang berbeda, yaitu pada permukaan
silika dan kalsit.
Gambar 2.7. Sudut Kontak Antara Permukaan Air dengan Hidrokarbon
pada Permukaan Silika(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L ,
1960)
Gambar 2.8. Sudut Kontak Antara Permukaan Air dengan Hidrokarbon
pada Permukaan Kalsit(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L ,
1960)Pada umumnya reservoir bersifat water wet, sehingga air
cenderung untuk melekat pada permukaan batuan sedangkan minyak akan
terletak diantara fasa air. Jadi minyak tidak mempunyai gaya
tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir.
Pada waktu reservoir mulai diproduksikan, dimana harga saturasi
minyak cukup tinggi dan air hanya merupakan cincin-cincin yang
melekat pada batuan formasi, butiran-butiran air tidak dapat
bergerak atau bersifat immobile, dan saturasi air yang demikian
disebut residual water saturation. Pada saat yang demikian minyak
merupakan fasa yang kontinyu dan bersifat mobile.
Setelah produksi mulai berjalan, minyak akan terus berkurang
digantikan oleh air. Saturasi minyak akan semakin berkurang dan
saturasi air akan terus bertambah, sampai pada saat tertentu
saturasi air akan menjadi fasa kontinyu, dan minyak merupakan
cincin-cincin. Pada saat ini, air bersifat mobile dan akan bergerak
bersama-sama minyak. Gambaran tentang water wet dan oil wet
ditunjukkan pada Gambar 2.9. yaitu pembasahan fluida dalam
pori-pori batuan. Fluida yang membasahi akan cenderung menempati
pori-pori batuan yang lebih kecil, sedangkan fluida tidak membasahi
cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih besar.
Gambar 2.9. Pembasahan Fluida dalam Pori-pori Batuan(Amyx, J.W.,
Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.1.2.5. Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan
yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak saling campur
dimana keduanya dalam keadaan statis di dalam sistem kapiler.
Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara
fluida non-wetting fasa (Pnw) dengan fluida wetting fasa (Pw).
Berdasarkan Gambar 2.10. sebuah pipa kapiler dalam suatu bejana
terlihat bahwa air naik ke atas di dalam pipa akibat gaya adhesi
antara air dan dinding pipa yang arah resultannya ke atas.
Gaya-gaya yang bekerja pada sistem tersebut adalah :
1. Besar gaya tarik keatas adalah 2( rAT, dimana r adalah
jari-jari pipa kapiler.
2. Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah
(r2hg((w-(o).
Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting
fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak
membasahi, maka:
...........................................................................................(2-17)
Perbedaan tekanan permukaan antara minyak dengan air berhubungan
dengan perbedaan densitas dan ketinggian dari kenaikan air.
Pc = (w o) g h Dimana:w
= densitas air, gr/cm3.o
= densitas minyak, gr/cm3 .= spesifik gravity, w o, dyne/cm.h =
ketinggian kenaikan air pada pipa kapiler, cm.
Gambar 2.10. Hubungan Tekanan dalam Pipa Kapiler(Amyx, J.W.,
Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Pada kesetimbangan yang
tercapai kemudian, gaya keatas akan sama dengan gaya ke bawah yang
menahannya yaitu gaya berat cairan. Secara matematis dapat
dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut :
2 r AT = r2 g h
dan,Pc = g h , AT =
maka:
.....................................................................(2-18)dimana:
Pc
= tekanan kapiler, dyne/cm2.
= tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm.cos (= sudut
kontak permukaan antara dua fluida , dyne/cm.r
= jari-jari lengkung pori-pori, cm.((
= perbedaan densitas dua fluida, gr/cm3.g = percepatan
gravitasi, cm/dt2.h
= tinggi kolom, cm.Tekanan kapiler mempunyai dua pengaruh
penting dalam reservoir yaitu mengontrol distribusi fluida di dalam
reservoir dan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak
atau mengalir melalui ruang pori-pori reservoir sampai mencapai
batuan yang impermeable. Seperti pada Gambar 2.11. dapat dilihat
bahwa tekanan kapiler berhubungan dengan ketinggian di atas
permukaan air bebas (oil-water contact), sehingga data tekanan
kapiler dapat dinyatakan dalam plot antara h vs Sw , Perubahan
ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi bentuk kurva
tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.
Gambar 2.11. Kurva Tekanan Kapiler vs Sw(Amyx, J.W., Bass, D.W.
JR, Whitting, R.L , 1960)2.1.2.6. Kompresibilitas BatuanPada
formasi batuan, pada kedalaman tertentu terdapat dua gaya yang
bekerja yaitu gaya akibat beban batuan diatasnya (overburden) dan
gaya yang timbul akibat adanya fluida yang terkandung dalam
pori-pori batuan tersebut.
Pada keadaan statik kedua gaya berada dalam keadaan setimbang.
Bila tekanan reservoar berkurang akibat pengosongan fluida, maka
kesetimbangan gaya ini terganggu.
Menurut Geerstma (1957), terdapat 3 (tiga) konsep
kompressibilitas batuan, antara lain :
Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume
material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.
Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk
batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Kompesibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume
pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang uniform
apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya.
Perubahan bentuk volume bulk batuan dinyatakan sebagai
kompresibilitas Cr atau :
...................................................................................
(2-19)
Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat
dinyatakan sebagai kompressibilitas Cp atau :
..................................................................................
(2-20)
Keterangan:
Vr= Volume padatan batuan.
Vp= Volume pori-pori batuan.P= Tekanan hidrostatik fluida di
dalam batuan.P*= Tekanan luar (overburden).
Terjadinya kompresibilitas batuan total maupun efektif karena
dua faktor yang terpisah. Kompresibilitas total terbentuk dari
pengembangan butir-butir batuan sebagai akibat menurunnya tekanan
fluida yang mengelilinginya. Sedangkan kompresibilitas efektif
terjadi karena kompaksi batuan dimana fluida reservoir menjadi
kurang efektif menahan beban di atasnya (overburden). Kedua faktor
ini cenderung akan memperkecil porositas. Dimana kompresibilitas
turun dengan naiknya porositas.
2.2. Karakteristik Fluida Reservoir
Fluida reservoir yang terdapat dalam ruang pori-pori batuan
reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah
merupakan campuran yang sangat kompleks dalam susunan atau
komposisi kimianya. Sifat-sifat dari fluida hidrokarbon perlu
dipelajari untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon,
menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar
sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain-lain.
Fluida reservoir minyak dapat berupa hidrokarbon dan air (air
formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair
ataupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang
dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak.
2.2.1. Komposisi Kimia HidrokarbonBentuk dari senyawa
hidrokarbon merupakan senyawa alamiah, dapat berupa gas, cair atau
padatan tergantung dari komposisinya yang khusus serta tekanan dan
temperatur yang mempengaruhinya. Endapan hidrokarbon yang berbentuk
cair dikenal sebagai minyak bumi, sedangkan yang berbentuk gas
dikenal sebagai gas bumi.
Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan
hidrogen. Keluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog,
anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan
sifat-sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota
deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui. Sedangkan pembagian
tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom
karbon pada struktur kimianya. Senyawa karbon dan hidrogen
mempunyai banyak variasi, yang berdasarkan jenis rantai ikatannya
dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan asiklik (parafin) dan
golongan siklik. 1. Golongan Asiklik (Parafin)
Golongan asiklik atau alifat disebut juga alkan atau parafin ini
mempunyai rantai ikatan antar atom yang terbuka. Golongan ini
terdiri dari hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tak jenuh.a).
