Sifat Fisik Batuan Reservoir
Syarat yang harus dipenuhi oleh suatu batuan reservoir adalah
harus mempunyai kemampuan untuk menyimpan dan mengalirkan fluida
yang terkandung didalamnya.
Batupasir, batuan karbonat, dan shale, yang umumnya merupakan
batuan reservoir, mempunyai besaran sifat-sifat fisik yang sama,
yaitu: porositas, wettabilitas, tekanan kapiler, saturasi fluida,
permeabilitas, dan kompresibiltas.
A. Porositas
Porositas (() didefinisikan sebagai fraksi atau persen dari
volume ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume).
Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas
penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat
dinyatakan sebagai :
....................................................................................(2-1)
dimana :
Vb = volume batuan total (bulk volume)
Vs = volume padatan batuan total (volume grain)
Vp = volume ruang pori-pori batuan.
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua,
yaitu:
1. Porositas absolut, adalah persen volume pori-pori total
terhadap volume batuan total (bulk volume).
..(2-2)
2. Porositas efektif, adalah persen volume pori-pori yang saling
berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).
(2-3)
Untuk selanjutnya porositas efektif digunakan dalam perhitungan
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.
2. Porositas sekunder, adalah porositas batuan yang terbentuk
sesudah batuan sedimen terendapkan.
Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu
: ukuran butir (semakin baik distribusinya, semakin baik
porositasnya), susunan butir (susunan butir berbentuk kubus
mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral,
seperti pada Gambar 2.1., kompaksi, dan sementasi.
Gambar 2.1.
Pengaruh Susunan Butir Terhadap Porositas Batuan 1)B.
Wettabilitas
Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk
dibasahi oleh fasa fluida, jika diberikan dua fluida yang tak
saling campur (immisible). Apabila dua fluida bersinggungan dengan
benda padat, maka salah satu fluida akan bersifat membasahi
permukaan benda padat tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya
adhesi. Dalam sistem minyak-air benda padat, Gambar 2.2., gaya
adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah
:
AT = (so - (sw = (wo x cos (wo ..(2-4)
dimana :
(so = tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm
(sw = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm
(wo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm
(wo = sudut kontak minyak-air.
Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan
adhesinya positip (( < 75o), yang berarti batuan bersifat water
wet. Apabila sudut kontak antara cairan dengan benda padat antara
75o- 105o, maka batuan tersebut bersifat intermediet. Sedangkan
bila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatip
(( > 105o), berarti batuan bersifat oil wet.
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.
Gambar 2.2
Kesetimbangan Gaya gaya pada Batas Air Minyak Padatan 1)Untuk
menentukan apakah batuan tersebut water wet atau oil wet, dapat
dilihat dari besarnya sudut kontak yang berkisar antara 0( samapai
180( (0( 90(,menunjukkan bersifat oil wet (dibasahi oleh
minyak).
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. Sewaktu
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 dengan
residual water saturation (Swc). Pada saat yang demikian ini minyak
merupakan fasa kontinyu dan bersifat mobile. Kemudian setelah
produksi mulai berjalan minyak akan terus menerus dikeluarkan dan
digantikan dengan air. Semakin lama saturasi minyak akan semakin
berkurang dan saturasi air akan semakin bertambah, sampai pada
suatu saat tertentu saturasi air merupakan fasa kontinyu. Proses
produksi berjalan terus sehingga minyak akan semakin berkurang dan
saturasi air terus meningkat. Fasa air akan bertambah kontinyu, dan
minyak merupakan cincin. Setelah air menjadi fasa kontinyu maka
sekarang airlah yang bersifat mobile, sehingga air akan mengalir
bersama-sama dengan minyak. Tetapi karena batuan pada umumnya
memiliki sifat water wet, maka minyak akan cenderung lebih cepat
lajunya daripada air.
C. Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan
yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur
(cairan-cairan atau cairan-gas) sebagai akibat dari terjadinya
pertemuan permukaan yang memisahkan mereka. Perbedaan tekanan dua
fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida non-wetting phase
(Pnw) dengan fluida wetting phase (Pw) atau :
Pc = Pnw - Pw ..(2-5)
Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi
pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung. Di reservoir
biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting phase), sedangkan
minyak dan gas sebagai non-wetting phase atau tidak membasahi.
Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran
pori-pori dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan
dalam hubungan sebagai berikut
................................................................(2-6)
dimana :
Pc = tekanan kapiler
(= tegangan permukaan antara dua fluida
cos (= sudut kontak permukaan antara dua fluida
r = jari-jari lengkung pori-pori
(( = perbedaan densitas dua fluida
g = percepatan gravitasi
h = tinggi kolom
Dari Persamaan 2-6 ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika
perbedaan densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya
tetap. Hal ini berarti bahwa reservoir gas yang terdapat kontak
gas-air, perbedaan densitas fluidanya bertambah besar sehingga akan
mempunyai zona transisi minimum. Demikian juga untuk reservoir
minyak yang mempunyai API gravity rendah maka kontak minyak-air
akan mempunyai zona transisi yang panjang.
Ukuran pori-pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan
besaran permeabilitas yang besar akan mempunyai tekanan kapiler
yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis dari pada
reservoir dengan permeabilitas yang rendah. D. Permeabilitas
Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang
menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida.
Permeabilitas batuan merupakan fungsi dari tingkat hubungan ruang
antar pori-pori dalam batuan. Definisi kwantitatif permeabilitas
pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan
empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut:
...(2-7)
di manaV = kecepatan aliran, cm/sec
( = viskositas fluida yang mengalir, cp
dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm
k = permeabilitas media berpori.
Tanda negatip dalam Persamaan 2-7 menunjukkan bahwa bila tekanan
bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan
arah pertambahan tekanan tersebut. Aliran dapat terjadi ke sagala
arah asal ada beda potensial.
Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan 2-7
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, misal
hanya minyak atau gas saja.
Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana fluida
yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air
dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.
Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas
efektif dengan permeabilitas absolut.
Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang
dilakukan oleh Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy
menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air. Batupasir
silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas (,
dengan luas penampang A, dan panjanggnya L. Kemudian dengan
memberikan tekanan masuk P1 pada salah satu ujungnya maka terjadi
aliran dengan laju sebesar Q, sedangkan P2 adalah tekanan keluar.
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 2.3.
Gambar 2.3.
Skema Percobaan Pengukuran Permeabilitas 1)
(2-8)
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :
..(2-9)
Dari Persamaan 2-8 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
:
, ,
dimana masing-masing untuk permeabilitas relatif minyak, gas,
dan air. Percobaan yang dilakukan pada dasarnya untuk sistem satu
fasa, hanya disini digunakan dua macam fluida (minyak-air) yang
dialirkan bersama-sama dan dalam keadaan kesetimbangan. Laju aliran
minyak adalah Qo dan air adalah Qw. Jadi volume total (Qo + Qw)
akan mengalir melalui pori-pori batuan per satuan waktu, dengan
perbandingan minyak-air permulaan, pada aliran ini tidak akan sama
dengan Qo / Qw. Dari percobaan ini dapat ditentukan harga saturasi
minyak (So) dan saturasi air (Sw) pada kondisi stabil. Harga
permeabilitas efektip untuk minyak dan air adalah :
.(2-10)
(2-11)
dimana :
(o = viskositas minyak
(w = viskositas air.
Percobaan ini diulangi untuk laju permukaan (input rate) yang
berbeda untuk minyak dan air, dengan (Qo + Qw) tetap konstan.
Harga-harga Ko dan Kw pada Persamaan 2-10 dan 2-11 jika diplot
terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan
pada Gambar 2.4. Dari Gambar 2.4, dapat ditunjukkan bahwa:
Ko akan turun dengan cepat jika Sw bertambah dari nol, demikian
juga kw akan turun dengan cepat jika Sw berkurang dari satu,
sehingga dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi laju
aliran minyak karena ko-nya yang kecil, demikian pula untuk
air.
Ko akan turun menjadi nol, di mana masih ada saturasi minyak
dalam batuan (titik C) atau disebut Residual Oil Saturation (Sor),
demikian juga untuk air, yaitu Swr.
