bab 2 karakteristik reservoir (fix).docx

8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx

1/64

BAB II

KARAKTERISTIK RESERVOIR

Reservoir merupakan batuan porous dan permeable yang berada di bawah

permukaan dan menjadi tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon. Selain

hidrokarbon (gas dan minyak), air juga dapat terakumulasi dalam reservoir ini.

Untuk digolongkan sebagai batuan reservoir maka batuan tersebut harus melewati

beberapa syarat geologi, diantaranya:1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak

bumi, gas bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa

lapisan batuan yang bersifat porous dan permeable .

2. Lapisan penutup ( cap rock ), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat

impermeabel, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga

berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.

3. Perangkap reservoir ( reservoir trap ), merupakan suatu unsur

pembentuk reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa

sehingga lapisan beserta penutupnya dapat menjebak hidrokarbon.

Dari beberapa syarat di atas, ada hal lain yang mempengaruhi kondisi dari

suatu reservoir yaitu karakteristik suatu reservoir. Karakteristik suatu reservoir

sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan penyusunnya, fluida reservoir yang

menempatinya,maupun kondisi reservoir (P&T). Ketiga faktor itulah yang berikut

ini akan dibahas dalam subbab karakteristik reservoir.

2.1. Karakteristik Batuan Reservoir

Batuan merupakan kumpulan dari mineral-mineral yang saling berikatan

satu sama lain dan terbentuk dari proses-proses geologi (contoh: deposisi,

lithifikasi dan kompaksi). Sedangkan mineral dibentuk dari beberapa senyawa

ikatan kimia. Komposisi kimia beserta jenis mineral yang menyusun suatu batuan

pada dasarnya akan sangat menentukan jenis batuan reservoir yang terbentuk.


2/64

Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa

batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik)

atau terkadang 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 Sedimen Amyx.J

Dari diagram di atas, dicermati bahwa batuan reservoir terdiri dari

beberapa jenis batuan sedimen seperti batu pasir ( sandstone ), batu gamping

(limestone ), maupun batu lempung ( shale ) yang memiliki karakteristik kimia yang

sangat berbeda antara satu dengan lainnya.

2.1.1.Komposisi Kimia Batuan Reservoir

Komposisi kimia batuan reservoir merupakan hal yang sangat pentinguntuk diketahui karena komposisi batuan reservoir sangat erat dengan sifat fisik

dan karakteristik reservoir itu sendiri. Hal ini dapat berpengaruh dalam perolehan

dari performa reservoir yang bersangkutan.

2.1.1.1. Batupasir

Sekitar 60% batuan reservoir yang dijumpai ialah batu pasir yang tersusun


3/64

atas beberapa komponen penyusun utama, yaitu: matriks, semen dan butir

( grains ). Komponen penyusun bauan ini dapat mehasilkan pori-pori yang dapat

menjadi tempat terakumulasinya hdirokarbon.

TEXTURAL PARAMETERS SANDSTONE

Grains - Quartz- Feldspars- Mica- Rocks Fragments- Mudstone grains

- Bioclasts

- Glaucorula

Matriks - Abrasion product (Silt size,Quartz,Feldspars, mica)

- Clay minerals- Accessory mineral

Cement - Silica - Calcite - Dolomite

- Iron Oxide- Anhydrite- Halite- Clay minerals - Asphalt

Gambar 2.2.Komposisi Mineral Sandstone Pettijohn

Menurut Pettijohn, berdasarkan komposisi mineral batuannya, batupasir

dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu: Orthoquartzites , Graywacke , dan Arkhose .

Kandungan mineral dan komposisi kimia penyusun batuan reservoir sangat

berpengaruh terhadap besarnya sortasi yang dapat mempengaruhi besarnya pori-

pori batuan reservoar.

a. Orthoquartzites

Orthoquartzites merupakan batuan sedimen yang terbentuk dari unsur-

unsur silica yang tinggi dan mineral lainnya yang stabil. Material pengikatnya

(semen) terdiri atas karbonat dan silika. Orthoquartzites merupakan jenis batuan


4/64


5/64

lainnya. Material pengikatnya adalah clay dan carbonate . Indikator yang dapat

digunakan untuk mengidentifikasi batuan jenis ini adalah adanya mineral illite .

Hal yang sangat penting ialah graywacke memiliki matriks yang cukup

besar, terlebih lagi pemilahan butiran graywacke juga tidak baik, sehingga apabila

bertindak sebagai batuan reservoir graywacke akan memiliki porositas yang kecil.

Komposisi graywacke tersusun dari unsur silika dengan kadar lebih rendah

dibandingkan dengan rata-rata batupasir, dan kebanyakan silika yang ada

bercampur dengan silikat ( silicate ). Secara terperinci komposisi kimia graywacke

dapat dilihat pada Tabel II-2 .

Tabel II-2Komposisi Kimia Batupasir Graywacke Pettijohn

MINERALA B C D E F

SiO 2 68,20 63,67 62,40 61,52 69,69 60,51

TiO 2 0,31 . . . . 0,50 0,62 0,40 0,87

Al2O3 16,63 19,43 15,20 13,42 13,43 15,36

Fe2O3 0,04 3,07 0,57 1,72 0,74 0,76

FeO 3,24 3,51 4,61 4,45 3,10 7,63

MnO 0,30 . . . . . . . . . . . . 0,01 0,16

MgO 1,30 0,84 3,52 3,39 2,00 3,39

CaO 2,45 3,18 4,59 3,56 1,95 2,14

Na 2O 2,43 2,73 2,68 3,73 4,21 2,50

P2O3 0,23 . . . . . . . . . . . . 0,10 0,27

SO 3 0,13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

CO 2 0,50 . . . . 1,30 3,04 0,23 1,01

H2O + 1,752,36

1,56 2,33 2,08 3,38

H2O 0,55 0,07 0,06 0,26 0,15

S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,42

T o t a l 99,84 100,06 99,57 100,01 100,01 100,24

A. Average of 23 graywackes

B. Average of 30 graywackes, after Tyrrell (1933).

C.Average of 2 parts avrg. Shale and 1 part avrg. Arkose.a). Probably in error; Fe 2O3 probably should be 1,4 and the total 100,0


6/64

c. Arkose

Arkose ialah jenis batupasir yang tersusun dari kuarsa sebagai mineral

utama, walaupun seringkali mineral arkose feldspar (MgAlSi 3O8) jumlahnya lebih

banyak dari kuarsa. Selain dua mineral utama tersebut, arkose juga mengandung

mineral-mineral yang bersifat kurang stabil, seperti clay {Al 4Si4O10(OH) 8},

microline (KAlSi 3O8), biotite {K(Mg,Fe) 3(AlSi 3O10)(OH) 2}, dan plagioclas

{(Ca,Na)(AlSi)AlSi 2O8}.

Komposisi kimia arkose ditunjukkan pada Tabel II-3 , dimana terlihat

bahwa arkose mengandung lebih sedikit silika jika dibandingkan dengan

orthoquartzites , tetapi kaya akan alumina, lime, potash , dan soda.

Tabel II-3.Komposisi Kimia Batupasir Arkose (%) Pettijohn

M I N E R A LA B C D E F

Si O 269,94 82,14 75,57 73,32 80,89 76,37

Ti O 2 . . . . . . . . 0,42 . . . . 0,40 0,41

Al2 O 313,15 9,75 11,38 11,31 7,57 10,63

Fe 2 O 3 2,48

1,23 0,82 3,54 2,90 2,12

Fe O. . . . 1,63 0,72 1,30 1,22

Mn O0,70 . . . . 0,05 T . . . . 0,25

Mg OT 0,19 0,72 0,24 0,04 0,23

Ca O 3,09 0,15 1,69 1,53 0,04 1,30

Na 2 O 3,30 0,50 2,45 2,34 0,63 1,84K 2 O 5,43 5,27 3,35 6,16 4,75 4,99H2 O + 1,01 0,64 a 1,06 0,30 a 1,11 0,83H2 O 0,05P2 O3 . . . . 0,12 0,30 . . . . . . . . 0,21C O 2 . . . . 0,19 0,51 0,92 . . . . 0,54

T o t a l 99,1 100,18 100 100,2 99,63 100,9

A. Portland stone, Triassic ( Merrill , 1891). a). Loss of ignition.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.


7/64

2.1.1.2.Batuan Karbonat

Batuan karbonat yang dimaksud dalam bahasan ini adalah limestone

maupun dolomite, dan yang bersifat diantara keduanya. Limestone dan dolomite

merupakan batuan yang berbeda karena kandungan karbonatnya. Adapun

komposisi dari batuan karbonat terdiri dari butir, semen, beserta matriks yang

tersusun atas mineral-mineral yang ditunjukkan dalam gambar berikut.

TEXTURAL PARAMETERS CARBONATE

Grains - Bioclasts- Feldspars- Quartz

Matrix - Clay minerals

Cement - sparry Calcite

Gambar 2.3. Komposisi MineralBatuan Karbonat Pettijohn

Istilah limestone biasanya dipakai untuk kelompok batuan yang

mengandung paling sedikit 80 % calcium carbonate atau magnesium, juga

dipakai untuk batuan yang mempunyai fraksi carbonate melebihi unsur non

carbonate -nya. Pada limestone, fraksi disusun terutama oleh mineral calcite.

Sedangkan pada dolomite, mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomite.