Hidrokarbon JenuhSeri homolog dari hidrokarbon ini mempunyai rumus
umum CnH2n+2 dan mempunyai ciri dimana atom-atom karbon diatur
menurut rantai terbuka dan masing-masing atom dihubungkan oleh
ikatan tunggal, dimana tiap-tiap valensi dari satu atom C
berhubungan dengan atom C disebelahnya. Seri homolog hidrokarbon
ini biasanya dikenal dengan nama alkana (Inggris : alkene) dimana
penamaan anggota seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom
karbon dalam sebutan Yunani dan diakhiri dengan akhiran ana
(Inggris : ane). Tabel 2.9. menunjukkan contoh nama-nama anggota
alkana sesuai dengan jumlah atom karbonnya.Tabel 2.9.Sifat-sifat
Fisik n-Alkana(Siregar, S, Dr.Ir, ITB, Bandung,1986)nNameBoiling
Point
oFMelting Point
oFSpecific Gravity
60o/60 oF
1Methane-258,7-296,6--
2Ethane-127,5-297,9--
3Propane-43,7-305,80,508
4Butane31,1-217,00,584
5Pentane96,9-201,50,631
6Hexane155,7-139,60,664
7Heptane209,2-131,10,688
8Octane258,2-70,20,707
9Nonane303,4-64,30,722
10Decane345,5-21,40,734
11Undecane384,6-150,740
12Dodecane421,3140,749
15Pentadecane519,1500,769
20Eicosane648,999--
30Triacontane835,5151--
Pada tekanan dan temperatur normal (60 oF, 14,7 psia) empat
alkana yang pertama (C1 sampai C4) berbentuk gas. Sebagai hasil
meningkatnya titik didih (boiling point) karena penambahan jumlah
atom karbon maka mulai pentana (C5H12) sampai hepta dekana (C17H36)
merupakan cairan. Sedangkan alkana yang mengandung 18 atom karbon
atau lebih merupakan padatan (solid). Alkana dengan rantai
bercabang memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang berlainan
dengan n-alkana, dimana untuk rantai bercabang memperlihatkan
sifat-sifat fisik yang kurang beraturan.
Perubahan dalam struktur menyebabkan perubahan didalam gaya
antar molekul (inter molekuler force) yang menghasilkan perbedaan
pada titik lebur dan titik didih diantara isomer-isomer alkana. b).
Hidrokarbon Tak Jenuh
Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua ataupun
rangkap tiga (triple), yang digunakan untuk mengikat dua atom C
yang berdekatan. Oleh karena itu, valensi yang semula tersedia
untuk mengikat atom hidrokarbon telah digunakan untuk mengikat atom
C yang berdekatan, dengan cara ikatan rangkap dua yang mengikat dua
atom C, maka hidrokarbon seperti ini disebut hidrokarbon tak jenuh
atau disebut juga sebagai keluarga alkena (Inggris : alkene).
Secara garis besar, sifat-sifat fisik alkena sama seperti
sifat-sifat fisik alkana, sebagai bahan perbandingan sifat-sifat
fisik alkena, dapat dilihat pada Tabel 2.10. Tabel 2.10
Sifat-sifat Fisik Alkena(Siregar, S, Dr.Ir, ITB,
Bandung,1986)NameFormulaBoiling Point,
oFMelting Point,
oFSpecific
Gravity,
60o/60 oF
EthyleneCH2 =CH2-154,6-272.5
PropyleneCH2=CHCH3-53,9-301,4
1-buteneCH2=CH CH2CH320,7-301,60,601
1-penteneCH2=CH(CH2)2CH386-265,40,646
1-hexeneCH2=CH(CH2)3CH3146-2160,675
1-hepteneCH2=CH(CH2)4CH3199-1820,698
1-octeneCH2=CH(CH2)5CH3252-1550,716
1-noneneCH2=CH(CH2)6CH32950,731
1-deceneCH2=CH(CH2)7CH33400,743
Sebagaimana pada alkana, maka untuk alkena terjadi juga
peningkatan titik didih dengan bertambahnya kandungan atom karbon,
dimana peningkatannya mendekati 20-30 oC untuk setiap penambahan
atom karbon. Secara kimiawi, karena alkena merupakan ikatan
rangkap, maka alkena lebih reaktif bila dibandingkan dengan
alkana.
Senyawa hidrokarbon tak jenuh yang dijelaskan di atas adalah
yang hanya mempunyai satu ikatan rangkap dua yang lebih dikenal
dengan deretan olefin. Ada juga hidrokarbon tak jenuh yang
mempunyai dua ikatan rangkap dua yang disebut deretan diolefin.
Rumus umum seri diolefin adalah CnH2n-2, sedangkan penamaannya
menggunakan akhiran adiena, sebagai contoh adalah sebagai berikut
:
CH2 = C = CH - CH3 CH2 = CH - CH = CH2
1,2 - Butadiena 1,3 - Butadiena
Derajat ketidakjenuhan dari seri diolefin lebih tinggi daripada
seri olefin. Secara kimiawi senyawa diolefin reaktif seperti olefin
dan secara fisik mempunyai sifat yang hampir sama dengan
alkana.
Senyawa hidrokarbon tak jenuh juga ada yang mempunyai ikatan
rangkap tiga, yang sering disebut sebagai seri asetilen. Rumus
umumnya adalah CnH2n-2, dimana terdapat ikatan rangkap tiga yang
mengikat dua atom karbon yang berdekatan. Pemberian nama sama
dengan deret alkena dengan memberikan akhiran una. Sifat deret
asetilen hampir sama dengan alkena, sedangkan sifat kimianya hampir
sama dengan alkena dimana keduanya lebih reaktif dari alkana.2.
Golongan SiklikGolongan ini mempunyai rantai tertutup (susunan
cincin). Golongan ini terdiri dari naftalena dan aromatik. Golongan
siklik dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan naftena dan
golongan aromatik.
a). Golongan Naftalena
Senyawa golongan ini merupakan senyawa hidrokarbon, dimana
susunan atom karbonnya berbentuk cincin. Golongan ini termasuk
hidrokarbon jenuh tetapi rantai karbonnya merupakan rantai
tertutup. Yang umum dari golongan ini adalah sikloalkana atau
dikenal juga sebagai naftalena, sikloparafin atau hidrokarbon
alisiklik. Disebut sikloparafin karena sifat-sifatnya mirip dengan
parafin sebagaimana terlihat pada (Tabel 2.11). Apabila dalam
keadaan tidak mengikat gugus lain, maka rumus golongan naftalena
atau sikloparafin ini adalah CnH2n. Rumus ini sama dengan rumus
untuk seri alkena, tetapi sifat fisik keduanya jauh berbeda karena
strukturnya yang sangat berbeda.Tabel 2.11.
Sifat-sifat Fisik Hidrokarbon Naftalena Aromat yang
Polisiklis(Siregar, S, Dr.Ir, ITB, Bandung,1986)NameBoiling
Point,
oFMelting Point,
oFSpesific Grafity
60o/60 oF
Cyclopropane-27-127
Cyclobutane55-112
Cyclopentane121-1370,750
Cyclohexane177440,783
Cycloheptane244100,810
Cyclooctane300570,830
Metylcyclopentane161-2240,754
Cis-1, 2-dimethylcyclopentane210-800,772
Trans-1, 2-dimethylcyclopentane198-1840,750
Methylcyclohexane214-1960,774
Cyclopentene115-1350,774
1, 3-cyclopentadiene108-1210,798
Cyclohexene181-1550,810
1,3-cyclohexadiene177-1440,840
1,4-cyclohexadiene189-560,847
Contoh dari senyawa hidrokarbon golongan naftalena adalah :
Gambar 2.12.
Contoh Seri Homolog Naftalena(Siregar, S, Dr.Ir, ITB,
Bandung,1986)b). Golongan AromatikPada deret ini hanya terdiri dari
benzena dan senyawa-senyawa hidrokarbon lainnya yang mengandung
benzena. Rumus umum dari golongan ini adalah CnH2n-6, dimana cincin
benzena merupakan bentuk segi enam dengan tiga ikatan tunggal dan
tiga ikatan rangkap dua secara berselang-seling, sebagai berikut
:
Gambar 2.13.
Contoh Seri Homolog Naftalena(Siregar, S, Dr.Ir, ITB,
Bandung,1986)Adanya tiga ikatan rangkap pada cincin benzena
seolah-olah memberi petunjuk bahwa golongan ini sangat reaktif.
Tetapi pada kenyataannya tidaklah demikian, golongan ini tidak
sestabil golongan parafin. Jadi deretan benzena tidak menunjukkan
sifat reaktif yang tinggi seperti olefin. Secara sederhana dapat
dikatakan bahwa sifat benzena ini pertengahan antara golongan
parafin dan olefin. Ikatan-ikatan dari deret hidrokarbon aromatik
terdapat dalam minyak mentah yang merupakan sumber utamanya.
