BAB II

BAB IIKARAKTERISTIK RESERVOIR2.1. Karakteristik Batuan Dan Fluida Reservoir2.1.1. Batuan Reservoir

Reservoir adalah bagian kerak bumi yang mengandung minyak dan gas bumi. Cara terdapatnya minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir minyak bumi. Unsur-unsur tersebut, yaitu :

1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak dan gas bumi. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang berongga-rongga ataupun berpori-pori.

2.Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan yang tidak permeable terdapat di atas suatu reservoir dan penghalang minyak dan gas bumi yang akan keluar dari reservoir.2. Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk yang bentuknya sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan dan menyebabkan minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir.2.1.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir

Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir, batuan karbonat, dan shale atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, begitu pula sifat fisiknya. Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-sifat mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya.

2.1.1.1.1. Batu Pasir

Menurut Pettijohn, batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu : Orthoquartzites, Graywacke, dan Arkose. Pembagian tersebut didasarkan pada jumlah kandungan mineralnya.a. Orthoquartzites

Orthoquartzites merupakan jenis batuan sedimen yang terbentuk dari proses yang menghasilkan unsur silica yang tinggi, dengan tidak mengalami metaformosa (perubahan bentuk) dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral kwarsa (quartz) dan mineral lainnya yang stabil. Material pengikatnya (semen) terutama terdiri atas carbonate dan silica. Orthoquartzites merupakan jenis batuan sedimen yang relatip bersih yaitu bebas dari kandungan shale dan clay. (Tabel II-1) menunjukkan komposisi kimia orthoquartzites. Tabel II-1.

Komposisi Kimia Batupasir Orthoquartzites.18)

b. Graywack

Graywacke merupakan jenis batupasir yang tersusun dari unsur-unsur mineral yang berbutir besar, terutama kwarsa dan feldspar serta fragmen-fragmen batuan. Material pengikatnya adalah clay dan carbonate. Secara lengkap mineral-mineral penyusun graywacke terlihat pada (Tabel II-2). Tabel II-2.

Komposisi Mineral Graywacke.18)

Komposisi graywacke tersusun dari unsur silica dengan kadar lebih rendah dibandingkan dengan rata-rata batupasir, dan kebanyakan silica yang ada bercampur dengan silikat (silicate). Secara terperinci komposisi kimia graywacke dapat dilihat pada (Tabel II-3).Tabel II-3.

Komposisi Kimia Graywacke.18)

b. Arkose

Arkose merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari quartz sebagai mineral yang dominan, meskipun seringkali mineral arkose feldspar jumlahnya lebih banyak dari quartz. Sedangkan unsur-unsur lainnya, secara berurutan sesuai prosentasenya ditunjukkan pada (Tabel II-4). Komposisi kimia arkose ditunjukkan pada (Tabel II-5), dimana terlihat bahwa arkose mengandung lebih sedikit silica jika dibandingkan dengan orthoquartzites, tetapi kaya akan alumina, lime, potash, dan soda.Tabel II-4. Komposisi Mineral dari Arkose (%).18)

Tabel II-5.

Komposisi Kimia dari Arkose (%).18)

2.1.1.1.2. Batuan Karbonat

Dalam hal ini yang dimaksud dengan batuan karbonat adalah limestone, dolomite, dan yang bersifat diantara keduanya. Limestone adalah istilah yang biasa dipakai untuk kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80% calcium carbonate atau magnesium. Istilah limestone 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. (Tabel II-6) menunjukkan komposisi kimia limestone secara lengkap. Tabel II-6.

Komposisi Kimia Limestone.18)

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. Untuk 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 unsur MgO merupakan unsur yang penting dan jumlahnya cukup besar. (Tabel II-7) menunjukkan komposisi kimia unsur penyusun dari dolomite.Tabel II-7.

Komposisi Kimia Dolomite.18)

2.1.1.1.3. Shale

Pada umumnya unsur penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58% silicon dioxide (SiO2), 15% alumunium oxide (Al2O3), 6% iron oxide (FeO) dan Fe2O3, 2% magnesium oxide (MgO), 3% calcium oxide (CaO), 3% potasium oxide (K2O), 1% sodium oxide (Na2O), dan 5% air (H2O). Sisanya adalah metal oxide dan anion seperti terlihat pada (Tabel II-8).Tabel II-8.