Komposisi limestone terutama didominasi oleh calcite, sehingga

mengandung CaO dan CO 2 sangat tinggi. Bahkan sering kali jumlahnya

mencapai lebih dari 95 %. Unsur lainnya yang lebih penting adalah MgO, dimana

jika jumlahnya lebih dari 1 % atau 2 %, kemungkinan besar mengandung mineral


8/64

dolomite. Kebanyakan limestone mengandung MgCO 3 kurang dari 4 % sampai

lebih dari 40 %.

Sedangkan dolomite adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari

limestone yang mengandung unsur carbonate lebih besar dari 50 %. Sedangkan

untuk batuan-batuan yang mempunyai komposisi antara limestone dan dolomite

akan mempunyai nama bermacam-macam, tergantung dari unsur yang

dikandungnya.

1. Limestone

Komposisi kimia limestone dapat menggambarkan adanya sifat darikomposisi mineralnya yang cukup padat, karena pada limestone sebagian besar

terbentuk dari calcite yang dapat mencapai 95%. Unsur lainnya ialah MgO, bila

jumlahnya lebih dari 1% atau 2%, maka menunjukkan adanya mineral dolomite.

Komposisi kimia limestone secara lengkapdapat dilihat pada Tabel II-4 .

Tabel II-4.Komposisi Kimia Limestone Pettijohn


Si O 2 5,19 0,70 7,41 2,55 1,15 0,09Ti O 2 0,06 . . . . 0,14 0,02 . . . . . . . .Al2 O3 0,81 0,68 1,55 0,23 0,45

0,11Fe2 O3 0,54 0,08 0,70 0,02 . . . . Fe O . . . . 1,20 0,28 0,26Mn O 0,05 . . . . 0,15 0,04 . . . . . . . .Mg O 7,90 0,59 2,70 7,07 0,56 0,35Ca O 42,61 54,54 45,44 45,65 53,80 55,37

Na 2 O 0,05 0,16 0,15 0,01 0,07 . . . .K 2 O 0,33 None 0,25 0,03 0,04H2 O + 0,56 . . . . 0,38 0,05 0,69 0,32H2 O 0,21 . . . . 0,30 0,18 0,23P2 O3 0,04 . . . . 0,16 0,04 . . . . . . . .C O 2 41,58 42,90 39,27 43,60 42,69 43,11S 0,09 0,25 0,25 0,30 . . . . . . . .Li2 O T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Organic . . . . T 0,29 0,40 . . . . 0,17

T o t a l 100,09 99,96 100,16 100,04 99,9 100,1

A. Composite analysis of 345 limestones, HN Stokes, analyst ( Clarke , 1924, p. 564)B. Indiana Limestone ( Salem , Mississippian), AW Epperson, analyst ( Loughlin , 1929, p. 150)C. Crystalline, crinoidal limestone (Brassfield, Silurian, Ohio), Down Schaff, analyst ( Stout , 1941, p. 77)D. Dolomitic Limestone (Monroe form., Devonian, Ohio), Down Schaff, analyst ( Stout , 1941, p. 132)E. Lithoeraphic Limestone (Solenhofen, Bavaria), Geo Steigner, analyst ( Clarke , 1924, p. 564)F. Travertine, Mammoth Hot Spring, Yellowstone, FA Gooch, analyst ( Clarke , 1904, p.323)


9/64

2. Dolomite

Dolomite adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang

mengandung unsur carbonate lebih besar dari 50 %, sedangkan untuk batuan-

batuan yang mempunyai komposisi pertengahan antara limestone dan dolomite

akan mempunyai nama yang bermacam-macam tergantung dari unsur yang

dikandungnya. Batuan yang unsur calcite -nya melebihi dolomite disebut dolomite

limestone, dan yang unsur dolomite-nya melebihi calcite disebut dengan limy,

calcitic , calciferous atau calcitic dolomite . Komposisi kimia dolomite pada

dasarnya hampir mirip dengan limestone, kecuali pada unsur MgO. Tabel II-5

menunjukkan komposisi kimia unsur penyusun dari dolomite.

Tabel II-5.Komposisi Kimia Dolomite Pettijohn )


Si O 2. . . . 2,55 7,96 3,24 24,92 0,73

Ti O 2 . . . . 0,02 0,12 . . . . 0,18 . . . .

Al 2 O 3. . . . 0,23 1,97 0,17 1,82 0,20

Fe 2 O 3 . . . . 0,02 0,14 0,17 0,66 . . . .

Fe O. . . . 0,18 0,56 0,06 0,40 1,03

Mn O. . . . 0,04 0,07 . . . . 0,11 . . . .

Mg O21,90 7,07 19,46 20,84 14,70 20,48

Ca O30,40 45,65 26,72 29,56 22,32 30,97

Na 2 O . . . . 0,01 0,42 . . . . 0,03 . . . .K 2 O . . . . 0,03 0,12 . . . . 0,04 . . . . H2 O + . . . . 0,05 0,33 0,30 0,42 . . . . H2 O . . . . 0,18 0,30 0,36 . . . . P2 O3 . . . . 0,04 0,91 . . . . 0,01 0,05C O 2 47,7 43,60 41,13 43,54 33,82 47,51S . . . . 0,30 0,19 . . . . 0,16 . . . .Sr O . . . . 0,01 none . . . . None . . . .Organic . . . . 0,04 . . . . . . . . 0,08 . . . .

T o t a l 100 100,06 100,40 99,90 100,04 100,9

A. Theoretical composition of pure dolomite.B. Dolomitic LimestoneC. Niagaran Dolomite

D. Knox DolomiteE. Cherty-DolomiteF. Randville Dolomite


10/64


11/64

Illite ialah kandungan yang umum dan penting dalam clay dan shale yang

mempunyai pola dasar seperti montmorillonite kecuali ion K yang menempati

posisi antara pola lapisan. Illite lebih kompleks dari montmorillonite dan kaolinite .

Pada dasarnya illite adalah clay dalam ukuran muscovite . Illite dikategorikan

sebagai clay non swelling walaupun sedikit mengabsorbsi air.

Kaolinite terdiri dari dua lapisan struktur, yang satu terbentuk dari SiOP 4

dan yang lain terbentuk dari aluminium hidroksil. Pengganti silika atau aluminium

oleh elemen yang lain tidak diperlukan. Sehingga hasil analisa kaolinite

mendekati ikatan kimia (OH) 8Al4Si4O10 dan ikatan oksidanya adalah

4H 2O.2Al 2O3.4SiO 2. Kaolinite relatif tidak mengembang bila terkena air.

Untuk komposisi kimia penyusun batuan shale pada umumnya terdiri atas

kurang lebih 58 % silicon dioxide (SiO 2), 15 % alumunium oxide (Al 2O3), 6 %

iron oxide (FeO) dan Fe 2O3, 2 % magnesium oxide (MgO), 3 % calcium oxide

(CaO), 3 % potassium oxide (K 2O), 1 % sodium oxide (Na 2O), dan 5 % air (H 2O).

Sisanya adalah metal oxide dan anion, seperti terlihat pada Tabel II-6.

Dalam keadaan normal shale mengandung sejumlah besar quartz, silt,

bahkan jumlah ini dapat mencapai 60 %. Tetapi dalam keadaan tertentu shale bisa

mengandung silika dengan kandungan tinggi yang bukan berasal dari kandungan

silt. Kebanyakan kandungan silika yang berlebihan tersebut didapatkan dalam

bentuk crystalline quartz yang sangat halus, chalcedony atau opal. Beberapa

kemungkinan dari keadaan ini adalah hasil dari sejumlah besar diatom atau abu

vulkanik didalam lingkungan pengendapan. Beberapa silika merupakan unsur

tambahan yang mungkin berasal dari proses alterasi kimia dari mineral-mineral

utama silika.

Shale yang kaya akan besi berisi lebih banyak pyrite atau siderite, atau

silikat besi, yang kesemuanya itu secara tidak langsung menunjukkan bahwa pada

kondisi lingkungan pengendapan asalnya tidak terjadi penurunan atau bahkan

kekurangan unsur alumina.

Kandungan potash hampir selalu lebih banyak dibandingkan dengan soda,

yang mana hal ini kemungkinan sebagai hasil fiksasi didalam mineral-mineral


12/64

illiticclay . Sedangkan pada beberapa shale yang sangat kaya sekali akan alkali,

maka akan mengandung sejumlah besar authigenic feldspar .

Tabel II-6Komposisi Kimia Shale Pettijohn

M I N E R A L A B C D E F

Si O 258,10 55,43 60,15 60,64 56,30 69,96

Ti O 2 0,54 0,46 0,76 0,73 0,77 0,59

Al 2 O 315,40 13,84 16,45 17,32 17,24 10,52

Fe 2 O 3 4,02 4,00 4,04 2,25 3,83

3,47

Fe O 2,45 1,74 2,90 3,66 5,09

Mn O . . . . T T . . . . 0,10 0,06

Mg O 2,44 2,67 2,32 2,60 2,54 1,41

Ca O 3,11 5,96 1,41 1,54 1,00 2,17

Na 2 O 1,30 1,80 1,01 1,19 1,23 1,51K 2O 3,24 2,67 3,60 3,69 3,79 2,30H2 O + 5,00 3,45 3,82 3,51 3,31 1,96H2 O 2,11 0,89 0,62 0,38 3,78P2 O3 0,17 0,20 0,15 . . . . 0,14 0,18C O 2 2,63 4,62 1,46 1,47 0,84 1,40S O 3 0,64 0,78 0,58 . . . . 0,28 0,03Organic 0,80 a 0,69 a 0,88 a . . . . 1,18 a 0,66Misc. . . . . 0,06 b 0,04 b 0,38 c 1,98 c 0,32

T o t a l 99,95 100,84 100,46 99,60 100,00 100,62

A. Average Shale ( Clarke , 1924, p.24)

B. Composite sample of 27 Mesozoic and Cenozoic shales, HN Stokes, analyst, ( Clarke , 1924, p.552).C. Composite sample of 52 Paleozoic shales, HN Stokes, analyst, ( Clarke , 1924, p.552).D. Unweighted avrg. of 36 analyses of Slate (29 Paleozoic, 1 Mesozoic, 6 Precambrian)( Eckel ,1904).E. Unweighted avrg. of 33 analyses of Precambrian Slate ( Nanz , 1953)F. Composite analyses of 235 samples of Mississippi delta, ( Clarke , 1924, p. 509).

a. Carbon; b. Ba O; c. Fe S 2 .