Pada suatu suhu dan tekanan standar, hidrokarbon aromatik ini
dapat berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzena merupakan
zat cair yang tidak berwarna dan mendidih pada temperatur 176 oF.
Nama hidrokarbon aromatik diberikan karena anggota deret ini banyak
yang memberikan bau harum.2.2.2. Komposisi Kimia Air Formasi
Air formasi mempumyai komposisi kimia yang berbada-beda antara
reservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu analisa
kimia air formasi perlu sekali dilakukan untuk menentukan jenis dan
sifat-sifatnya. Dibandingkan dengan air laut, maka air formasi ini
rata-rata memiliki kadar garam yang lebih tinggi, sehingga studi
mengenai ion-ion air formasi dan sifat-sifat fisiknya ini menjadi
penting artinya karena kedua hal tersebut sangat berhubungan dengan
terjadinya plugging (penyumbatan) pada formasi dan korosi pada
peralatan dibawah dan diatas permukaan.
Air formasi tersebut terdiri dari bahan-bahan mineral, misalnya
kombinasi metal-metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida
besi dan alumunium serta bahan-bahan organis seperti asam nafta dan
asam gemuk. Sedangkan komposisi ion-ion penyusun air formasi
seperti terlihat pada Tabel 2.12 terdiri dari kation-kation Ca, Mg,
Fe, Bad an anion-anion chloride, CO3, HCO3 dan SO4.
Air formasi mempunyai kation-kation dan anion-anion dengan
jumlah tertentu yang biasanya dinyatakan dalam satuan part per
million (ppm) sepertiyang ditunjukkan pada Tabel 2.12.
Kation-kation air formasi antara lain adalah : Calcium (Ca2+),
Magnesium (Mg2+), Natrium (Na+), Ferrum (Fe+) dan Barrium (Ba++).
Sedangkan yang termasuk anion-anion air formasi adalah Chloride
(Cl-), Carbonate (CO3) dan Bicarbonate (HCO3) serta Sulfat
(SO4).
Tabel 2.12.Komposisi Kimia Air Formasi(Siregar, S, Dr.Ir, ITB,
Bandung,1986)Compoition IonConnate Water
From well # 23
Stover Faria,
McKean Country, Pa.
(Parts per million, ppm)Sea Water
Parts per million
Ca++13,260420
Mg++1,9401,300
Na+31,95010,710
K+650-
SO4-7302,700
Cl77,34019,410
Br-320-
I-10-
Total126,20034,540
2.2.3. Sifat sifat Fisik Minyak2.2.3.1. Densitas MinyakDensitas
didefinisikan sebagai perbandingan berat massa suatu substansi
dengan volume dari unit tersebut, sehingga densitas minyak ((o)
merupakan perbandingan antara berat minyak (lb) terhadap volume
minyak (cuft). Perbandingan tersebut hanya berlaku untuk pengukuran
densitas di permukaan (laboratorium), dimana kondisinya sudah
berbeda dengan kondisi reservoir sehingga akurasi pengukuran yang
dihasilkan tidak tepat. Metode lain dalam pengukuran densitas
adalah dengan memperkirakan densitas berdasarkan pada komposisi
minyaknya. Persamaan yang digunakan adalah :
.. (2-21)Keterangan :
(oSC
= densitas minyak (14,7 psia; 60 oF).(oSCi
= densitas komponen minyak ke-i (14,7 psia; 60 oF).Xi
= fraksi mol komponen minyak ke-i.Mi
= berat mol komponen minyak ke-i.Densitas minyak biasanya
dinyatakan dalam specific gravity minyak ((o), yang didefinisikan
sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air, yang
secara matematis, dituliskan :
....................................................................(2-22)
Hubungan antara SG minyak dengan API dinyatakan dengan :
.............................................................................(2-23)
Harga API untuk beberapa jenis minyak adalah :
Minyak ringan: > 30 oAPI. Minyak sedang: 20 30 oAPI. Minyak
berat: 10 20 oAPI.2.2.3.2. Viskositas Minyak
Viskositas minyak ((o) didefinisikan sebagai ukuran ketahanan
minyak terhadap aliran, atau dengan kata lain viskositas minyak
adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk
mengalir, dengan satuan centi poise (cp) atau gr/100 detik/1 cm.
Viskositas merupakan perbandingan shear stress dan shear rate.
Viskositas minyak sangat dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan
jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Hubungan antara
viskositas minyak dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 2.14.
Gambar 2.14. Hubungan Viskositas Minyak terhadap Tekanan(Ahmed,
T, Houston, Texas, 2000)Hubungan antara viskositas minyak ((o)
terhadap tekanan ditunjukkan pada Gambar 2.14. Dari gambar dapat
dijelaskan bahwa : Di atas tekanan buble point (Pb) kekentalan
minyak akan turun terhadap penurunan tekanan dari P1 ke Pb . Di
bawah tekanan buble point kekentalan minyak akan naik terhadap
penurunan tekanan, karena gas yang terlarut membebaskan diri dari
minyak.
Pada Gambar 2.15. diberikan viskositas pada 1 tekanan atm dan
temperatur resevoir sebagai fungsi gravity dari stock tank-barel,
viskositas minyak akan turun dengan naiknya temperatur dan
viskositas minyak akan berkurang dengan bertambahnya gas dalam
larutan, sehingga dapat dibuat korelasinya
Gambar 2.15. Viscositas Minyak Reservoir pada Tekanan 1 Atmosfir
dan Temperatur Reservoir(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L ,
1960)Secara matematis, besarnya viskositas dapat dinyatakan dengan
persamaan :
..... (2-24)Keterangan :
(= viskositas, gr/(cm.sec). F= shear stress. A= luas bidang
paralel terhadap aliran, cm2.
= gradient kecepatan, cm/(sec.cm).2.2.3.3. Kelarutan Gas Dalam
MinyakKelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai
banyaknya volume gas yang terlarut dari suatu minyak mentah pada
kondisi tekanan dan temperatur reservoir, yang di permukaan
volumenya sebesar satu stock tank barrel, ditunjukkan pada Gambar
2.16. Faktor yang mempengaruhi Rs adalah : Tekanan, pada suhu
tetap, kelarutan gas dalam sejumlah zat cair tertentu berbanding
lurus dengan tekanan .
Komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas dalam minyak semakin
besar dengan menurunnya specific gravity minyak.
Temperatur, Rs akan berkurang dengan naiknya temperatur.
Gambar 2.16.Rs sebagai Fungsi Tekanan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR,
Whitting, R.L , 1960)Apabila tekanan diturunkan, ternyata gas yang
terlarut pada tekanan tertentu akan mulai melepaskan diri dari
larutannya. Tekanan dimana gas mulai keluar dari larutannya disebut
dengan tekanan gelembung (bubble point pressure).Kurva kelarutan
konstan sebelum mencapai Pb, gas terus keluar dari larutannya dan
mengakibatkan saturasi gas bertambah, sehingga kemampuan
mengalirnya minyak berkurang atau dengan kata lain permeabilitas
efektif minyak menurun.2.2.3.4. Faktor Volume Formasi MinyakFaktor
volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai volume minyak
dalam barrel pada kondisi standar yang ditempati oleh satu stock
tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata
lain sebagai perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang
terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi
standard (14,7 psi, 60 (F). Satuan yang digunakan adalah
bbl/stb.
Perhitungan Bo secara empiris (Standing) dinyatakan dengan
persamaan :
Bo = 0.972 + (0.000147 . F 1.175) (2-25)
... (2-26)Keterangan :
Rs
= kelarutan gas dalam minyak, scf/stb.(o
= specific gravity minyak, lb/cuft.(g
= specific gravity gas, lb/cuft.T
= temperatur, oF.
Perubahan Bo terhadap tekanan untuk minyak mentah jenuh
ditunjukkan oleh Gambar 2.17. Tekanan reservoir awal adalah Pi dan
harga awal faktor volume formasi adalah Boi. Dengan turunnya
tekanan reservoir dibawah tekanan buble point, maka gas akan keluar
dan Bo akan turun
Gambar 2.17. Ciri Alur Faktor Volume Formasi terhadap Tekanan
untuk Minyak(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L ,
1960)Terdapat dua hal penting dari Gambar 2.17. diatas, yaitu :1.
Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik
dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume
sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan
minyak.
2. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan
berkurangnya tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang
dibebaskan.Proses pembebasan gas ada dua, yaitu :
a. Differential Liberation.
Merupakan proses pembebasan gas secara kontinyu. Dalam proses
ini, penurunan tekanan disertai dengan mengalirnya sebagian fluida
meninggalkan sistem. Minyak hanya berada dalam kesetimbangan dengan
gas yang dibebaskan pada tekanan tertentu dan tidak dengan gas yang
meninggalkan sistem. Jadi selama proses ini berlangsung, maka
komposisi total sistem akan berubah.b. Flash LiberationMerupakan
proses pembabasan gas dimana tekanan dikurangi dalam jumlah
tertentu dan setelah kesetimbangan dicapai gas baru dibebaskan.
Harga Bo dari kedua proses tersebut berbeda sesuai dengan
keadaan reservoir selama proses produksi berlangsung. Pada Gambar
2.18. terlihat bahwa harga Bo pada proses flash liberation lebih
kecil daripada proses differential liberation.
Gambar 2.18. Perbedaan Antara Flash Liberation dengan
Differential Liberation(Siregar, S, Dr.Ir, ITB,
Bandung,1986)2.2.3.5. Kompresibilitas MinyakKompresibilitas minyak
didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya
perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai
berikut:
.. (2-27)Persamaan ini dapat dikembangkan dalam bentuk yang
lebih sederhana, yaitu :
(2-28)Keterangan:
V1 = Volume pada tekanan P1
V2 = Volume pada tekanan P2
Persamaan 2-28 dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah
dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu :
.... (2-29)Keterangan :
Bob
= faktor volume formasi pada tekanan bubble point.Boi
= faktor volume formasi pada tekanan reservoir.Pi
= tekanan reservoir.Pb
= tekanan bubble point.2.2.4. Sifat sifat Fisik Air Formasi
2.2.4.1. Densitas Air FormasiDensitas air formasi dinyatakan
dalam massa per volume , specific volume dinyatakan dalam volume
per satuan massa dan specific gravity, yaitu hubungan antara
densitas pengamatan dengan densitas pada kondisi awal atau pada
tekanan 14.7 psia dan temperatur 60 (F.Beberapa besaran dan unit
yang umum digunakan untuk menyatakan densitas air formasi pada
kondisi standar adalah sebagai berikut : 0.999010 gr/cc, 8.334
lb/gal, 62.34 lb/cuft, 350 lb/bbl (US) dan 0.01604 cuft/lb. Dari
besaran-besaran satuan tersebut dapat dibuat suatu hubungan sebagai
berikut :
(w = = = = .(2-30)Keterangan :
= specific gravity air formasi.(w = density, lb/cuft.vw =
specific volume, cuft/lb. Untuk melakukan pengamatan terhadap air
formasi dapat dihubungkan dengan densitas air murni pada kondisi
sebagai berikut :
=
(2-31)Keterangan :
Vmb= Specific volume air pada kondisi dasar, lb/cuft.wb= Density
dari air pada kondisi dasar, lb/cuft. Bw= Faktor volume formasi
air, bbl/stb.Dengan demikian jika densitas air formasi pada kondisi
dasar (standard) dan faktor volume formasi ada harganya (dari
pengukuran langsung), maka densitas air formasi dapat ditentukan.
Faktor yang sangat mempengaruhi densitas air formasi adalah kadar
garam dan temperatur reservoir.
2.2.4.2. Viskositas Air Formasi
Viskositas air formasi ((w) akan naik terhadap turunnya
temperatur dan terhadap kenaikkan tekanan seperti terlihat pada
Gambar 2.19. yang merupakan hubungan antara kekentalan air formasi
terhadap tekanan dan temperatur, dengan adanya kenaikan daripada
viskositas air maka akan semakin rendah suhu dari air formasi
tersebut begitu juga sebaliknya. Kegunaan mengetahui perilaku
kekentalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untuk
mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir.
Gambar 2.19. Viscositas Air Formasi sebagai Fungsi
Temperatur(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.2.4.3.
Kelarutan Gas dalam Air Formasi
Kelarutan gas dalam air formasi didefinisikan sebagai volume gas
yang terlarut dalam air formasi dengan volume air formasi itu
sendiri. Sifat kelarutan air formasi (dalam gas) akan berpengaruh
pada penanganan, pemprosesan, dan pengangkutan gas alam. Kelarutan
gas dalam air formasi tergantung pada tekanan, temperatur, dan
komposisi air formasi dan gas itu sendiriDari hasil penelitian,
seperti terlihat pada Gambar 2.20. disimpulkan beberapa pernyataan
yang bersifat umum tentang kelarutan gas dalam air dan air asin
adalah sebagai berikut :1. Kelarutan gas dalam air formasi lebih
kecil jika dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak pada
kondisi tekanan dan temperatur yang sama.
2. Pada temperatur yang tetap, kelarutan gas dalam air formasi
akan naik dengan naiknya tekanan.
3. Kelarutan gas alam dalam air formasi akan berkurang dengan
naiknya berat jenis gas.4. Kelarutan gas alam dalam air asin akan
berkurang dengan bertambahnya kadar garam.
Gambar 2.20. Kelarutan Gas dalam Air Formasi sebagai Fungsi
Temperatur dan Tekanan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L ,
1960)2.2.4.4. Faktor Volume Formasi Air FormasiFaktor volume air
formasi (Bw) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi
reservoar ke kondisi permukaan. Faktor volume air formasi ini
dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan,
pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan
turunnya suhu. Gambar 2.21. menunjukkan hubungan faktor volume
formasi air dengan tekanan. Faktor volume formasi air formasi bisa
ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :
.......(2-32)Keterangan :
Bw= faktor volume air formasi.Vwt= penurunan volume sebagai
akibat penurunan temperatur, F .Vwp= penurunan volume selama
penurunan tekanan, psi .
Gambar 2.21. Faktor Volume Air Formasisebagai fungsi dari
Tekanan dan Temperatur(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L ,
1960)Hubungan faktor volume air formasi dengan tekanan dan
temperatur ditunjukkan dengan Tabel 2.13 dan Tabel 2.14.Tabel
2.13.
Faktor Volume Air Formasi Dengan Kandungan Gas(Amyx, J.W., Bass,
D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Tekanan Saturasi, psiaFaktor Volume
Air Formasi, bbl/bbl (pada temperatur, oF)
100150200250
1000
2000
3000
4000
50001,0045
1,0031
1,0017
1,0003
0,99891,0183
1,0168
1,0154
1,0140
1,01261,0361
1,0345
1,0330
1,0316
1,03011,0584
1,0568
1,0552
1,0537
1,0522
Tabel 2.14.
Faktor Volume Air Formasi Tanpa Kandungan Gas(Amyx, J.W., Bass,
D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)Tekanan Saturasi, psiaFaktor Volume
Air Formasi, bbl/bbl (pada temperatur, oF)
100150200250
1000
2000
3000
4000
5000
60001,0025
0,9995
0,9966
0,9938
0,9910
0,98841,0153
1,0125
1,0095
1,0067
1,0039
1,00311,0335
1,0304
1,0271
1,0240
1,0210
1,01781,0560
1,0523
1,0487
1,0452
1,0418
1,0402
2.2.4.5. Kompresibilitas Air FormasiKompresibilitas air formasi
didefinisikan sebagai perubahan volume yang disebabkan oleh adanya
perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Besarnya kompresibilitas
air murni (Cpw) tergantung pada tekanan, temperatur dan kadar gas
terlarut dalam air murni, sebagaimana terlihat pada Gambar
2.22.
Gambar 2.22. Harga Kompresibilitas Air Murni
Berdasarkan Temperatur dan Tekanan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR,
Whitting, R.L , 1960)Secara matematik, besarnya kompresibilitas air
murni dapat ditulis sebagai berikut :
......(2-33)Keterangan:
Cwp = kompresibilitas air murni, psi 1.V = volume air murni,
bbl.(V; (P = perubahan volume (bbl) dan tekanan (psi) air
murni.Sedangkan pada air formasi yang mengandung gas, hasil
perhitungan harga kompresibilitas air formasi, harus dikoreksi
dengan adanya pengaruh gas yang terlarut dalam air murni. Koreksi
terhadap harga kompresibilitas air dapat dilakukan dengan
menggunakan Gambar 2.23.