Komposisi Kimia Shale.18)

2.1.1.2. Sifat-Sifat Fisik Batuan Reservoir

Pada dasarnya semua batuan dapat menjadi batuan reservoir asalkan mempunyai porositas dan permeabilitas yang cukup, namun pada kenyataannya hanya batuan sedimen yang banyak dijumpai sebagai batuan reservoir, khususnya reservoir minyak. Oleh karena itu dalam penilaian batuan reservoir selanjutnya akan banyak berhubungan dengan sifat-sifat fisik batuan sedimen, terutama yang porous dan permeable.2.1.1.2.1. 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.

Tipe batuan sedimen atau reservoir yang mempunyai porositas primer adalah batuan konglomerat, batupasir, dan batu gamping. Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan, yaitu :

1. Porositas larutan, adalah ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses pelarutan batuan.

2. Rekahan, celah, kekar, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban, seperti : lipatan, sesar, atau patahan. Porositas tipe ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara kuantitatip karena bentuknya tidak teratur.

3. Dolomitisasi, dalam proses ini batugamping (CaCO3) ditransformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia :

2CaCO3 + MgCl2

CaMg(CO3)2 + CaCl2Menurut para ahli, batugamping yang terdolomitasi mempunyai porositas yang lebih besar dari pada batugampingnya sendiri.

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), kompaksi, dan sementasi.2.1.1.2.2. Wettability

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 2.1), gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :

AT = (so - (sw = (wo. 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.

Gambar 2.1.

Kesetimbangan Gaya-Gaya Pada Batas Air-Minyak-Padatan.2)

Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positip (( < 90), yang berarti batuan bersifat water wet. Sedangkan bila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatip (( > 90), 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.

Distribusi cairan dalam sistem poripori batuan tergantung pada kebasahan, Distribusi fluida tersebut ditunjukkan pada (Gambar 2.2). Distribusi pendulair ring adalah keadaan dimana fasa yang membasahi tidak kontinyu dan fasa yang tidak membasahi ada dalam kontak dengan beberapa permukaan butiran batuan. Sedangkan distribusi funiculair ring adalah keadaan dimana fasa yang membasahi kontinyu dan secara mutlak terdapat pada permukaan butiran.

Gambar 2.2.

Distribusi Ideal Fasa Fluida "Wetting" Dan "Non Wetting"Untuk Kontak Antar Butir Butir Batuan Yang Bulat.2)a) Distribusi "Pendulair Ring"

b) Distribusi "Funiculair Ring"

2.1.1.2.3. 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 fasa" (Pnw) dengan fluida "Wetting fasa" (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 fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa 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) dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan dengan ketinggian di atas permukaan air bebas (oil-water contact), sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot antara h versus saturasi air (Sw), seperti pada (Gambar 2.3).

Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.

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.

Gambar 2.3.

Kurva Tekanan Kapiler.17)2.1.1.2.4. Saturasi

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 :

.....(2-7)

Saturasi air (Sw) adalah :

...(2-8)Saturasi gas (Sg) adalah :

.....(2-9)

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

Sg + So + Sw = 1 .....(2-10)

Jika diisi oleh minyak dan air saja maka : So + Sw = 1 .(2-11)

Gambar 2.4.

Variasi Pc Terhadap Sw.1)a) Untuk Sistem Batuan Yang Sama Dengan

Fluida Yang Berbeda.

b) Untuk Sistem Fluida Yang Sama Dengan

Batuan Yang Berbeda.Terdapat tiga faktor yang penting mengenai saturasi fluida, yaitu :

a. 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 ditunjukkan pada gambar 2.4.b. 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.

c. 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 .(2-12)2.1.1.2.5. Permeabilitas

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu ukuran yang menunjukkan kemampuan batuan berpori untuk meluluskan suatu fluida. Perhitungan permeabilitas pertama kali dikembangkan oleh Henry Darcy (1865), yang memberikan hubungan empiris dalam bentuk diferensial dengan persamaan sebagai berikut :

....(2-13)

dimana :

v = kecepatan aliran, cm/sec.

q = laju aliran fluida, cc/sec.