13/64

2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir

2.1.2.1. Porositas

Porositas ( ) ialah perbandingan volume pori batuan pori terhadap volume

batuan total ( bulk volume ). Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan

menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas

dapat dinyatakan sebagai :

VbVp

VbVsVb

................................................................................... (2-1)

Keterangan :

Vb = volume batuan total ( bulk volume )

Vs = volume padatan batuan total (volume grain)

Vp = volume ruang pori-pori batuan.

Berdasarkan hubungan antar porinya, 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 :

%100volumebulk

total porivolume (2-2)

2. Porositas efektif , adalah perbandingan antara volume pori-pori yang

saling berhubungan terhadap volume batuan total ( bulk volume ) yang

dinyatakan dalam persen.

%100volumebulk

nberhubunga yang porivolume

...................... (2-3)

Sedangkan berdasarkan waktu dan cara terjadinya, porositas dapat juga

diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:

1. Porositas primer , yaitu porositas yang tebentuk pada saat proses

pengendapan berlangsung. Beberapa contoh batuan yang memiliki

porositas primer ialah batu konglomerat, batupasir, dan batu gamping


14/64

2. Porositas sekunder , yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah

proses pengendapan terjadi. Porositas sekunder dapat diklasifikasikan

menjadi tiga golongan, yaitu: porositas larutan, rekahan, dan

dolomitisasi.

Ukuran besar kecilnya porositas juga dapat ditentukan oleh beberapa

faktor seperti ukuran butir (semakin baik distribusinya, maka semakin baik pula

porositasnya), susunan butir (Gambar 2.5) kompaksi, sementasi, dan lingkungan

pengendapannya.

Gambar 2.5.Pengaruh Susunan Butir Terhadap Porositas Batuan Amyx.J

2.1.2.2. Kompresibilitas

Pada formasi batuan di kedalaman terterntu, 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

reservoir berkurang akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya akan

terganggu, akibatnya terjadi penyesuaian dalam bentuk volume pori-pori batuan.

Kompresibilitas batuan didefinisikan sebagai perubahan volume batuan

yang disebabkan karena adanya perubahan tekanan batuan. Pengosongan fluida

dari ruang pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan dari

dalam batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan juga akan mengalami

perbuahan. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada


15/64

butir-butir batuan, pori-pori dan volume total ( bulk ) batuan reservoir. Menurut

Geerstma (1957) ada 3 (tiga) konsep tentang kompresibilitas batuan, antara lain:

1. Kompresibilitas matriks batuan (C r ), Didefinisikan sebagai fraksi

perubahan volume material padatan ( grains ) terhadap satuan

perubahan tekanan. Secara matematis koefisien kompresibilitas

dinyatakan dengan persamaan berikut:

( ) ...... ................................................................ (2-4)Keterangan:

C r = Koefisien kompresibilitas matrik batuan, psi-1

V r = Volume material padatan ( grains )

T = Temperatur Konstan

2. Kompresibilitas bulk (C B), didefinisikan sebagai fraksi perubahan

volume dari batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Secara

matematis koefisien kompresibilitas dirumuskan sebagai:

(

)...................... ................................................ (2-5)

Keterangan:

CB = Koefisien kompresibilitas batuan, psi-1

VB = Volume bulk

3. Kompresibilitas pori-pori batuan (C p), didefinisikan sebagai fraksi

perubahan volume pori dari batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Secara matematis, dirumuskan koefisien kompresibilitas sebagai:

( ) ...................................................................... (2 -6)Keterangan:

CP = Koefisien kompresibilitas pori batuan, psi-1

V r = Volume material padatan ( grains )

P = Tekanan pori, psi


16/64

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 di atasnya ( overburden pressure ).

sedangkan padatan ( grains ) akan mengalami perubahan yang serupa apabila

mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya. Perubahan bentuk bulk

volume batuan dapat dinyatakan sebagai kompresibilitas C r , atau:

....... ..................................................................... (2-7)

sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan sebagai

kompresibilitas C P, atau:

...................... ..................................................... (2-8)Keterangan:

V r = Volume padatan batuan ( grains )

VP = Volume pori-pori batuan

P = Tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan

P*= Tekanan luar ( Overburden Pressure )

2.1.3. Sifat Fisik Batuan Reservoir Terhadap Fluida Reservoir

2.1.3.1. 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 :

1. Saturasi minyak (S o) adalah :

total pori porivolume yak olehdiisi yang pori porivolume

S o min

....... (2-9)


17/64

2. Saturasi air (S w) adalah :

total pori porivolumeair olehdiisi yang pori porivolume

S w ... .. (2-10)

3. Saturasi gas (Sg) adalah :

total pori porivolume gasolehdiisi yang pori porivolume

S g .... (2-11)

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :

Sg + S o + S w = 1 ................................................................................ (2-12)

Sedangkan jika pori-pori batuan hanya terisi minyak dan air, maka :

So + S w = 1 ... (2-13)

2.1.3.2. Wetabilitas

Wetabilitas merupakan kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fluida, jika

diberikan dua fluida yang tak saling campur ( immicible ). 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. Untuk memperjelas penjelasan di atas, perhatikan gambar

mengenai wetabilitas dalam Gambar 2.6 .

Gambar 2.6.Kesetimbangan Gaya-gaya Pada Batas Air-Minyak-Padatan Amyx.J

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 0 o - 180 o, yaitu

antara air dengan padatan, sehingga tegangan adhesi (A T) dapat dinyatakan

dengan persamaan:


18/64

AT = so - sw = wo. cos wo, ..... (2-14)

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 ( < 75 o), yang berarti batuan bersifat water wet . Jika sudut kontak 75 -

105 , maka batuan tersebut bersifat intermediet . Apabila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatif ( > 105 o), berarti batuan bersifat oil wet .

Variasi sudut kontak tersebut dapat dilihat pada Gambar 2.7 dan Gambar 2.8.

Gambar 2.7.Sudut Kontak Antar Permukaan Air-Minyak Pada Permukaan Silika Amyx.J

Gambar 2.8.Sudut Kontak Antar Permukaan Air-Minyak Pada Permukaan Kalsit Amyx.J

Pada umumnya reservoir bersifat water wet , sehingga air cenderung untuk

membasahi permukaan batuan sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air.

Jadi minyak tidak mempunyai gaya tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih

mudah mengalir pada saat di produksikan.

Pada saat reservoir mulai diproduksikan, minyak akan lebih mudah

mengalir dikarenakan harga saturasi minyak cukup tinggi dan air hanya


19/64

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

2.1.3.3. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (P c) 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 kedua

fluida tersebut. Besarnya tekanan kapiler dipengaruhi oleh tegangan permukaan,

sudut kontak antara minyak air zat padat, dan jari-jari kelengkungan pori.

Pengaruh tekanan kapiler dalam sistem reservoir antara lain adalah :

1. Mengontrol distribusi saturasi fluida di dalam reservoir (Gambar 2.10.)

menunjukkan kurva distribusi fluida yang merupakan hubungan antara

saturasi fluida dengan tekanan kapiler pada beberapa permeabilitas batuan).


20/64

Gambar 2.10.Kurva Distribusi Fluida Amyx.J

2. Menjadi mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau

mengalir melalui pori-pori secara vertikal.

Gambar 2.11.Tekanan dalam Pipa Kapiler Amyx.J

Berdasarkan pada Gambar 2.11 , 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. Adapun gaya-gaya yang bekerja pada

sistem tersebut adalah gaya tarik ke atas dan gaya dorong ke bawah. Untuk gaya

tarik ke atas, ditunjukkan dalam persamaan : 2 rA T, dimana r adalah jari-jari pipa

kapiler. Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah: r 2hg( w- o).