Harga ko dan kw selalu lebih kecil daripada harga k, kecuali
pada titik A dan B, sehingga diperoleh persamaan:
ko + kw 1 (2-12)
Gambar 2.4.
Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air 1)
E. Saturasi Fluida Batuan
Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu
macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang
tersebar ke seluruh bagian reservoir.
Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara
volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu
dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori.
Saturasi minyak (So) adalah :
..(2-13)
Saturasi air (Sw) adalah :
(2-14)
Saturasi gas (Sg) adalah :
.(2-15)
Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku
hubungan :
Sg + So + Sw = 1 ...(2-16)
Jika diisi oleh minyak dan air saja maka :
So + Sw = 1 ..(2-17)
Terdapat tiga faktor yang penting mengenai saturasi fluida,
yaitu :
Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain
dalam reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam
bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang
lebih rendah relatip akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang
relatip rendah. Demikian juga untuk bagian atas dari struktur
reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini disebabkan oleh adanya
perbedaan densitas dari masing-masing fluida.
Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatip produksi
minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan
digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang
memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.
Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah
pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume contoh batuan
adalah V, ruang pori-porinya adalah (.V, maka ruang pori-pori yang
diisi oleh hidrokarbon adalah :
So.(.V + Sg.(.V = (1-Sw).(.V (2-18)
F. Kompresibilitas Batuan
Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga konsep kompressibilitas
batuan, antara lain :
Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume
material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.
Kompressibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk
batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume
pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Diantara konsep di atas, kompressibilitas pori pori batuan
dianggap yang paling penting dalam teknik reservoir khususnya.
Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua
macam tekanan, antara lain :
1. Tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori-pori
batuan
2. Tekanan-luar (external stress) yang disebabkan oleh berat
batuan yang ada diatasnya (overburden pressure).
Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan reservoir akan
mengakibatkan perubahan tekanan-dalam dari batuan, sehingga
resultan tekanan pada batuan akan mengalami perubahan pula. Adanya
perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada butir-butir
batuan, pori-pori dan volume total (bulk) batuan reservoir.
Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang serupa
apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya.
Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai
kompressibilitas Cr atau :
(2-19)
Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat
dinyatakan sebagai kompressibilitas Cp atau :
....................................................................................(2-20)
dimana :
Vr= volume padatan batuan (grains)
Vp= volume pori-pori batuan
P= tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan
P*= tekanan luar (tekanan overburden).
Hall (1953) memeriksa kompresibilitas pori, Cp, pada tekanan
overburden yang konstan, yang kemudian disebut kompresibilitas
batuan efektif dan dihubungkan dengan porositas, seperti terlihat
pada Gambar 2.5. di mana kompresibilitas batuan turun dengan
naiknya porositas.
Terjadinya kompresibilitas batuan total maupun efektif karena
dua faktor yang terpisah. Kompreibilitas total terbentuk dari
pengembangan butir-butir batuan sebagai akibat menurunnya tekanan
fluida yang mengelilinginya. Sedangkan kompresibilitas efektif
terjadi karena kompaksi batuan di mana fluida reservoir menjadi
kurang efektif menahan beban di atasnya (overburden). Kedua faktor
ini cenderung akan memperkecil porositas.
Gambar 2.5.Kurva Kompresibilitas Efektif Batuan 1)Daftar Pustaka
:
1. Amyx,J.W.,Bass,D.M.,Robert,L.W.,Petroleum Reservoir
Engineering: Physical Properties,McGraw Hall Book Co.,New
York,1973.
EMBED Equation.3
_1095752010.unknown
_1095755082.unknown
_1099808299.unknown
_1099808411.unknown
_1099808416.unknown
_1099808305.unknown
_1095755230.unknown
_1095755379.unknown
_1095752024.unknown
_1095752048.unknown
_1095752050.unknown
_1095752027.unknown
_1095752013.unknown
_1095752021.unknown
_1095747396.unknown
_1095747401.unknown
_1095747379.unknown
_1034544478.unknown