A = luas penampang media berpori, cm2. k = permeabilitas, darcy.

(= viskositas fluida, cp.

(P/(L = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm.

Tanda negatif pada Persamaan (2-13) menunjukkan bahwa bila terdapat penambahan tekanan dalam satu arah, maka akan mempunyai arah aliran yang berlawanan dengan arah penambahan tekanan tersebut.

Pemakaian persamaan Darcy mempunyai beberapa asumsi, yaitu :

aliran mantap (steady state)

fluida yang mengalir satu fasa dan incompressible

viskositas fluida yang mengalir konstan

tidak terjadi reaksi antara batuan dengan fluidanya

kondisi aliran isotermal

formasi homogen dan arah alirannya horisontal.

Pori-pori batuan reservoir umumnya berisi lebih dari satu macam fluida, sehingga permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu sebagai berikut :1. Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir didalamnya adalah satu fasa dan harganya tidak tergantung dari macam fluida yang mengalir.

2. Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir didalamnya lebih dari satu macam, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak, atau ketiganya mengalir bersama-sama.

3. Permeabilitas relatif, adalah perbandingan permeabilitas efektif batuan terhadap permeabilitas absolut batuan.

Gambar 2.5. Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas.2)

Dasar penentuan permeabilitas oleh Darcy ditunjukkan oleh gambar 2.5. Apabila Persamaan (2-13) diintegralkan dengan batas tekanan P1 sampai P2 dan batas panjang nol sampai L serta kecepatan aliran sama dengan laju aliran volumetrik per satuan luas penampang, maka :

......(2-14)

dimana : k = permeabilitas absolut, darcy. L = panjang batuan, cm. P1, P2 = tekanan pada titik 1 dan 2, atm.

Seperti yang telah disebutkan sebelumnya, pada kenyataannya jarang sekali ditemukan reservoir yang didalamnya hanya terdapat satu macam fluida, tetapi kemungkinan terdiri dari dua atau tiga macam fluida. Berdasarkan hal tersebut, maka dikembangkan konsep permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Permeabilitas efektif untuk masing-masing fluida dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan-persamaan sebagai berikut :

, dan

..(2-15)

Sedangkan permeabilitas relatif untuk masing-masing fluida adalah :

,

dan

2.1.1.2.6. Kompresibilitas Batuan

Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga konsep kompressibilitas batuan, antara lain :

a. Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.

b. Kompressibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

c. Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Diantara konsep diatas, kompressibilitas poripori 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 :

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

Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cp atau :

...(2-17)

dimana :

Vr= volume padatan batuan (grains).

Vp= volume pori-pori batuan.

P= tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan.

P* = tekanan luar (tekanan overburden).

2.1.2. Fluida Reservoir

Fluida reservoir yang terdapat dalam ruang pori-pori batuan reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang sangat kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifat-sifat dari fluida hidrokarbon perlu dipelajari untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain-lain.

Fluida reservoir minyak dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak.2.1.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir

Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Dalam pembahasannya akan dibicarakan mengenai sifat-sifat kimia dan fisika kedua jenis fluida reservoir tersebut.2.1.2.1.1. Hidrokarbon

Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen. Senyawa karbon dan hidrogen mempunyai banyak variasi yang terdiri dari hidrokarbon rantai terbuka, yang meliputi hidrokarbon jenuh dan tak jenuh serta hidrokarbon rantai tertutup (susunan cincin) meliputi hidrokarbon cyclic aliphatic dan hidrokarbon aromatic. Keluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog, anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat-sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah di ketahui Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom karbon pada struktur kimianya.A. Golongan Hidrokarbon Jenuh

Seri homolog dari hidrokarbon ini mempunyai rumus umum CnH2n+1 dan mempunyai ciri dimana atom-atom karbon diatur menurut rantai terbuka dan masing-masing atom dihubungkan oleh ikatan tunggal, dimana tiap-tiap valensi dari satu atom C berhubungan dengan atom C disebelahnya. Seri homolog hidrokarbon ini biasanya dikenal dengan nama alkana (Inggris : alkene) dimana penamaan anggota seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom karbon dalam sebutan Yunani dan diakhiri dengan akhiran "ana" (Inggris : "ane"). Senyawa dari golongan ini (alkana) disebut juga sebagai hidrokarbon golongan paraffin. Tabel II-9 menunjukkan contoh-contoh nama-nama anggota alkana sesuai dengan jumlah atom karbonnya.Tabel II-9.