Pada kesetimbangan yang tercapai kemudian, gaya ke atas akan sama

dengan gaya ke bawah yang menahannya yaitu gaya berat cairan. Secara

matematis dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut :


21/64

)(ghr Ar 2 ow2

T ..... (2-15)

atau

g)(r A2

how

T ...... (2-16)

Keterangan:

h = ketinggian cairan di dalam pipa kapiler, cm

r = jari-jari pipa kapiler, cm.

w = massa jenis air, gr/cc

o = massa jenis minyak, gr/ccg = percepatan gravitasi, cm/dt 2

Dengan memperlihatkan permukaan fasa minyak dan air dalam pipa

kapiler maka akan terdapat perbedaan tekanan yang dikenal dengan tekanan

kapiler (P c). Besarnya P c sama dengan selisih antara tekanan fasa air dengan

tekanan fasa minyak, sehingga diperoleh persamaan sebagai berikut :

Pc =P o Pw = ( o - w) g h .. (2-17)

Tekanan kapiler dinyatakan berdasarkan sudut kontak dalam hubungan

sebagai berikut :

r cos2

Pc .................................................................................. (2-18)

Keterangan :

Pc = tekanan kapiler

= tegangan permukaan minyak-air

= sudut kontak permukaan minyak-air

r = jari-jari pipa kapiler

Menurut Plateau , tekanan kapiler merupakan fungsi tegangan antar muka

dan jari-jari lengkungan bidang antar muka, dan dapat dinyatakan dengan

persamaan :

21c

R

1

R

1P .......................................................................... (2-19)


22/64

Keterangan :

R 1 dan R 2 = jari-jari kelengkungan konvek dan konkaf, inch

= tegangan permukaan, lb/inch

Penentuan harga R 1 dan R 2, dilakukan dengan perhitungan jari-jari

kelengkungan rata-rata (R m), yang didapatkan dari perbandingan Persamaan 2-18

dengan Persamaan 2.19 . Dari perbandingan tersebut didapatkan persamaan

perhitungan jari-jari kelengkungan rata-rata sebagai berikut :

hg

r cos2

R 1

R 1

R 1

t21m

........................................... (2-20)

Gambar 2.12. menunjukkan distribusi dan pengukuran R 1 dan R 2. Kedua

jari-jari kelengkungan tersebut diukur pada bidang yang saling tegak lurus.

Gambar 2.12.Distribusi dan Pengukuran Radius KontakAntara Fluida Pembasah dengan

Padatan Amyx.J

2.1.3.4. Permeabilitas

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan

kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Definisi kuantitatif

permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam

hubungan empiris dengan bentuk diferensial sebagai berikut :

dLdP

xk

v .................................................................................. (2-21)

Keterangan :

v = kecepatan aliran, cm/sec

= viskositas fluida yang mengalir, cp

dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm

k = permeabilitas media berpori.


23/64

Tanda negatif pada Persamaan 2-21 menunjukkan bahwa bila tekanan

bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah

pertambahan tekanan tersebut. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam Persamaan

2-21 , yaitu:

1. Alirannya mantap ( steady state ),2. Fluida yang mengalir satu fasa,3. Viskositas fluida yang mengalir konstan ,4. Kondisi aliran isothermal5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.6. Fluidanya incompressible .

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir,

permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

1. Permeabilitas absolut , adalah yaitu dimana fluida yang mengalir

melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya

minyak atau gas saja.

2. Permeabilitas efektif , yaitu permeabilitas batuan dimana fluida yang

mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas

dan minyak atau ketiga-tiganya.

3. Permeabilitas relatif , merupakan perbandingan antara permeabilitas

efektif dengan permeabilitas absolut.

Dasar penentuan besaran permeabilitas ialah hasil percobaan yang

dilakukan oleh Henry Darcy., seperti yang terlihat pada Gambar 2.13, berikut ini .

Gambar 2.13.

Skema Percobaan Penentuan PermeabilitasAmyx.J


24/64

Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q. .L/A.(P 1-P2) adalah konstan

dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung daricairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur

laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh

harga permeabilitas absolut batuan, sesuai persamaan berikut:

)PP(.AL..Q

k 21

............................................................................. (2-22)

satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

)atm()PP(.)cm.sq(A)cm(L.)centipoise(.sec)/cm(Q

)darcy(k 21

3......................... (2-23)

Dari Persamaan 2-22 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, akan

tetapi dua atau bahkan tiga fasa. Oleh karena itu dikembangkan pula konsep

mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga permeabilitas

efektif dinyatakan sebagai k o, k g, k w, dimana masing-masing untuk minyak, gas,

dan air. Sedangkan permeabilitas relatif untuk masing-masing fluida reservoir

dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :

k k

k oro , k k

k g

rg , .k k

k wrw ............. ..................................... (2-24)

(Keterangan : o = minyak, g = gas dan w = air )

Sedangkan besarnya harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air

dinyatakan dengan persamaan :

)PP(.AL..Q

k 21

ooo ........................................................................... (2-25)


25/64

)PP(.AL..Q

k 21

www ........................................................................... (2-26)

Harga-harga k o dan k w pada Persamaan 2-25 dan Persamaan 2-26 jika

diplot terhadap S o dan S w akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada

Gambar 2.14 , yang menunjukkan bahwa k o pada S w = 0 dan pada S o = 1 akan

sama dengan k absolut, demikian juga untuk harga k absolutnya.

Gambar 2.14.Kurva Permeabilitas Efektif Untuk Sistem Minyak dan Air Amyx.J

Dari Gambar 2.14 , ada tiga hal penting untuk kurva permeabilitas efektif

sistem minyak-air yaitu:

1. k o akan turun dengan cepat jika S w bertambah dari nol, demikian juga

k w akan turun dengan cepat jika S w berkurang dari satu, sehingga dapat

dikatakan untuk S o yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak

karena k o-nya yang kecil, demikian pula untuk air.2. k o akan turun menjadi nol, dimana masih ada saturasi minyak dalam

batuan atau disebut Residual Oil Saturation (S or ), demikian juga untuk

air yaitu (S wr ).

3. Harga k o dan k w selalu lebih kecil dari harga k, kecuali pada titik A dan

B, sehingga diperoleh persamaan :

1k k wo .... ...(2-27)


26/64

Sedangkan jika harga k ro dan k rw diplot terhadap saturasi fluida S o dan S w,

maka akan didapat kurva seperti Gambar 2.15.

Harga k ro dan k rw berkisar antara 0 sampai 1, sehingga diperoleh persamaan:

1k k rwro ..... .. (2-28)

Untuk sistem gas dan air, harga K rg dan K rw selalu lebih kecil dari satu atau :

1k k rwrg ...... . (2-29)

Gambar 2.15.Kurva k relatif Sistem Air-Minyak

Amyx

2.2. Komponen 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.

2.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir

Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Untuk

hidrokarbon yang sering di suatu reservoir pada umumnya terbentuk dalam fasa

gas maupun fasa minyak sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai


27/64

bersama-sama dengan endapan minyak. Adanya fasa cair maupun gas yang

dibentuk di reservoir pada dasarnya sangat dipengaruhi oleh komposisi fluida

reservoir tersebut. Untuk itu, komposisi kimia hidrokarbon beserta air formasi

akan dijelaskan dalam subbab berikut.

2.2.1.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon

Bentuk 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 gasdikenal sebagai gas bumi.

Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen.

Senyawa karbon dan hidrogen mempunyai banyak variasi, yang berdasarkan jenis

rantai ikatannya dibagi menjadi dua golongan, yaitu:

1. Golongan Asiklik (Parafin)

Hidrokarbon jenis ini mempunyai rantai ikatan antar atom yang

terbuka, terdiri dari hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tak jenuh.2. Golongan Siklik

Sedangkan hidrokarbon golongan siklik mempunyai rantai tertutup

(susunan cincin). Golongan ini terdiri dari naftena dan aromatik.

2.2.1.1.1. Golongan Asiklik (Parafin)

Golongan asiklik atau alifatik disebut juga parafin. Golongan asilklik dapat

dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan hidrokarbon jenuh dan tak jenuh.

2.2.1.1.1.1. Hidrokarbon Jenuh

Seri homolog dari hidrokarbon ini mempunyai rumus umum C nH2n+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 : alkane) dimana

penamaan anggota seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom karbon


28/64

dalam sebutan Yunani dan diakhiri dengan ak hiran ana . Contoh dari senyawa

hidrokarbon golongan alkane ditunjukkan dalam gambar di bawah ini.

Gambar 2.16.Contoh Seri Homolog Alkana M c. Cain

Dalam senyawa hidrokarbon sering dijumpai molekul yang berlainan

susunannya, tetapi rumus kimianya sama, atau dengan kata lain senyawa

hidrokarbon dapat mempunyai rumus molekul sama tetapi rumus bangun berbeda.

Keadaan semacam ini disebut sebagai isomeri, sedangkan masing-masing

senyawa hidrokarbon yang mempunyai sifat tersebut dikenal dengan isomer . Seri

n-alkana yang diberikan pada Gambar 2.16 memperlihatkan gradasi sifat-sifat

fisik yang tidak begitu tajam.

Pada tekanan dan temperatur normal (60 oF, 14,7 psia) empat alkana yang

pertama (C 1 sampai C 4) berbentuk gas. Sebagai hasil meningkatnya titik didih

(boiling point ) karena penambahan jumlah atom karbon maka mulai pentana

(C5H12) sampai hepta dekana (C 17H36) 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 fisikyang 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.


29/64

Tabel II-7.Sifat-sifat Fisik n-Alkana M c. Cain

N Name Boiling PointoFMelting Point

oFSpecific Gravity

60 o/60 oF

1 Methane -258.7 -296.6 --

2 Ethane -127.5 -297.9 --

3 Propane -43.7 -305.8 0.508

4 Butane 31.1 -217.0 0.584

5 Pentane 96.9 -201.5 0.631

6 Hexane 155.7 -139.6 0.664

7 Heptane 209.2 -131.1 0.688

8 Octane 258.2 -70.2 0.707

9 Nonane 303.4 -64.3 0.722

10 Decane 345.5 -21.4 0.734

11 Undecane 384.6 -15 0.740

12 Dodecane 421.3 14 0.749

15 Pentadecane 519.1 50 0.769

20 Eicosane 648.9 99 --

30 Triacontane 835.5 151 --

2.2.1.1.1.2. 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 telahdigunakan 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 II-8 .