Gambar 2.23. Koreksi Harga Kompresibilitas Air Formasi
terhadap Kandungan Gas Terlarut
(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.3. Kondisi
ReservoirKondisi reservoir secara tidak langsung telah sedikit
disinggung pada saat penjelasan mengenai sifat-sifat fisik batuan
dan fluida reservoir. Yang dimaksud dengan kondisi reservoir
meliputi tekanan reservoir dan temperatur reservoir, yang ternyata
sangat berpengaruh terhadap sifat fisik batuan maupun fluida
reservoir. Kondisi reservoir berhubungan dengan kedalamaan
reservoir. Sehingga untuk reservoir yang berbeda, kondisinya juga
akan berbeda tergantung kedalamannya, pada umumnya bersifat linier
walaupun sering terjadi penyimpangan.2.3.1. Tekanan Reservoir
Derajat kebasahan yang terjadi di dalam pori-pori batuan serta
fluida yang dikandungnya disebut tekanan formasi atau tekanan
reservoir. Dapat diartikan juga sebagai tekanan yang terjadi dalam
pori-pori batuan reservoir dan fluida yang terkandung didalamnya.
Dengan adanya tekanan reservoir yang disebabkan oleh gradien
kedalaman tersebut, maka akan menyebabkan terjadinya aliran fluida
di dalam formasi ke dalam lubang sumur yang mempunyai tekanan
relatif rendah. Besarnya tekanan reservoir ini akan berkurang
dengan adanya kegiatan produksi.Tekanan reservoir pada prinsipnya
berasal dari:
1. Pendesakan oleh ekspansi gas (tudung gas) pada gas cap drive
reservoir, tenaga ini disebut dengan body force. Adanya pengaruh
gravitasi karena adanya perbedaan densitas antara minyak dan gas,
maka gas dapat terpisah dengan minyak sedangkan gas yang terpisah
dengan minyak ini akan berakumulasi pada tudung reservoir dan
karena pengembangan ini maka gas akan mendorong minyak kedalam
sumur produksi
2. Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan adanya beban
formasi diatasnya (overburden).
3.Pengembangan gas berupa gas bebas pada reservoir solution gas
drive dimana perbedaannya dengan reservoir gas cap drive dimana gas
yang terjadi tidak terperangkap tetapi merata sepanjang pori - pori
reservoir.
4. Timbulnya tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya
dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat kebasahan batuan.
Ada dua hal yang berlawanan yang perlu diperhatikan, yaitu pada
suatu interval tertentu tekanan akan naik hingga stabil, tetapi
dengan bertambahnya waktu maka tekanan akan turun kembali. Hal ini
disebabkan karena adanya gangguan atau karena pengaruh interferensi
sumur disekitarnya yang sedang berproduksi, sehingga tekanan
tersebut tidak stabil. Dengan alasan tersebut maka tekanan dasar
sumur biasanya diukur dalam interval waktu tertentu, kemudian
tekanan yang didapat dari hasil pengukuran diplot dan
diekstrapolasikan untuk mendapatkan tekanan static dari sumur
tersebut.
Setelah akumulasi hidrokarbon didapat, maka salah satu tes yang
harus dilakukan adalah tes untuk menentukan tekanan reservoir,
yaitu tekanan awal formasi, tekanan statik sumur, tekanan alir
dasar sumur, dan gradien tekanan formasi. Data tekanan tersebut
akan berguna didalam menentukan produktivitas formasi produktif
serta metode produksi yang akan digunakan, sehingga dapat diperoleh
recovery hidrokarbon yang optimum tanpa mengakibatkan kerusakan
fonnasi.
Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat
pertama kali ditemukan. Tekanan dasar sumur pada sumur yang sedang
berproduksi disebut tekanan aliran (flowing) sumur. Kemudian jika
sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu akan didapat
tekanan statik sumur.2.3.1.1. Tekanan HidrostatisTekanan
Hidrostatis adalah suatu gejala alam yang terjadi pada setiap benda
dipermukaan bumi yang merupakan besarnya gaya yang bekerja tiap
satu satuan luas. Tekanan Hidrostatis juga merupakan suatu tekanan
yang timbul akibat adanya fluida yang mengisi pori-pori batuan,
desakan oleh ekspansi gas, dan desakan oleh gas yang membebaskan
diri dari larutan akibat penurunan tekanan selama proses produksi
berlangsung.
Secara empiris dapat dituliskan sebagai berikut :
.................................................................................................
(2-34)
.....................................................................................
(2-35)Keterangan :
= tekanan, psi.
= gaya bekerja pada daerah satuan luas yang bersangkutan,
lb.
= luas pennukaan yang menerima gaya, inch2. = densitas fluida
rata-rata, lb/gallon. D = tinggi kolam fluida, ft.Tekanan
hidrostatis adalah tekanan yang diakibatkan oleh beban fluida
diatasnya, secara empiris dapat dituliskan sebagai berikut :
P = yxh
...............................................................................................
(2-36)Keterangan :
y
= tekanan hidrostatis.h = kedalaman.2.3.1.2. Tekanan
Overburden
Tekanan overburden adalah tekanan yang dialami oleh formasi
akibat berat batuan diatasnya. Persamaan yang dapat digunakan untuk
menentukan besarnya tekanan overburden adalah :
P0 = G0 x D
.........................................................................................
(2-37)P0 = ..............................................
(2-38)Keterangan :
Po = Tekanan overburden, psi.Go = Gradien tekanan overburden,
psi/ft (umumnya sebesar 1 psi/ft).D = Kedalaman vertikal formasi,
ft.Gmb = Berat matriks batuan formasi, lb.Gfl= Berat fluida yang
terkandung dalam pori-pori batuan, lb.A
= Luas lapisan, in2 .
= Porositas, fraksi.
= Densitas matriks batuan, lb/cuft.
= Densitas fluida, lb/cuft.Besarnya gradien tekanan overburden
yang normal biasanya dianggap sebesar 1 psi/ft, yaitu diambil
dengan menganggap berat jenis batuan rata-rata 2,3 dari berat jenis
air. Sedangkan besarnya gradien tekanan air adalah 0,433 psi/ft
maka gradien tekanan overburden sebesar 2,3 x 0,433 psi/ft = 1
psi/ft.
Besarnya tekanan overburden akan naik dengan meningkatnya
kedalaman, yang biasanya dianggap secara merata. Pertambahan
tekanan tiap feet kedalaman disebut gradien tekanan. Data-data
tekanan reservoir, umumnya digunakan dalam hal-hal sebagai berikut
:
1. Menentukan karakteristik reservoir, terutama yang menyangkut
hubungan antara jumlah produksi dengan penurunan tekanan
reservoir.
2. Bila digabungkan dengan data produksi, sifat-sifat fisik
batuan dan fluida reservoir, akan bermanfaat dalam penaksiran gas
atau oil in place dan recovery untuk berbagai jenis mekanisme
pendorongan.
3. Memperkirakan hubungan antar sumur-sumur yang letaknya
berdekatan dan bagaimana sistemnya.
Suatu contoh kurva gradient tekanan terhadap kedalaman suatu
lapangan minyak dapat dilihat pada Gambar 2.24.
Gambar 2.24. Kurva Gradien Tekanan terhadap Kedalaman
(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.3.1.3.
Tekanan RekahTekanan rekah adalah tekanan hidrostatis maksimum yang
dapat ditahan oleh formasi tanpa menyebabkan terjadinya pecah
formasi tersebut. Besarnya gradien tekanan rekah dipengaruhi oleh
tekanan overburden, tekanan formasi, dan kondisi kekuatan batuan.
Mengetahui gradien tekanan rekah sangat berguna ketika meneliti
kekuatan dasar casing.
Selain hasil log gradien tekanan rekah dapat ditentukan dengan
memakai prinsip leak off test yaitu memberikan tekanan
sedikit-sedikit sedemikian rupa sampai terlihat tanda-tanda formasi
akan pecah, dengan ditunjukkan kenaikan tekanan terus-menerus dan
tiba-tiba menurun drastis.