Alkana (CnH2n+2).16)No. Karbon, nNama

1Methane

2Ethane

3Propane

4Butane

5Pentane

6Hexane

7Heptane

8Octane

9Nonane

10Decane

20Eicosane

30Triacontane

Pada tekanan dan temperatur normal empat alkana yang pertama merupakan gas. Sebagai hasil meningkatnya titik didih (boiling point) karena penambahan jumlah atom karbon maka mulai pentana (C5H12) sampai hepta dekana (C17H36) merupakan cairan. Sedangkan alkana yang mengandung 18 atom karbon atau lebih merupakan padatan (solid). Alkana dengan rantai bercabang memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang berlainan dengan n-alkana, dimana untuk rantai bercabang memperlihatkan sifat-sifat fisik yang kurang beraturan.

Perubahan dalam struktur menyebabkan perubahan didalam gaya antar molekul (inter molekuler force) yang menghasilkan perbedaan pada titik lebur dan titik didih diantara isomer-isomer alkana.

Seri n-alkana yang diberikan pada Tabel II-10 memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang tidak begitu tajam.Tabel II-10.

Sifat Sifat Fisik n-Alkana.16)NNameBoiling Point

oFMelting Point

oFSpecific Gravity

60o/60 oF

1Methane-258.7-296.6

2Ethane-127.5-297.9

3Propane-43.7-305.80.508

4Butane31.1-217.00.584

5Pentane96.9-201.50.631

6Hexane155.7-139.60.664

7Heptane209.2-131.10.688

8Octane258.2-70.20.707

9Nonane303.4-64.30.722

10Decane345.5-21.40.734

11Undecane384.6-150.740

12Dodecane421.3140.749

15Pentadecane519.1500.769

20Eicosane648.999

30Triacontane835.5151

B. Golongan Hidrokarbon Tak Jenuh

Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua ataupun rangkap tiga (triple), yang digunakan untuk mengikat dua atom C yang berdekatan. Oleh karena itu, valensi yang semula tersedia untuk mengikat atom hidrokarbon telah digunakan untuk mengikat atom C yang berdekatan, dengan cara ikatan rangkap dua atau rangkap tiga yang mengikat dua atom C, maka hidrokarbon seperti ini disebut hidrokarbon tak jenuh atau disebut juga sebagai keluarga alkena (Inggris : alkene) dengan rumus umum CnH2n.

Dalam keadaan yang menguntungkan, hidrokarbon tak jenuh dapat menjadi jenuh dengan penambahan atom-atom hidrokarbon pada rantai ikatan tersebut.Tabel II-11.

Sifat-Sifat Fisik Alkena.16)NameFormulaBoiling

Point,

oFMelting

Point,

oFSpecific

Gravity,

60o/60 oF

EthyleneCH2 = CH2-154.6-272.5

PropyleneCH2 = CHCH3-53.9-301.4

1-buteneCH2 = CH CH2CH320.7-301.60.601

1-penteneCH2 = CH(CH2)2CH386-265.40.646

1-hexeneCH2 = CH(CH2)3CH3146-2160.675

1-hepteneCH2 = CH(CH2)4CH3199-1820.698

1-octeneCH2 = CH(CH2)5CH3252-1550.716

1-noneneCH2 = CH(CH2)6CH32950.731

1-deceneCH2 = CH(CH2)7CH33400.743

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-11). Sebagaimana pada alkana, maka untuk alkena terjadi juga peningkatan titik didih dengan bertambahnya kandungan atom karbon, dimana peningkatannya mendekati 20 - 30 oC untuk setiap penambahan atom karbon.

Secara kimiawi, karena alkena merupakan ikatan rangkap, maka alkena lebih reaktip bila dibandingkan dengan alkana. Senyawa hidrokarbon tak jenuh yang telah dijelaskan diatas hanya mempunyai satu ikatan rangkap yang lebih dikenal dengan deretan olefin, tetapi ada juga diantara senyawa-senyawa hidrokarbon yang mengandung dua atau lebih ikatan ganda (double bond), seperti alkadiena, alkatriena, serta alkatetraena.