30/64

Tabel II-8.Sifat-sifat Fisik Alkena M c. Cain

Sebagaimana pada alkana, alkena mempunyai 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 C nH2n-2 , sedangkan penamaannya

menggunakan akhiran adiena, sebagai contoh adalah sebagai berikut :

CH 2 = C = CH - CH 3 CH 2 = CH - CH = CH 2

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 C nH2n-2 ,

Name Rumus Bangun Boiling Point,oFMelting Point,

oF SG, 60o/60 oF

Ethylene CH2 =CH2 -154.6 -272.5 --

Propylene CH2=CHCH3 -53.9 -301.4 --

1-butene CH2=CH CH2CH3 20.7 -301.6 0.601

1-pentene CH2=CH(CH2)2CH3 86 -265.4 0.646

1-hexene CH2=CH(CH2)3CH3 146 -216 0.675

1-heptene CH2=CH(CH2)4CH3 199 -182 0.698

1-octene CH2=CH(CH2)5CH3 252 -155 0.716

1-decene CH2=CH(CH2)7CH3 340 -- 0.743


31/64

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.

2.2.1.1.2. Golongan Siklik

Golongan siklik dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan naftena dan

golongan aromatik.

2.2.1.1.2.1. Golongan Naftena

Golongan naftena sering disebut golongan sikloparafin, atau golongan

sikloalkana, yang mempunyai rumus umum C nH2n yang tertutup dan memiliki

rantai tunggal.

Gambar 2.17.Contoh Seri Homolog Naftena M c. Cain

Dalam golongan sikloparafin, pada dasarnya sifat fisik dari golongan ini

mempunyai mirip dengan parafin sebagaimana terlihat pada Tabel II-9 .


32/64

Tabel II-9.Sifat-sifat Fisik Hidrokarbon Naftena M c Cain

2.2.1.1.2.2. Golongan Aromatik

Pada deret ini hanya terdiri dari benzena dan senyawa-senyawa

hidrokarbon lainnya yang mengandung benzena. Rumus umum dari golongan ini

adalah C nH2n-6 , dimana cincin benzena merupakan bentuk segi enam dengan tiga

ikatan tunggal dan tiga ikatan rangkap dua secara berselang-seling, sebagaimana

diunjukkan pada Gambar 2.18.

Gambar 2.18.Contoh benzene M c. Cain

Adanya tiga ikatan rangkap pada cincin benzena seolah-olah memberi

petunjuk bahwa golongan ini sangat reaktif. Tetapi pada kenyataannya tidaklah

demikian, golongan ini stabil sebagaimana golongan parafin. Jadi deretan benzena

tidak menunjukkan sifat reaktif yang tinggi seperti olefin. Secara sederhana dapat

Name Boiling Point,oF Melting Point,oF SG, 60 o/60 oF

Cyclopropane -27 -197 --Cyclobutane 55 -112 --Cyclopentane 121 -137 0.750Cyclooctane 300 57 0.830

Metylcyclopentane 161 -224 0.754Cis-1, 2-dimethylcyclopentane 210a -80 0.772Trans-1, 2-dimethylcyclopentane 198 -184 0.750Methylcyclohexane 214 -196 0.774Cyclopentene 115 -135 0.7741, 3-cyclopentadiene 108 -121 0.798


33/64

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 memberikan bau yang kuat (aroma khas).

2.2.1.2. Komposisi Kimia Air Formasi

Air formasi mempunyai komposisi kimia yang berbeda-beda antarareservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu analisa kimia pada air

formasi sangat perlu dilakukan untuk menentukan jenis dan sifat-sifatnya.

Dibandingkan dengan air laut,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

timbulnya skin pada formasi dan korosi pada peralatan di bawah dan di atas

permukaan.

Air formasi tersebut terdiri dari bahan-bahan mineral, misalnya kombinasi

metal-metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi, dan aluminium serta

bahan-bahan organik seperti asam nafta dan asam gemuk.

Sedangkan komposisi ion-ion penyusun air formasi terdiri dari kation-kation

Ca, Mg, Fe, Ba, dan anion-anion chlorida, CO 3, HCO 3, dan SO 4. Tabel II-10.

memperlihatkan contoh hasil analisa air formasi suatu reservoir.

Tabel II-10.Contoh Hasil Analisa Kandungan Air Formasi M c. Cain

Konstituen Hasil Analisa (ppm) NaCaMgFeCl

HCO 3 SO 4 CO 3

6.715549510

11.172295181

0T o t a l 18,813


34/64

Kation-kation yang terkandung dalam air formasi dapat dikelompokkan

sebagai berikut:

1. Alkali : K +, Na + dan Li + yang membentuk basa kuat.2. Metal alkali tanah : Br ++, Mg ++, Ca ++, Sr ++, Ba ++ membentuk basa

lemah.3. Ion Hidrogen : OH +

4. Metal berat : Fe ++, Mn ++

Sedangkan anion-anion yang terkandung dalam air formasi adalah sebagai

berikut :

a. Asam kuat : Cl-

, SO 4=

, NO 3-

b. Asam lemah : CO 3=, HCO 3-, S -

Ion-ion tersebut di atas (kation dan anion) akan bergabung berdasarkan

empat sifat, yaitu:

1. Salinitas primer, yaitu bila alkali bereaksi dengan asam kuat, misalnya

NaCl dan Na 2SO 4.

2. Salinitas sekunder, yaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam kuat,

misalnya CaCl 2, MgCl 2, CaSO 4, MgSO 4.

3. Alkalinitas primer, yaitu apabila alkali bereaksi dengan asam lemah,

seperti Na 2CO 3 dan Na(HCO 3)2

4. Alkalinitas sekunder, yaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam

lemah seperti CaCO 3, MgCO 3, Ca(HCO 3)2 dan Mg(HCO 3)2.

Perkembangan analisa kimia dewasa ini telah memungkinkan untuk

menganalisa secara kuantitatif kation dan anion yang terkandung dalam air

formasi. Besarnya konsentrasi padatan yang terdapat dalam air formasi dinyatakan

dalam satuan parts per million (ppm), miligram per liter, milliequivalent per liter

dan fraksi padatan. Satuan ppm dan miligram per liter digunakan dengan asumsi

densitas air formasinya sama dengan satu.

Satuan fraksi padatan diperoleh dari pembagian ppm dengan 10000.

Sedangkan satuan milliequivalent per liter didapatkan dari konversi ppm, yaitu

dengan dibagi berat ekuivalennya. Pada reaksi ionisasi, berat ekuivalen diperoleh


35/64


36/64

akurasi pengukuran yang dihasilkan tidak tepat. Metode lain dalam pengukuran

densitas adalah dengan memperkirakan densitas berdasarkan komposisi

minyaknya. Persamaan yang digunakan adalah :

oSCiiiii

oSC MX

MX ..... .. (2-30)

Keterangan :

oSC = densitas minyak (14,7 psia; 60oF)

oSCi = densitas komponen minyak ke-i (14,7 psia; 60oF)

X i = fraksi mol komponen minyak ke-iM i = berat mol komponen minyak ke-i

Densitas minyak sering dinyatakan dalam specific gravity minyak ( o),

yang didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air,

yang secara matematis, dituliskan :

w

oo ... ... (2-31)

Keterangan :

o = specific gravity minyak

o = densitas minyak, lb/cuft

w = densitas air, lb/cuft

Industri perminyakan seringkali menyatakan specific gravity minyak

dalam satuan oAPI, yang dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :

oAPI = 5,1315,141o

........................................................................... (2-32)

2.2.2.1.2. Viskositas MinyakViskositas 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 centipoise

(cp) atau gr/100 detik/1 cm.


37/64

Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas

yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan menurunkan

viskositas minyak, dan dengan bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak

maka viskositas minyak juga akan turun. Hubungan antara viskositas minyak

dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 2.19.

A

B

C

D

B.P

B.P

B.P

B.P0 1000 2000 3000

1

2

3

4

5

6

7

Pressure, psig

V i s

c o s i

t y , c

p

Gambar 2.19.

Hubungan Viskositas Terhadap TekananM c. Cain

Gambar 2.19 menunjukkan hubungan antara viskositas minyak dan

tekanan reservoir pada temperatur tetap, kurva tersebut menjelaskan bahwa pada

saat tekanan reservoir berada diatas bubble point (Pb) viskositas minvak akan

mengalami penurunan dari Pi ke Pb. Saat tekanan reservoir di bawah bubble point

viskositas minyak mengalami kenaikan yang disebabkan gas yang terlarut

terbebaskan dari minyak.

Secara matematis, besarnya viskositas dapat dinyatakan dengan persamaan :

vy

xAF ................................................................................... (2-33)

Keterangan :

= viskositas, gr/(cm.sec)

F = shear stress

A = luas bidang paralel terhadap aliran, cm 2

v/y = gradient kecepatan, cm/(sec.cm).


38/64

Korelasi penentuan viskositas minyak pada tekanan atmosfer dan

temperatur reservoir pada berbagai gravity minyak dapat ditentukan dengan

Gambar 2.20.

Gambar 2.20.Viscositas Minyak Pada Tekanan 1 Atmosfer dan

Temperatur Reservoir M c. Cain

Hubungan antara viskositas minyak pada tekanan bubble point dan

viskositas minyak pada tekanan atmosfer dengan berbagai harga GOR dapat

dilihat pada Gambar 2.21. Gambar 2.21 dapat digunakan untuk menentukan

viskositas minyak pada tekanan bubble point. Harga viskositas minyak pada

tekanan bubble point dapat dicari dengan menghubungkan harga viskositas dari

Gambar 2.20 dengan gas oil ratio ( GOR ).