Penentuan tekanan rekah dapat digunakan perhitungan diantaranya
:
...........................................................................
(2-39)Keterangan :
Pf= tekanan rekah, psi.Pob= tekanan overburden, psi.P = tekanan
formasi, psi.D = kedalaman, ft.Bila dianggap gradien tekana
overburden (Pob/D) adalah 1 psi/ft maka Persamaan (2-39) akan
menjadi :
..................................................................................
(2-40)2.3.1.4. Tekanan Normal
Tekanan formasi normal adalah suatu tekanan formasi dimana
tekanan hidrostatis fluida formasi dalam keadaan normal sama dengan
tekanan kolom cairan yang ada dalam dasar formasi sampai permukaan.
Bila isi dari kolom yang terisi berbeda cairannya maka besarnya
tekanan hidrostatis akan berbeda.
Gradien tekanan berhubungan dengan lingkungan pengendapan
geologi. Karena pada umumnya sedimen diendapakan pada lingkungan
air garam, maka banyak tempat di dunia ini mempunyai gradien
tekanan antara 0,433 psi/ft sampai 0,465 psi/ft. Jadi formasi yang
mempunyai gradien tekanan formasi antara 0,433 psi/ft samapi 0,465
psi/ft merupakan tekanan normal.2.3.1.5. Tekanan Subnormal
Tekanan formasi subnormal adalah formasi yang mempunyai gradien
tekanan dibawah 0,433 psi/ft. Tekanan subnormal diakibatkan adanya
rekahan-rekahan batuan, atau adanya gaya diatrophisma (penekanan
batuan dan isinya oleh gaya pada kerak bumi). Mekanisme terjadinya
tekanan subnormal dapat diuraikan sebagai berikut:
a. Thermal Expansion
Karena batuan sedimen dan fluida dalam pori dipengaruhi oleh
adanya temperatur, jika fluida mengalami pengembangan maka densitas
akan berkurang dan juga tekanan akan berkurang.
b. Formation Foreshortening (Pengkerutan Formasi)
Selama kompresi akan ada beberapa lapisan yang melengkung
perlapisan teratas melengkung keatas sementara perlapisan terbawah
melengkung kebawah sedangkan lapisan tengah mengembang sehingga
dapat menghasilkan zona tekanan subnormal. Pada kondisi ini juga
menyebabkan terjadinya overpressure pada lapisan teratas dan
terbawah.2.3.1.6. Tekanan Abnormal
Tekanan abnormal adalah tekanan formasi yang mempunyai gradien
tekanan lebih besar dari harga 0,465 psi/ft. Tekanan abnormal tidak
mempunyai komunikasi tekanan secara bebas sehingga tekanannya tidak
akan cepat terdistribusi dan kembali menuju tekanan normalnya.
Tekanan abnormal berkaitan dengan sekat (seal) terbentuk dalam
suatu periode sedimentasi, kompaksi atau tersekatnya fluida didalam
suatu lapisan yang dibatasi oleh lapisan yang permeabilitasnya
sangat rendah.
Pada proses kompaksi normal, mengecilnya volume pori akibat dari
pertambahan berat beban diatasnya dapat mengakibatkan fluida yang
ada didalam pori terdorong keluar dan mengalir ke segala arah
menuju formasi di sekitarnya. Berat batuan diatasnya akan ditahan
oleh partikel-partikel sedimen. Kompaksi normal umumnya
menghasilkan suatu gradient tekanan formasi yang normal.
Kompaksi abnormal akan terjadi jika pertambahan berat beban
diatasnya tidak menyebabkan berkurangnya ruang pori. Ruang pori
tidak mengecil karena fluida didalamnya tidak bisa terdorong
keluar. Tersumbatnya fluida didalam ruang pori disebabkan karena
formasi itu terperangkap didalam formasi lain yang menyebabkan
permeabilitas sangat kecil.
Beberapa mekanisme terbentuknya tekanan abnormal adalah sebagai
berikut :
1. Incomplete Sediment Compaction
Sedimentasi clay atau shale yang berlangsung sangat cepat
mengakibatkan terbatasnya waktu bagi fluida untuk membebaskan diri.
Di bawah kondisi normal porositas awal yang tinggi berkurang karena
fluida terbebaskan melalui permeabel sand atau penyaringan melalui
shale atau clay. Jika sedimentasi berlangsung cepat maka proses
membebaskan fluida tidak dapat terjadi, sehingga fluida terjebak
didalamnya.2. Faulting
Patahan dapat menyebabkan redistribusi sedimen, dan menempatkan
zone-zone permeabel berlawanan dengan zone-zone impermeabel,
sehingga terbentuk penghalang bagi aliran fluida. Hal ini akan
mencegah keluarnya fluida dari shale dibawah kondisi
terkompaksi.
3. Kubah garam (Salt dome)
Gerakan keatas (intrusi) kubah garam dengan densitas rendah
karena gaya apung yang menerobos perlapisan sedimen normal akan
menghasilkan anomali tekanan.
4. Massive Shale
Shale yang tebal dan impermeabel akan menghalangi jalannya
fluida keluar dari porinya, sehingga fluida akan ditahan oleh shale
yang impermeabel. Dengan adanya pertambahan tekanan akibat tekanan
overburden yang bertambah oleh karena sedimentasi yang terus
berlangsung, maka fluida akan tertekan dan tertahan di dalam pori.
Hal ini akan mengakibatkan tekanan abnormal.
5. Charged Zone
Disebabkan oleh adanya migrasi fluida dari zone bertekanan
tinggi ke tekanan rendah pada zone yang tidak terlalu dalam. Hal
ini terjadi karena adanya patahan atau casing/penyemenan yang
jelek. Tekanan tinggi ini dapat menyebabkan terjadinya kick karena
tidak ada lithologi yang dapat mengidentifikasikannya.
6. Struktur antiklinal
Struktur geologi yang berbentuk antiklin perlu diwaspadai adanya
tekanan tinggi, terutama pada struktur antiklinal pada kedalaman
yang tinggi.
2.3.2. Temperatur ReservoirDalam kenyataannya temperatur
reservoir akan bertambah terhadap kedalaman, yang mana sering
disebut sebagai gradien geothermis. Besaran geothermis ini
bervariasi dari satu tempat ke tempat yang lain, dimana harga
rata-ratanya adalah 2F/100 ft. Gradien geothermis yang tertinggi
adalah 4F/100 ft, sedangkan yang terendah adalah 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.....................................................................................(2-41)Keterangan
:
Td= temperatur reservoir pada kedalaman D ft, F.
Ta= temperatur pada permukaan F.
@= gradien temperatur, F/100 ft.
D= kedalaman, ft.Suatu contoh kurva temperatur versus kedalaman
dapat dilihat pada Gambar 2.25. Kurva tersebut merupakan hasil
survey dari suatu lapangan. Kegunaan data temperatur formasi adalah
untuk menentukan sifat-sifat fisik fluida formasi.
Gambar 2.25. Gradien Temperatur Rata-rata untuk Suatu
Lapangan(Amyx, J.W., Bass, D.W. JR, Whitting, R.L , 1960)2.4.
Heterogenitas Reservoir2.4.1.Pengertian Heterogenitas
ReservoirHeterogenitas reservoir adalah variasi sifat-sifat fisik
batuan dan fluida dari suatu lokasi ke lokasi lainnya.
Heterogenitas ini sebagai akibat adanya proses pengendapan,
patahan, lipatan, diagenesa dalam lithologi reservoir dan perubahan
atau jenis dan sifat dari fluida reservoir. Heterogenitas reservoir
dapat terjadi pada skala mikroskopis ataupun pada skala
makroskospis. Heterogenitas dengan skala mikroskopis yang terjadi
pada batuan karbonat ini disebabkan karena adanya matriks,
fracture, vugs ataupun rongga-rongga dalam batuan. Untuk
heterogenitas reservoir dalam suatu skala makroskopis dan
megaskopis yang meliputi batasan fisik batuan, fault, batas fluida,
perubahan ketebalan, perubahan litologi dan beberapa lapisan yang
mempunyai perbedaan sifat-sifat dalam lapisan
tersebut.Karakteristik reservoir lainnya yang berhubungan dengan
heterogenita.s adalah permeabilitas anisotropy. Resevoir anisotropy
adalah reservoir yang mempunyai variasi permeabilitas dalam arah
aliran.