Selain ikatan ganda, senyawa hidrokarbon tak jenuh ada juga yang mempunyai ikatan rangkap tiga (triple bond) yang dikenal sebagai deretan asetilen. Rumus umum deretan asetilen adalah CnH2n-2, dimana dalam tiap molekul terdapat ikatan rangkap tiga yang mengikat dua atom karbon yang berdekatan. Pemberian nama untuk deret ini sama dengan untuk deret alkena dengan memberi akhiran "una" (Inggris : "yne").

Sifat-sifat fisik deret asetilen ini hampir sama dengan alkana dan alkena, sedang sifat-sifat kimianya hampir sama dengan alkena, dimana keduanya lebih reaktip dari alkana.C. Golongan Naftena Aromat yang Polisiklis

Senyawa golongan ini merupakan senyawa hidrokarbon, dimana susunanatom karbonnya berbentuk cincin. Golongan ini termasuk hidrokarbon jenuh tetapi rantai karbonnya merupakan rantai tertutup. Yang umum dari golongan ini adalah sikloalkana atau dikenal juga sebagai naftena, sikloparafin atau hidrokarbon alisiklik. Disebut sikloparafin karena sifat-sifatnya mirip dengan parafin sebagaimana terlihat pada (Tabel II-12). Apabila dalam keadaan tidak mengikat gugus lain, maka rumus golongan naftena atau sikloparafin ini adalah CnH2n. Rumus ini sama dengan rumus untuk seri alkena, tetapi sifat fisik keduanya jauh berbeda karena strukturnya yang sangat berbeda.Tabel II-12.

Sifat-Sifat Fisik Hidrokarbon Naftena Aromat Yang Polisiklis.16)NameBoiling

Point,

oFMelting

Point,

oFSpesific

Gravity60o/60 oF

Cyclopropane-27-197

Cyclobutane55-112

Cyclopentane121-1370.750

Cyclohexane177440.783

Cycloheptane244100.810

Cyclooctane300570.830

Metylcyclopentane161-2240.754

Cis-1, 2-dimethylcyclopentane210-800.772

Trans-1, 2-dimethylcyclopentane198-1840.750

Methylcyclohexane214-1960.774

Cyclopentene115-1350.774

1, 3-cyclopentadiene108-1210.798

Cyclohexene181-1550.810

1,3-cyclohexadiene177-1440.840

1,4-cyclohexadiene189-560.847

D. Golongan Aromatik

Pada deret ini hanya terdiri dari benzena dan senyawa-senyawa hidrokarbon lainnya yang mengandung benzena. Rumus umum dari golongan ini adalah CnH2n-6, dimana cincin benzena merupakan bentuk segi enam dengan tiga ikatan tunggal dan tiga ikatan rangkap dua secara berselang-seling.

Adanya tiga ikatan rangkap pada cincin benzena seolah-olah memberi petunjuk bahwa golongan ini sangat reaktif. Tetapi pada kenyataannya tidaklah demikian, walaupun golongan ini tidak sestabil golongan parafin. Jadi deretan benzena tidak menunjukkan sifat reaktip yang tinggi seperti olefin. Secara sederhana dapat dikatakan bahwa sifat benzena ini pertengahan antara golongan parafin dan olefin. Ikatan-ikatan dari deret hidrokarbon aromatik terdapat dalam minyak mentah yang merupakan sumber utamanya.

Pada suatu suhu dan tekanan standard, hidrokarbon aromatik ini dapat berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzena merupakan zat cair yang tidak berwarna dan mendidih pada temperatur 176 F. Nama hidrokarbon aromatik diberikan karena anggota deret ini banyak yang memberikan bau harum.2.1.2.1.2. Air Formasi

Air formasi mempunyai komposisi kimia yang berbeda-beda antara reservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu analisa kimia pada air formasi perlu sekali dilakukan untuk menentukan jenis dan sifat-sifatnya. Dibandingkan dengan air laut, maka air formasi ini rata-rata memiliki kadar garam yang lebih tinggi. Sehingga studi mengenai ion-ion air formasi dan sifat-sifat fisiknya ini menjadi penting artinya karena kedua hal tersebut sangat berhubungan dengan terjadinya plugging (penyumbat) 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 organis seperti asam nafta dan asam gemuk. Sedangkan komposisi ion-ion penyusun air formasi seperti terlihat pada (Tabel II-13) terdiri dari kation-kation Ca, Mg, Fe, Ba, dan anion-anion chlorida, CO3, HCO3, dan SO4.