Viskositas minyak pada tekanan diatas bubble point (undersaturated )

dapat ditentukan dengan korelasi yang ditunjukkan Gambar 2.22. Korelasi pada

Gambar 2.22 . dilakukan dengan menghubungkan harga viskositas minyak pada

tekanan bubble point pada tekanan diatas bubble point . Harga viskositas minvak

pada tekanan diatas bubble point mempunyai harga lebih besar dari harga

viskositas minyak pada kondisi bubble point , hal ini disebabkan adanya cairan

yang terkompresi akibat peningkatan tekanan.


39/64

Gambar 2.21.Viskositas Minyak Pada Tekanan Saturasi Pb dan

Temperatur Reservoir M c. Cain

Gambar 2.22.Kurva Viscositas Minyak PadaTekananDiatas Tekanan Bubble Point (Pb) M c. Cain


40/64

2.2.2.1.3. Faktor Volume Formasi Minyak

Faktor volume formasi minyak (B o) didefinisikan sebagai perbandinganantara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan

volume minyak pada kondisi standar. Satuan yang sering digunakan adalah

bbl/stb. Perhitungan Bo secara empiris ( Standing ) dinyatakan dengan persamaan :

Bo = 0.09759+ (0.000120 . F 1.2).... ... (2-34)

T25.1.R Fo

gs

.. .. (2-35)

Keterangan :R s = kelarutan gas dalam minyak, scf/stb

o =specific gravity minyak

g =specific gravity gas

T =temperatur, oF.

Perubahan B o terhadap tekanan untuk minyak jenuh ditunjukkan oleh

Gambar 2.23 . Tekanan reservoir awal adalah P i dan harga awal faktor volume

formasi adalah B oi. Dengan turunnya tekanan reservoir dibawah tekanan bubble point , maka gas akan terlepaskan dan B o akan turun.

Reservoir pressure, psia

obB

0Pb F o

r m a t

i o n - V o l u m e

F a c

t o r ,

B o

1

Gambar 2.23.Perilaku Faktor Volume FormasiTerhadap

Tekanan untuk Minyak M c. Cain

Terdapat dua hal penting dari Gambar 2.23 , yaitu:

1. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas P b, maka B o akan naik

dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai P b, sehingga volume


41/64

sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan

minyak.

2. Setelah P b dicapai, maka harga B o akan turun dengan berkurangnya

tekanan, disebabkan karena gas yang terbebaskan dari minyak.

Proses pembebasan gas ada dua, yaitu:

1. Di ff erential L iberation .

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.

2. F lash L iberation

Merupakan proses pembabasan gas dimana tekanan dikurangi dalam

jumlah tertentu dan gas akan terbebaskan setelah kesetimbangan

dicapai.

Harga B o dari kedua proses tersebut berbeda sesuai dengan keadaan

reservoir selama proses produksi berlangsung. Seperti ditunjukkan pada Gambar

2.24 , proses flash liberation mempunyai harga B o yang lebih kecil daripada proses

differential liberation

D I F F ERENTIAL G A S LIBER A TIO N

F L A S H G

A S L I B E

R A T I O N

D I F F E R

E N T I A L

G A S L I

B E R A T I O

N

O R I G I N A L R E S E R V O I R P R E S S U R E

Reservoir Pressure, psia

S p e c

i f i c G r a v

i t y o

f

L i b e r a

t e d G a s

( a i r =

1 , 0

)

G a s

i n S o l u t i o n ,

c u . f t

/ B B L

( S T

.

= 6

0

F )

o i l

o

0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 36000

200

400

600

800

1000

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

Gambar 2.24.Perbedaan Antara F lash L iberation dengan Di ff erential L iberation Mc. Cain


42/64

Untuk mengetahui harga B o, suatu minyak dari reservoir, dapat ditentukan

secara empiris atau diperkirakan dengan beberapa korelasi, antara lain:

1. Prinsip Larutan Ideal

or gRs0.0136sto

Bo .................................................................... (2-36)

Keterangan:

sto = densitas minyak pada kondisi stock-tank, lb/cuft

or = densitas minvak pada kondisi reservoir, lb/cuft

Rs =kelarutan gas dalam minyak, scf/STB

g = spesific garvitv gas dipermukaan

Prinsip larutan ideal digunakan untuk memperkirakan harga Bo hanya

pada kondisi tekanan sama atau lebih kecil dari tekanan bubble point ( Pb). Cara

korelasi ini dapat digunakan untuk memperkirakan harga Bo dengan tingkat

kesalahan 5%.

2. Korelasi Standing

Standing telah membuat suatu persamaan empiris untuk memperkirakan

faktor volume formasi minyak pada kondisi tekanan gelembung ( bubble point

pressure ), berdasarkan pada data GOR produksi, spesific gravity gas di

permukaan, spesific gravity minyak di stock-tank, dan temperatur titik gelembung.

Persamaan korelasi Standing, yaitu:

Bo = 0.09759 + (0.000120 F 1.2).......................................................... (2-37)

T o g Rs F 25.1

.......................................................................... (2-38)

Keterangan :

Rs = kelarutan gas dalam minyak, sct/ stb

o = specific gravity minyak

g = specific gravity gas

T = temperatur, 0F


43/64

Selain menggunakan Persamaan 2-37 dan Persamaan 2-38 , Standing

juga menggunakan grafik untuk menentukan B o pada kondisi tekanan gelembung

seperti terlihat pada Gambar 2.25 . Penentuan Bo baik secara empiris maupun

grafik dapat digunakan untuk mernperkirakan harga Bo pada tekanan reservoir

(Pres) diatas tekanan gelembung (Pb), apabila harga Rs yang digunakan bukan

harga GOR produksi melainkan harga Rs pada tekanan tertentu. Kesalahan yang

terjadi dengan cara korelasi Standing adalah 3%.

Gambar 2.25.Faktor Volume Formasi Cairan Hidrokarbon Jenuh Mc. Cain

2.2.2.1.4. K elarutan Gas Dalam Minyak Kelarutan gas (R s) adalah banyaknya volume gas yang terlarut dari suatu

minyak pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Kelarutan gas dalam


44/64

minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan, komposisi minyak dan

gas. Pada temperatur minyak yang tetap, kelarutan gas tertentu akan bertambah

pada setiap penambahan tekanan. Pada tekanan yang tetap kelarutan gas akan

berkurang terhadap kenaikan temperatur. Dari penjelasan di atas, dapat

divisualisasikan seperti ditunjukkan pada Gambar 2.26

Gambar 2.26.Rs Sebagai Fungsi Tekanan Mc Cain

2.2.2.1.5. Kompresibilitas MinyakKompresibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak

akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai

berikut:

PV

V1

C o .. (2-39)

Persamaan ini memberikan perubahan fraksi volume dari suat cairan saat

tekanan yang diaplikasikan berubah pada saat temperatur konstan.

Kompresibilitas minyak dapat dikatakan konstan kecuali saat tekanan yang ada di

dalam sistem minyak tersebut mendekati bubble point , nilai kompresibilitas

minyak jarang melebihi 35 x 10 -6 psi -1.


45/64

2.2.2.2. Sifat Fisik Ga s

Sifat fisik gas yang akan dibahas adalah densitas, viskositas gas, faktorvolume formasi gas, kompersibilitas gas, dan faktor kompresibilitas gas.

2.2.2.2.1. Densitas Gas

Densitas atau berat jenis gas didefinisikan sebagai perbandingan antara

rapatan gas tersebut dengan rapatan suatu gas standar. Kedua rapatan diukur pada

tekanan dan temperatur yang sama. Gas yang digunakan sebagai gas standar

adalah udara kering. Secara matematis berat jenis gas dirumuskan sebagai berikut:

u

g gas BJ

..... (2-40)

Definisi matematis dari rapatan gas ( g) adalah MP / RT, dimana M adalah

berat molekul gas, P adalah tekanan, R adalah konstanta dan T adalah temperatur,

sehingga bila gas dan udara dianggap sebagai gas ideal, maka berat jenis gas dapat

dituliskan dengan persamaan sebagai berikut :

BJ gas=T.R P.M

T.R P.M

u

g

=97,28

M g...... (2-41)

Apabila gas merupakan gas campuran, maka berat jenis dapat dihitung

dengan menggunakan persamaan berikut ini :

97,28

BMBJ gas

tampak gas ..... (2-42)

2.2.2.2.1. Viskositas Gas

Viskositas merupakan ukuran tahanan gas terhadap aliran. Viscositas gas

hidrokarbon umumnya lebih rendah daripada viscositas gas non hidrokarbon.

Viscositas gas akan berbanding terbalik dengan temperatur dan berbanding

lurus dengan berat molekulnya. Jadi bila berat molekulnya bertambah besar, maka


46/64

viscositasnya akan membesar, sedangkan bila temperaturnya naik, maka

viscositasnya akan semakin kecil.

Naiknya temperatur mengakibatkan kecepatan molekul gas bertambah

besar, sehingga tumbukan antar molekul bertambah banyak, akibatnya geseran

antar molekul juga bertambah besar.

Dalam viscositas sifat-sifat gas akan berlawanan dengan cairan. Untuk gas

sempurna, viscositasnya tidak tergantung pada tekanan. Bila tekanannya

dinaikkan, maka gas sempurna akan berubah menjadi gas tidak sempurna dan

sifat-sifatnya akan mendekati sifat-sifat cairan.