Anisotropy ini disebabkan oleh adanya proses pengendapan
(channel fill deposites) atau oleh proses tektonik (paralel
fracture orientation). Anisotropy dapat terjadi pada reservoir
heterogen atau juga dapat terjadi pada reservoir yang homogen.
Anisotropy merupakarn hal yang berhubungan dengan reservoir yang
heterogen. Kebanyakan batuan reservoir mempunyai permeabilitas
vertikal lebih rendah dari pada permeabilitas horizontalnya
sehingga akan terjadi anisotropy dalam reservoir. Heterogenitas
reservoir biasanya merupakan sifat reservoir yang asli, dan
heterogenitas reservoir dapat juga terjadi pada formasi yang
disebabkan oleh perbuatan manusia. Heterogenitas reservoir yang
disebabkan karena ulah kerja manusia dan terjadi didekat lubang
bor, hal ini disebabkan oleh invasi lumpur bor selama proses
pemboran berlangsung, peretakan hidrolic, pengasaman atau karena
terjadi injeksi fluida. Tingkat heterogenitas reservoir penting
untuk mengetahui adanya sistem heterogenitas.2.4.2. Penyebab
Heterogenitas ReservoirBatuan reservoir merupakan batuan yang
mempunyai porositas () dan permeabilitas (k) terdistribusi secara
tidak konstan untuk semua bagian yang luas, dimana hal ini
merupakan hasil proses sedimentasi, perlipatan, patahan juga
perubahan litologi setelah pengendapan dan perubahan dalam jenis
kandungan fluidanya. Sebagian reservoir dibentuk oleh hasil
pengendapan dalam air atau basin dalam tempo yang lama dan
lingkungan pengendapan yang bermacam-macam.2.4.2.1. Lingkungan
PengendapanHeterogenitas reservoir yang disebabkan oleh lingkungan
pengendapan akan berlanjut dengan proses yang mengikuti pengendapan
itu sendiri. Proses lanjut yang mempengaruhi keseragaman sifat
batuan sedimen dapat berbentuk kompaksi juga sementasi.
Adanya lingkungan pengendapan ini akan dapat memberikan gambaran
mengenai besar butir, bentuk atau jenis packingnya dan juga
distribusi penyebarannya. Sebagai contoh untuk lingkungan
pengendapan marine, maka batuan sedimen yang lebih berat akan
terendapkan lebih dahulu pada bagian dekat pantai atau zona bathyal
dan abysal. Batuan yang lebih ringan berasosiasi dengan batuan yang
halus/lembut dalam hal ini adalah silt dan clay.
Dari antar batuan yang terendapkan tersebut terbentuk pori-pori
dan permeabilitas yang mana besarnya tergantung litologi, kompaksi
dan posisi strukturnya. Pembentukan porositas dan permeabilitas
dari reservoir karbonat berbeda reservoir batu pasir dalam proses
lanjut dari pengendapannya, dimana pada batuan karbonat terbentuk
karena adanya lingkungan pengendapan akan menambah semakin kompleks
atau bertambah tidak seragamnya lapisan batuan yang
terbentuk.2.4.2.2. Sedimentasi
Proses sedimentasi akan melibatkan tiga faktor yang saling
berkesinambungan, yaitu erosi, transportasi dan pengendapannya itu
sendiri.
Tiga proses pengendapan utama, yaitu sedimentasi mekanik,
sedimentasi organik dan sedimentasi kimiawi. Oleh sebab itu
terbentuk bermacam-macam jenis batuan karena proses-proses tersebut
seperti batuan karbonat, evaporite, silika dan sebagainnya. Sifat
utama dari batuan sedimen yang merupakan sebagian besar batuan
reservoir adalah : 1. Adanya bidang perlapisan yang menandakan
adanya proses sedimentasi
Faktor-faktor yang mempengaruhi kenampakan struktur perlapisan,
yaitu : terdapatnya beda warna mineral, terdapatnya perbedaan
ukuran butir, terdapatnya struktur sedimen, perbedaan komposisi
mineral dan perubahan jenis batuan.
2.Sifat klastik/fragmen yang mencirikan bahwa butir-butir pernah
lepas
3.Sifat bekas/jejak zat hidup, seperti koral (terutama pada
batuan karbonat).
Batuan yang mengalami pelapukan, erosi dan transportasi akan
mengalami perubahan selama diendapkan pada lingkungannya. Faktor
media, jarak dan bentuk lingkungannya akan mempengaruhi besar
butir, sortasi dan pembundaran.
Bentuk, susunan dan keseragaman butir batuan akan mempengaruhi
besar kecilnyaa porositas dan permeabilitas, oleh karena itu
terjadi heterogenitas reservoir. Sebab dengan bertambahnya
kompleknya sedimentasi yang berlangsung dan proses-proses yang ada
kemudian menambah derajat ketidakseragaman.
2.4.3. Faktor-faktor yang Mempengaruhi Heterogenitas2.4.3.1.
Sedimentasi Tektonik Regional Faktor sedimentasi tektonik regional,
hal ini menyebabkan terjadinya heterogen karena didalam suatu
reservoir dimungkinkan adanya macam-macam lingkungan pengendapan
seperti lingkungan pengendapan darat, laut, dan transisi, sehingga
dengan adanya macam-macam lingkungan reservoir heterogen., juga
diagenesa karena diagenesa merupakan proses perubahan setelah
terjadi pengendapan yang akan menyebabkan harga-harga
porositas-permeabilitas berubah. Kemudian struktur geologinya, hal
ini akan menyebabkan heterogen karena reservoir dapat terjadi
patahan, fault atau ketidakselarasan.2.4.3.2. Komposisi dan
Tekstur
Faktor komposisi dan tekstur, hal ini merupakan kontrol geologi
untuk mengetahui adanya heterogenitas reservoir secara makroskopis,
karena komposisi yang terdiri dari lithologi, mineralogi juga
butiran (butiran, matriks dan cement) akan berpengaruh pada harga
porositas dan permeabilitas yang merupakan faktor penentu adanya
heterogenitas didalam reservoir.2.4.3.3. Geometri Pori-poriFaktor
geometri pori-pori, hal ini dapat digunakan sebagai kontrol adanya
heterogenitas karena geometri pori-pori yang terdiri dari ukuran
rongga pori (pore throat size), ukuran tubuh pori (pore body size),
peretakan (fracturing) dan permukaan butir (surface rougness) akan
mempengaruhi besar kecilnya porositas-permeabilitas, karena
faktor-faktor tadi akan mempengaruhi pori-pori (volume pori), juga
bulk volume sebagai parameter penentu besar kecilnya porositas.
Demikian juga untuk permeabilitas akan dipengaruhi oleh adanya
faktor-faktor tersebut diatas.
Jadi heterogenitas yang terjadi didalam reservoir
parameter-parameter yang dikontrol adalah porositas, permeabilitas
juga saturasinya. Porositas merupakan yang akan menentukan besar
kecilnya fluida yang mengalir atau dengan kata lain akan
mempengaruhi permeabilitas dan juga saturasinya, sehingga ketiga
parameter tersebut merupakan faktor utama yang dikontrol yang dapat
dijadikan sebagai parameter penentu adanya heterogenitas reservoir.
Dan heterogenitas reservoir ini dapat terjadi pada batupasir
karbonat atau batuan yang lain.2.4.4. Tipe-tipe Heterogenitas
ReservoirSetelah mengetahui parameter-parameter yang penting untuk
mengetahui terjadinya heterogenitas beserta penyebabnya, maka
selanjutnya dapat dilakukan pembagian jenis heterogenitas
reservoir. Adapun pembagian jenis heterogenitas reservoir tersebut
ada dua macam, yaitu :
1. Heterogenitas vertikal.
2. Heterogenitas horizontal.2.4.4.1. Tipe Heterogenitas
VertikalUntuk mengetahui adanya jenis heterogenitas yang vertikal
didalam reservoir, maka yang harus diperhatikan adalah
parameter-parameter penentunya baik skala megaskopis, makroskopis,
dan mikroskopis. Parameter-parameter tersebut antara lain adalah
porositas, permeabilitas, dan saturasi. Jadi heterogenitas arah
vertikal terlihat pada skala megaskopis ditunjukkan oleh lingkungan
pengendapan yang berlainan, diagenesa, dan struktur geologinya.