Air formasi mempunyai kation-kation dan anion-anion dengan jumlah tertentu yang biasanya dinyatakan dalam satuan part per million (ppm) seperti yang ditunjukkan pada (Tabel II-13). Kation-kation air formasi antara lain adalah : Calcium (Ca++), Magnesium (Mg++), Natrium (Na+), Ferrum (Fe+), dan Barium (Ba++). Sedangkan yang termasuk anion-anion air formasi adalah Chloride (Cl-), Carbonate (CO3) dan Bicarbonate (HCO3), serta Sulfat (SO4).Tabel II-13.Komposisi Kimia Air Formasi.20)Composition IonConnate Water

From Well#23

Stover Faria,

McKean Country,Pa.

Parts Per MillionSea Water

Parts Per Million

Ca++13,260420

Mg++1,9401,300

Na+31,95010,710

K+650..

SO4_7302,700

Cl77,34019,410

Br320........

I-10........

Total126,20034,540

2.1.2.2. Sifat Fisik Fluida Reservoir

Beberapa sifat fisik fluida yang perlu diketahui adalah : berat jenis, viskositas, faktor volume formasi, dan kompresibilitas.2.1.2.2.1. Gas1. Viskositas Gas

Viskositas gas akan naik dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini tabiat gas akan berlainan dengan cairan, untuk gas sempurna viskositasnya tidak tergantung dari tekanan. Gas sempurna berubah menjadi gas tidak sempurna bila tekanannya dinaikkan dan tabiatnya mendekati tabiat zat cair.

Salah satu cara untuk menentukan viskositas gas yaitu dengan korelasi grafis (Carr et. al.), dimana cara ini untuk menentukan viskositas gas campuran pada sembarang tekanan maupun suhu dengan memperhatikan adanya gas-gas ikutan, seperti H2S, CO2, dan N2. Adanya gas-gas non-hidrokarbon tersebut akan memperbesar viskositas gas campuran.

Gambar 2.6.Viscositas Gas Pada Tekanan Atmosphire.16)2. Densitas Gas

Densitas didefinisikan sebagai massa tiap satuan volume dan dalam hal ini massa dapat diganti oleh berat gas, m. Sesuai dengan persamaan gas ideal, maka rumus densitas untuk gas ideal adalah :

.(2-18)dimana :

m=berat gas, lb.

V=volume gas, cuft.

M=berat molekul gas, lb/lb mole.

P=tekanan reservoir, psia.

T=temperatur, R.

R =konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole R.

Rumus di atas hanya berlaku untuk gas berkomponen tunggal. Sedangkan untuk gas campuran digunakan rumus sebagai berikut :

...(2-19)dimana :

z=faktor kompresibilitas gas.

Ma =berat molekul tampak = ( yi Mi.

yi=fraksi mol komponen ke-i dalam suatu campuran gas.

Mi =berat molekul untuk komponen ke-i dalam suatu campuran gas.3. Faktor volume Formasi Gas

Faktor volume formasi gas adalah perbandingan volume dari sejumlah gas pada kondisi reservoir dengan kondisi standard, dapat dituliskan:

.......(2-20)atau :

....(2-21)

4. Kompressibilitas Gas

Kompressibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume per unit perubahan tekanan, atau dapat dinyatakan dengan persamaan :

....(2-22)

Gambar 2.7.

Koreksi Harga z (deviation faktor) Katz Dan Standing.16)5. Faktor Deviasi

Dengan diketahuinya harga Ppc dan Tpc, maka harga Pr dan Tr dapat dihitung. Untuk menentukan harga z (deviation faktor), Katz dan Standing telah membuat korelasi berupa grafik z = f(Pr,Tr) dapat dilihat pada gambar 2.7.2.1.2.2.2. Minyak

1. Viscositas Minyak

Viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir.