Bila komposisi campuran gas alam diketahui, maka viscositasnya dapat

diketahui dengan menggunakan persamaan:

5,0

5,0

ii

ii gi g M Y

M Y (2-43)

Keterangan :

g = viskositas gas campuran pada tekanan atmosfer

gi = viskositas gas murni

Y i = fraksi mpl gas murni

M i = berat molekul gas murni

Untuk beberapa senyawa hidrokarbon pada tekanan atmosfer hubungan

temperatur dengan viskositas ditunjukkan oleh Gambar 2.27. Dari gambar

tersebut dapat ditentukan harga viskositas murni ( gi ) yang digunakan untuk

Persamaan (2-43).


47/64

Gambar 2.27.Viscositas Beberapa Gas Murni Pada Tekanan Atmosfer M c. Cain

2.2.2.2.2. Faktor Volume Formasi Gas

Faktor volume formasi gas (B g) didefinisikan sebagai besarnya

perbandingan volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir dengan

volume gas pada kondisi standar (60 F, 14,7 psia). Pada faktor volume formasi

ini berlaku hukum Boyle - Gay Lussac .

Bila satu standard cubic feet gas ditempatkan dalam reservoir dengan

tekanan P r dan temperatur T r , maka rumus - rumus gas dapat digunakan untuk

mendapatkan hubungan antara kedua keadaan dari gas tersebut, yaitu :

r r

r r

r r

11

TZVP

TZVP

.... (2-44)

Untuk harga P 1 dan T 1 dalam keadaan standar, maka diperoleh :


48/64

cuftP

TZ0283.0V

r

r r r ... ........ (2-45)

Untuk keadaan standar, maka V r (cuft) harus dibagi dengan 1 scf untuk

mendapatkan volume standar. Jadi faktor volume formasi gas (B g) dalam satuan

bbl/scf ialah:

scf / bblP

TZ00504.0B

r

r r g ..... (2-46)

2.2.2.2.3. Kompresibilitas Gas

Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume terhadap

perubahan tekanan per unit volume. Adanya perubahan volume gas karena

perubahan tekanan yang mempengaruhinya, yaitu tekanan hidrostatik dan tekanan

udara kering. Secara matematis dinyatakan dengan persamaan:

........................................................................................ (2-47)

2.2.2.2.1. Faktor Kompresibilitas Gas (Z)

Faktor kompresibilitas gas dapat didefinisikan sebagai perbandingan

volume sebenarnya yang ditempati oleh gas pada suatu temperatur dan tekanan

tertentu terhadap apa yang ditempati bila ideal.

.................................................................................................. (2-48)

dimana :

Vs = volume sebenarnya dari n mole pada tekanan dan temperatur sama

V i = volume ideal dari n mol gas pada tekanan dan temperatur samaZ = faktor kompressibilitas gas

Besarnya harga Z untuk gas ideal adalah 1, sedangkan untuk gas nyata

besarnya harga Z bervariasi tergantung dari besarnya tekanan dan temperatur yang

bekerja. Gambar 2.28. menunjukkan hubungan antara Z versus tekanan pada

temperatur konstan.

dPdV

V1

C g

i

s

VV

Z


49/64

Gambar 2.28.Hubungan Z dan P pada T konstan Caudle

Harga Z untuk suatu gas tertentu yang belum diketahui dapat dicari

berdasarkan hukum Coressponding State yang berbunyi, Pada suatu tekanan dan

temperatur tereduksi yang sama, maka semua hidrokarbon mempunyai harga Z

yang sama.

Tekanan dan temperatur tereduksi untuk gas murni dapat dinyatakan

dengan persamaan :

Pr = dan T r = ............................................................................. (2-49)

dimana :

Pr = tekanan tereduksi untuk gas murni

Tr = temperatur tereduksi untuk gas murni

P = tekanan reservoar, psi

T = temperatur reservoar, OR atau OF

Pc = tekanan kritis untuk gas murni, psi

Tc = temperatur kritis untuk gas murni,OR atau OF

Besarnya harga P dan T dapat diperoleh dari data sumur yang

menunjukkan besarnya harga P dan T reservoar. Besarnya harga P c dan T c untuk

masing-masing gas murni dapat ditentukan dari Tabel II-12 .

cPP

cTT


50/64

Tabel II-12.Konstanta Fisik Beberapa Jenis Hidrokarbon Pembentuk Gas Alam M c. Cain

Harga P r dan T r diperoleh dari perhitungan Persamaan 2-49 dan untuk

mengetahui harga faktor kompresibiltas (Z) dapat diperoleh dari tabel yang

terlihat pada Gambar 2.29 . dan Gambar 2.30. untuk masing-masing jenis

hidrokarbon.

Gambar 2.29.

Grafik Z vs P dan T untuk MetanaM c. Cain


51/64

Gambar 2.30.Grafik Z vs P dan T untuk Etana M c. Cain

2.2.2.3. Sifat Fisik Air Formasi

Sifat fisik air formasi yang akan dibahas adalah densitas, viskositas,

kelarutan gas dalam air formasi, faktor volume formasi air formasi, dan

kompresibilitas air formasi.

2.2.2.3.1. Densitas Air Formasi

Densitas air formasi dinyatakan dalam massa per volume. Beberapa satuan

yang umum digunakan untuk menyatakan sifat-sifat air murni pada kondisi

standar adalah sebagai berikut: 0,999010 gr/cc; 8,334 lb/gal; 62,34 lb/cuft; 350

lb/bbl (US); 0,01604 cuft/lb. Dari besaran-besaran satuan tersebut dapat dibuat

suatu hubungan sebagai berikut:


52/64

w =34,62

w =wv34,62

1 = w01604,0 =

wv01604,0

....... . (2-50)

Keterangan:

w = specific gravity air formasi

w = density, lb/cuft

vw = specific volume, cuft/lb

Untuk melakukan pengamatan terhadap densitas air formasi dapat

dihubungkan dengan densitas air murni pada kondisi sebagai berikut:

ww

wb

wb

w Bvv

... (2-51)

Keterangan:

vwb = specific volume air pada kondisi dasar, lb/cuft

wb = density dari air pada kondisi dasar, lb/cuft

Bw = faktor volume formasi air

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.

50o F, 0 psia

70o F, 0 psia

80o F, 0 psia

90o

F, 0 psia100

o F, 0 psia

3 2 o F, 8 7 0

0 p s i a

6 8 o F, 8 7 0

0 p s i a

6 8 o F, 5 8 0

0 p s i a

6 8 o F, 2 9 0 0 p s i a

6 8 o F, 0 p

s i a

5 10 15 20 25 30 35 40

63

64

65

66

62

Salinity, ppm x 10 -3

D e n s i t y

, l b

/ c u

. f t

Gambar 2.31.Pengaruh Konsentrasi Garam dan Temperatur

Pada Densitas Air Formasi M c. Cain


53/64

2.2.2.3.2. Viskositas Air Formasi

Viskositas air formai adalah ukuran ketahanan untuk mengalir dari air

formasi. Satuan centipoise sering dipakai di kalangan petroleum engineer .

Viskositas dari air formasi pada kondisi reservoir sangat rendah, yaitu selalu

dibawah satu centipoise. Variasi dari viskositas air formasi ditunjukkan pada

Gambar 2.32 . Kurva viskositas air formasi tidak menunjukkan bentuk yang unik

seperti yang ditunjukkan kurva viskositas minyak, hal ini disebabkan karena

hanya terdapat sedikit gas yang terlarut di dalam air formasi yang memberikan

dampak yang kecil pada viskositasnya.

Gambar 2.32.

Viskositas Air Formasi sebagai fungsi dari Tekanan M c Cain

2.2.2.3.3. Kelarutan Gas Dalam Air Formasi

Kelarutan gas dalam air formasi adalah banyaknya gas yang dapat terlarut

di dalam air formasi. Terdapat beberapa hal umum yang berkaitan tentang hal

tersebut, yaitu:

a. Kelarutan gas dalam air formasi lebih kecil jika dibandingkan dengan

kelarutan gas dalam minyak pada kondisi tekanan dan temperatur yang

sama.


54/64

b. Pada temperatur yang tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik

dengan naiknya tekanan.

c. Kelarutan gas alam dalam air formasi akan berkurang dengan

bertambahnya kadar garam.

d. Kelarutan gas alam dalam air formasi akan berkurang dengan naiknya

berat jenis gas.

2.2.2.3.4. Faktor Volume Formasi Air Formasi

Faktor volume formai adalah menunjukkan perubahan volume dari air

formasi saat dipindahkan dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan (standar).

Satuan yang sering digunakan adalah res bbl/STB/ seperti halnya faktor volume

minyak, terdapat tiga efek yang terjadi, yaitu:

a. Perubahan kadar gas terlarut dari air formasi saat tekanan berkurang

b. Ekspansi dari air formasi saat tekanan berkurang

c. Kontraksi dari air formasi saat temperatur berkurang.

Gambar 2.33 memberikan gambaran tipikal hubungan antara faktor

volume air formasi dengan tekanan. Gambar tersebut menunjukkan tekanan awal

reservoir di atas bubble point pressure dari air. Saat tekanan reservoir berkurang

dari mula-mula ke bubble point pressure , faktor volume formasi meningkat

karena ekspansi dari air formasi di reservoir.

Penurunan tekanan reservoir di bawah bubble point pressure

mengakibatkan perubahan dari gas yang semula berada di dalam air formasi

menjadi ke dalam pori-pori dari reservoir. Hilangnya volume liquid yang

disebabkan oleh evolusi dari gas tidak dapat mengimbangai ekspansi air formasi

karena berkurangnya tekanan. Oleh karena itu, faktor volume formasi terus

bertambah seiring berkurangnya tekanan.