Faktor-faktor yang telah disebutkan tadi akan mempengaruhi
komposisi, mineralogi (butir, matriks, semen), juga teksturnya
seperti ukuran butir, sortasi, kekompakan, dan fabrics di dalam
batuan. Dengan adanya pengaruh-pengaruh tersebut maka terjadi
ketidakseragaman reservoir terutama porositas, permeabilitas, dan
saturasi, dan hal ini disebut dengan heterogenitas vertikal
reservoir. 2.4.4.2. Tipe Heterogenitas Horizontal
Heterogenitas reservoir arah horizontal ini, dapat terjadi baik
dalam skala megaskopis, makroskopis, dan mikroskopis. Dalam skala
megaskopis, terlihat bahwa reservoir terbatas luasnya, strukturnya,
dan akibat diagenesa mengakibatrkan ketidakseragaman secara
horizontal dari tempat yang satu terhadap tempat yang lainnya. Hal
ini dapat terjadi untuk ukuran pori, sortasi, porositas, ukuran
butir, permeabillitas, saturasi air, dan kontinuitasnya, sehingga
akan mempengaruhi dalam penentuan cadangan.Bila dilihat dalam skala
makroskopis, baik untuk komposisi dan teksturnya yang terdiri dari
litologi, mineralogi (grains, matriks, dan semen) dan tekstur yang
terdiri dari ukuran butir, sortasi, kekompakan, dan fabirc akan
berpengaruh secara horizontal. Akibat dari sifat keseluruhan
diatas, maka akan memberikan kemampuan yang berbeda dari setiap
titik dalam arah horizontal untuk menampung minyak dan
mengalirkannya. 2.4.5. Pengaruh Heterogenitas Reservoir terhadap
CadanganDengan mengetahui heterogenitas pada reservoir maka kita
dapat mengetahui pengaruh heterogenitas terhadap cadangan, yaitu
:
1. Adanya ketidakseragaman distribusi karakteristik batuan dan
perbedaan struktur sebagai pembatas reservoir, maka memungkinkan
terjadinya blok-blok dari suatu lapangan.
2. Mengingat heterogenitas batuan akibat faktor lingkungan
pengendapan, maka distribusi porositas dan permeabilitas tidak
merata mengakibatkan variasi produksi per sumur pada masing-masing
blok.
3. Akibat heterogenitas, terjadinya blok-blok pada suatu
lapangan, menyebabkan perbedaan recovery pada masing-masing blok,
dikarenakan harga permeabilitas, porositas, saturasi minyak, gas,
dan air, maupun ketebalan net pay yang berbeda.
4. Prioritas penentuan jumlah dan letak sumur produksi akan
dikembangkan berdasarkan sisa dari blok-blok, volume reservoir,
produktivitas sumur-sumur dan radius pengurasan efektif sumur
sekitarnya.
Kontrol geologi yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas
vertikal adalah beragamnya lingkungan penegendapan, diagenesa, dan
sedimennya. Unsur ini meliputi material sedimen, keadaan pembatas,
energi mekanik, kimia dan aktivitas biologis. Kontrol geologi yang
mempengaruhi heterogenitas horizontal adalah lingkungan
pengendapan, diagenesa, struktur dan tektur sedimennya. 2.5.
Jenis-jenis ReservoirJenis-jenis reservoir dapat dikelompokkan
menjadi tiga yaitu : berdasarkan perangkap reservoir, mekanisme
pendorong, dan fasa fluida.2.5.1. Berdasarkan Perangkap
Reservoir
Jenis reservoir berdasarkan perangkap reservoir dapat dibagi
menjadi tiga, yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi, dan
perangkap kombinasi (struktur dan stratigrafi).2.5.1.1. Perangkap
Struktur
Perangkap struktur merupakan perangkap yang paling orisinil,
terbentuk sebagai akibat peristiwa deformasi pada lapisan batuan
dan sampai dewasa ini merupakan perangkap yang paling penting.
Jelas di sini berbagai unsur perangkap yang membentuk lapisan
penyekat dan lapisan reservoir sehingga dapat menangkap minyak
disebabkan oleh gejala tektonik atau struktur, misalnya pelipatan
dan pematahan. Sebetulnya kedua unsur ini merupakan unsur utama
dalam pembentukan perangkap.
Ciri-ciri dari perangkap struktur adalah sebagai berikut :
1. Memiliki kontinuitas sifat fisik batuan secara lateral yang
relatif luas.
2. Memiliki lapisan air yang cukup dapat memberikan energi
dorong kepada minyak untuk bergerak. a) Perangkap Lipatan
Perangkap yang disebabkan perlipatan merupakan perangkap utama.
Perangkap lipatan disebabkan oleh struktur perlipatan (folding) dan
biasanya berbentuk antiklin. Unsur yang mempengaruhi perangkap ini
adalah lapisan penyekat dan penutup yang berada di atasnya dan
dibentuk sedemikian sehingga minyak tidak dapat lagi kemana-mana,
baik dari arah atas maupun dari semua arah horizontal. Gambaran
sederhana jenis perangkap struktur lipatan dapat dilihat pada
Gambar 2.26. Gambar 2.26. menggambarkan bahwa minyak tidak bisa
mengalir ke atas karena terhalang oleh lapisan penyekat, dan tidak
bisa ke pinggir, karena terhalang oleh lapisan penyekat yang
melengkung ke daerah pinggir, sedangkan ke arah bawah terhalang
oleh adanya batas air-minyak (bidang equipotensial).
Gambar 2.26. Perangkap Struktur Lipatan(Kristanto, Dedy;
Yogyakarta, 1997)Dalam menilai suatu perangkap lipatan, yang perlu
diperhatikan adalah volume tutupan (closure) pada perangkap
bersangkutan. Volume tutupan suatu perangkap adalah volume maksimum
tempat atau wadah yang bisa diisi oleh fluida hidrokarbon, yang
mana harganya ditentukan oleh kedudukan titik limpah perangkap yang
bersangkutan. Titik limpah adalah titik terendah pada perangkap,
yang mana bila fluida hidrokarbon yang terkumpul pada perangkap
melebihi titik tersebut, maka fluida hidrokarbon akan melimpah dan
berpindah ke tempat lain yang lebih tinggi di luar perangkap yang
bersangkutan. Volume tutupan menentukan volume maksimum reservoir
yang mungkin diisi fluida hidrokarbon.b) Perangkap Patahan
Perangkap patahan adalah perangkap yang terbentuk oleh peristiwa
patahan pada batuan porous dan permeabel yang berada di bawah
lapisan tidak permeabel. Perangkap ini memiliki penyekat berupa
bidang sesar pada salah satu sisinya maupun lebih. Suatu patahan
(faulting) dapat berfungsi sebagai unsur penyekat akumulasi
hidrokarban agar tidak bermigrasi ke mana-mana dan dapat juga
sebagai media bagi minyak untuk bermigrasi. Besar-kecilnya tekanan
yang disebabkan oleh pelampungan minyak atau kolom minyak terhadap
besarnya tekanan kapiler, menentukan sekali apakah patahan itu
bertindak sebagai penyalur atau penyekat. Jika tekanan tersebut
lebih besar daripada tekanan kapiler maka minyak masih dapat
tersalurkan melalui patahan, tetapi jika lebih kecil maka patahan
tersebut bertindak sebagai suatu penyekat.
Patahan yang berdiri sendiri tidak dapat membentuk perangkap
reservoir. Ada beberapa unsur lain yang harus dipenuhi untuk
terjadinya suatu perangkap yang betul-betul hanya disebabkan karena
patahan, yaitu :
1. Adanya kemiringan wilayah.
Lapisan yang sejajar atau tidak miring tidak dapat membentuk
perangkap karena walaupun minyak tersekat pada arah pematahan,
tetapi pada arah lain tidak tersekat, kecuali kalau ketiga arah
lainnya tertutup ole