Viskositas dinyatakan dengan persamaan :

.............(2-23)dimana :

(= viskositas, gr/(cm.sec).

F= shear stress.

A= luas bidang paralel terhadap aliran, cm2.

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

Viskositas minyak dipengaruhi oleh P, T, dan Rs. Hubungan antara viskositas minyak ((o) terhadap P dan T dapat dilihat pada gambar 2.8.

Gambar 2.8.

Pengaruh Viscositas Minyak Terhadap Berbagai Tekanan.16)2. Densitas Minyak

Densitas adalah perbandingan berat masa suatu substansi dengan unit dari volume tersebut.Cara penentuan diantaranya dengan mencari hubungan antara densitas minyak dengan pengaruh GOR (dikembangkan oleh Katz). Dengan cara ini ketelitian berbeda 3% dari hasil percobaan.

Gambar 2.9.

Grafik Penentuan Gravity Gas Bila Diketahui Rs Dan 0API.4)Hubungan tersebut dapat dituliskan :

.........(2-24)dimana :

(o= densitas minyak, lbm/cuft.

(sc=

........(2-25) Spesific gravity gas yang terlarut dalam minyak ini dapat dicari hubungan Rs (Gambar 2.7.).

Bila harga kelarutan gas dan komposisi gas diketahui, maka untuk menghitung (0 dapat digunakan korelasi Standing, yaitu mengoreksi adanya CH4 C2H6 yang masih berupa gas (Gambar 2.9).3. Faktor Volume Formasi Minyak

Faktor volume formasi minyak adalah perbandingan relatip antara volume minyak awal (kondisi reservoir) terhadap volume minyak akhir (kondisi tangki pengumpul), bila dibawa ke keadaan standart.

Standing melakukan perhitungan Bo secara empiris :

Bo = 0.972 + 0.000147.F1.175 .....(2-26)

.....(2-27)dimana :

Rs = kelarutan gas dalam minyak, scf/stb.

(o= specific gravity minyak, lb/cuft.

(g= specific gravity gas, lb/cuft.

T= temperatur, F.Harga Bo dipengaruhi oleh tekanan, dimana :

a. Tekanan dibawah Pb (P < Pb), Bo akan turun akibat sebagaian gas terbebaskan.

b. Tekanan diantara Pi dan Pb (Pb < P < Pi), Bo akan naik sebagai akibat terjadinya pengembangan gas.

Grafik hubungan Bo terhadap tekanan dapat dilihat pada gambar 2.10.

Gambar 2.10.Bo Sebagai Fungsi Tekanan.4)4. Kompressibilitas Minyak

Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut:

.....(2-28)Persamaan (2-28) dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu :

..(2-29)dimana :

Bob=faktor volume formasi pada tekanan bubble point, bbl/stb.

Boi=faktor volume formasi pada tekanan reservoir, bbl/stb.

Pi =tekanan reservoir. psi.

Pb=tekanan bubble point, psi.5. Kelarutan Gas dalam Minyak

Kelarutan gas (Rs) adalah banyaknya volume gas yang terbebaskan (pada kondisi standart) dari suatu minyak mentah di dalam reservoir, yang di permukaan volumenya sebesar satu stock tank barrel ditunjukkan pada gambar 2.11.

Faktor faktor yang mempengaruhi Rs adalah :

- Tekanan, pada suhu tetap, kelarutan gas dalam sejumlah zat cair

tertentu berbanding lurus dengan tekanan .

- Komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas dalam minyak semakin besar dengan menurunnya specific gravity minyak.

- Temperatur, Rs akan berkurang dengan naiknya temperatur.

Gambar 2.11.

Rs Sebagai Fungsi Tekanan.19)2.1.2.2.3. Air Formasi1. Viskositas Air Formasi

Viskositas air formasi ((w) akan naik terhadap turunnya temperatur dan terhadap kenaikkan tekanan seperti terlihat pada gambar 2.12, yang merupakan hubungan antara kekentalan air formasi terhadap tekanan dan temperatur. Kegunaan mengetahui perilaku kekentalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir.

Gambar 2.12.