Jika tekanan reservoir turun hingga tekanan atmosfer, harga faktor volume

formasi akan dicapai. Pada titik ini, temperatur harus dikembalikan ke 60 o Funtuk

mengembalikan faktor volume formasi ke 1.0 res bbl/STB.


55/64

Gambar 2.33.Kurva Faktor Volume Formasi Air Sebagai Fungsi dari Tekanan Pada

Temperatur Reservoir Konstan M c Cain

2.2.2.3.5. Kompresibilitas Air Formasi

Kompresibilitas air formasi ialah perubahan volume dikarenakan adanya

perubahan tekanan, temperature serta kadar gas seperti yang terlihat pada

Gambar 2.34 .

Twp P

V

V

1C

Twp P

V

V

1C

1 0 0 0 p s i a

2 0 0 0

3 0 0 0

40005000

6000

60 100 140 180 220 260

2,8

2,4

3,2

3,6

Tempera ture, Fo

W a

t e r C o m p r e s s

i b i l i t y

,

C

x 1 0

, b b l / b b l . p s i

w

6

Gambar 2.34.Harga Kompressibilitas Air Murni - Temperatur dan Tekanan M c. Cain


56/64

Secara matematik, besarnya kompresibilitas air murni dapat ditulis sebagai

berikut:

Twp P

VV1

C

.... (2-52)

Keterangan:

Cwp = kompresibilitas air murni, psi 1

V = volume air murni, bbl

V; P = perubahan volume (bbl) dan tekanan (psi) air murni

Apabila terdapat gas pada air formasi, maka kita dapat menggunakangrafik seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.35.

Gas-Water Ratio, cu.ft/bbl

S o l u t i o n

C o m p r e s s

i b l i t y

W a

t e r C o m p r e s s

i b i l i t y

0 5 10 15 20 251,0

1,1

1,2

1,3

Gambar 2.35Koreksi Kompresibilitas Air Formasi-Kandungan Gas Terlarut M c. Cain

Secara matematik, koreksi terhadap harga kompressibilitas air (C w) dapat

dihitung dengan persamaan sebagai berikut :

)R 0088,01(CC swwpw . (2-53)

Keterangan :

Cwp = kompressibilitas air murni, psi-1

R sw = kelarutan gas dalam air, cu ft/bbl


57/64


58/64

2.3.1.2. Tekanan Overburden

Tekanan overburden adalah tekanan yang dialami oleh formasi akibat

berat batuan dan fluida diatasnya. Persamaan yang dapat digunakan untuk

menentukan besarnya tekanan overburden adalah :

Po= G o x D .........................................................................................(2-56)

Po= f l ma D A

Gfl Gmb 1 .............................................. (2-57)

Keterangan :

Po = Tekanan overburden, psi

Go = Gradien tekanan overburden, psi/ft (umumnya sebesar 1 psi/ft)

D = Kedalaman vertikal formasi, ft

Gmb = Berat matrik batuan formasi, lb

Gfl = Berat fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan, lb

A = Luas lapisan, in 2

= Porositas, fraksi

ma = Densitas matriks batuan, lb/cuft

f l = 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 bertambahnya kedalaman. Pertambahan

tekanan tiap satuan kedalaman disebut gradien tekanan .

2.3.1.3. Tekanan Rekah Formasi

Tekanan rekah adalah tekanan hidrostatis maksimum yang dapat ditahan

oleh formasi tanpa menyebabkan terjadinya pecah formasi. Besarnya gadien

tekananrekah dipengaruhi oleh tekanan overburden , tekanan formasi, dan kondisi

kekuatan batuan. Mengetahui gradien tekanan rekah sangat berguna ketika

meneliti kekuatan dasar casing.


59/64

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 secara kontinyu dan tiba-tiba menurun drastis.

Penentuan tekanan rekah dapat digunakan perhitungan diantaranya :

D

P

D

Pob

D

Pf 231

...........................................................................(2-58)

Keterangan :

Pf = tekanan rekah, psi

Pob = tekanan overburden, psi

P = tekanan formasi, psi

D = kedalaman, ft

Bila dianggap gradien tekanan overburden (Pob/D) adalah 1 psi/ft maka

Persamaan (2-58) akan menjadi :

D P

D Pf 2

131

............................................................................................(2-59)

2.3.1.4. Tekanan Formasi

Tekanan formasi dapat dibagi menjadi tiga, yaitu tekanan formasi

abnormal, tekanan formasi normal, dan tekanan formasi subnormal.

a. Tekanan formasi abnormal adalah tekanan formasi yang lebih besar

dari yang diperhitungkan pada gradien hidrostatis.

b. Tekanan formasi Normal adalah besarnya tekanan yang diberikan

cairan yang mengisi rongga formasi yang sama dengan 0.433 psi/ft

0.465 psi/ft (gradien tekanan air formasi)

c. Tekanan formasi subnormal adalah tekanan formasi yang ada di

bawah tekanan hidrostatik.

2.3.2. Temperatur Reservoir

Dalam keadaan normal, temperatur formasi akan bertambah seiring

dengan bertambahnya kedalaman, dimana sering disebut gradien geothermis.


60/64

Besarnya gradien geothermis ini bervariasi dari satu tempat ke tempat lain. Harga

rata-rata gradien geothermis ini adalah 3 oF/100ft. Hubungan temperatur terhadap

kedalaman dapat dinyatakan sebagai berikut:

xDTaTd @ .............................................................................................(2-60)

Keterangan:

Td = temperatur formasi pada kedalaman D ft, oF

Ta = temperatur pada permukaan, oF

@ = gradien temperatur, oF

D = Kedalaman, ratusan ft

2.4. Heterogenitas Reservoir

2.4.1. Pengertian Heterogenitas Reservoir

Heterogenitas 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 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 heterogenitas adalah permeabilitas anisotropy.

Resevoir anisotropy adalah reservoir yang mempunyai variasi permeabilitasdalam 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


61/64

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 hidrolik, pengasaman

atau karena terjadi injeksi fluida. Tingkat heterogenitas reservoir penting untuk

mengetahui adanya sistem heterogenitas.

2.4.2. Klasifikasi Heterogenitas Reservoir

Adapun klasifikasi heterogenitas reservoir dibedakan menjadi tiga bagian :a. Heterogenitas reservoir skala mikroskopis.

b. Heterogenitas reservoir skala makroskopis.

c. Heteregonitas reservoir skala megaskopis.

2.4.2.1. Heterogenitas Reservoir Skala Mikroskopis

(Djebar Tiab) Heterogenitas dalam skala mikorskopik merepresentasikan

volume dimana sifat fisik batuan seperti porositas dan permeabilitas ditentukan

dari: bentuk dan ukuran butir; ukuran dan bentuk pori-pori; distribusi butiran dan

ukuran pori; kekasaran dinding pori-pori; dan adanya mineral lempung di dalam

pori-pori. Penentu utama dari parameter-parameter tersebut adlaah deposisi dari

sedimen dan proses kompaksi, sementasi, dan disolusi setelahnya.

2.4.2.2. Heterogenitas Reservoir Skala Makroskopik

(Djebar Tiab) Analisis core dapat merepresentasikan heterogenitas skala

makroskopis. Uji laboratorium dari porositas, permeabilitas, saturasi fluida,

tekanan kapiler, dan wetabilitas diukur dari skala makroskopis. Sifat fisik batuan

dan fluida digunakan untuk mengkalibrasi log dan well test untuk kemudian

digunakan dalam model simulasi reservoir.

2.4.2.3. Heterogenitas Reservoir Skala Megaskopik

Skala heterogenitas ini merepresentasikan aliran fluida, biasanya diketahui

dari simulasi reservoirr. Pada kenyataanya, reservoir diolah dan dikembangkan

pada skala ini. Heterogenitas skala megaskopik menentukan variasi perolehan

minyak pada hubungan antar sumur. Contoh dari heterogenitas skala megaskopik


62/64

adalah: Reservoir compartment, permeabilitas vertikal dan horizontal, lateral

discontinuity dari suatu strata.

2.4.3. Faktor Yang Memengaruhi Heterogenitas Reservoir

Faktor-faktor yang mengontrol adanya heterogenitas di dalam reservoir,

antara lain adalah sedimentasi tektonik regional, komposisi dan tekstur, serta

geometri reservoir.

2.4.3.1. Sedimentasi Tektonik Regional

Faktor sedimentasi tektonik regional, hal ini menyebabkan terjadinya

heterogenitas karena didalam suatu reservoir dimungkinkan terdapat macam-macam lingkungan pengendapan seperti lingkungan pengendapan darat, laut, dan

transisi, sehingga dengan adanya macam-macam lingkungan reservoir heterogen,

diagenesa, dan struktur geologi akan menyebabkan heterogenitasreservoir.

2.4.3.2. Komposisi dan Tekstur batuan

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 Reservoir

Faktor geometri reservoir, hal ini dapat digunakan sebagai kontrol adanya

heterogenitas karena geometri reservoir yang terdiri dari ukuran rongga pori (pore

throat size), ukuran tubuh pori (pore body size), peretakan (fracturing),

permukaan butir (surface rougness), dan juga bulk volume akan memengaruhi

besar kecilnya porositas-permeabilitas. Demikian juga untuk permeabilitas akan

dipengaruhi oleh adanya faktor-faktor tersebut diatas.

2.4.4. Penyebaran Heterogenitas Reservoir

Setelah 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 heterogenitas horizontal dan vertikal.


63/64

2.4.4.1. Heterogenitas Reservoir Arah Vertikal

Untuk mengetahui heterogenita

bab 2 karakteristik reservoir (fix).docx

Documents