Viscositas Air Formasi Sebagai Fungsi Temperatur.16)2. Densitas Air Formasi

Densitas air formasi (brine) pada kondisi standart yang merupakan fungsi total padatan. Berat jenis formasi ((w) pada reservoir dapat ditentukan dengan membagi (w pada kondisi standart dengan faktor volume formasi (Bw) dan perhitungan itu dapat dilakukan bila air formasi jenuh terhadap gas alam pada kondisi reservoir.3. Faktor Volume Formasi Air Formasi

Faktor volume formasi air formasi (Bw) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan, pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya suhu. (Gambar 2.13). menunjukkan hubungan faktor volume formasi air-formasi dengan tekanan.

Gambar 2.13.

Tipe Faktor Volume Formasi Air Formasi Sebagai Fungsi Tekanan.16)

Faktor volume formasi air-formasi bisa ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :

Bw = (1 + (Vwp)(1 + (Vwt) .......(2-30)dimana :

(Vwt = penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu, faktor ini ditentukan dengan menggunakan (Gambar 2.14).

(Vwp=penurunan volume selama penurunan tekanan, faktor ini ditentukan dengan menggunakan (Gambar 2.15).

Gambar 2.14.

( Vwt Sebagai Fungsi Suhu Reservoir.16)

Gambar 2.15.

(Vwp Sebagai Fungsi Tekanan Reservoir.16)

Faktor volume formasi air formasi meningkat, hal ini disebabkan oleh pengembangan air formasi pada tekanan dibawah tekanan jenuh, gas keluar dari larutan tetapi karena rendahnya kelarutan gas dalam air formasi, maka penyusutan fasa cair relatip kecil. Dan biasanya penyusutan ini tidak cukup untuk mengimbangi pengembangan air formasi pada penurunan tekanan, sehingga faktor volume formasi air-formasi terus meningkat dibawah tekanan jenuh.4. Kompresibilitas Air Formasi

Kompresibilitas air murni tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air. Kompresibilitas air murni tanpa adanya gas terlarut didalamnya ditunjukkan pada gambar 2.16.

Kompresibilitas air murni pada suhu konstan dinyatakan dalam persamaan berikut

....(2-31)dimana :

Cwp= kompressibilitas air murni, psi-1.

V = volume air murni, bbl.

(V= perubahan volume air murni, bbl.

(P= perubahan tekanan, psi.

Selain itu kompresibilitas air formasi dapat ditentukan dengan persamaan :

Cw = Cwp(1 + 0.0088 Rsw) ..(2-32)dimana :

Rsw= kelarutan gas dalam air formasi.

Cwp= kompressibilitas air murni, psi-1.

Cw= kompressibilitas air formasi, psi.

Gambar 2.16.

Kompresibilitas Air Formasi Sebagai Fungsi Tekanan Dan Temperatur.7)

Gambar 2.17.

Faktor Koreksi Terhadap Gas Yang Terlarut.4)5. Kelarutan Gas dalam Air Formasi

Kelarutan gas dalam air formasi akan lebih kecil bila dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur yang sama. Pada temperatur tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air formasi mula-mula menurun sampai harga minimum kemudian naik lagi terhadap naiknya suhu, dan kelarutan gas dalam air formasi akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam (Gambar 2.18). Dengan demikian kelarutan gas dalam air formasi juga dipengaruhi

oleh kegaraman air formasi, maka harga kelarutan gas dalam air formasi perlu dikoreksi, seperti yang ditunjukkan pada gambar 2.19.

Gambar 2.18.

Kelarutan Gas Dalam Air Formasi Sebagai

Fungsi Temperatur Dan Tekanan.4) Gambar 2.19.

Koreksi Terhadap Kegaraman Untuk Kelarutan Gas

Dalam Air Formasi.4)2.2. Kondisi Reservoir

Tekanan dan temperatur merupakan besaran-besaran yang sangat penting dan berpengaruh terhadap keadaan reservoir, baik pada batuan maupun fluidanya (air, minyak, dan gas). Tekanan dan temperatur lapisan kulit bumi dipengaruhi oleh adanya gradient kedalaman, letak dari lapisan, serta kandungan fluidanya.

2.2.1. Tekanan Reservoir

Tekanan reservoir dapat terjadi oleh salah satu atau kedua sebab-sebab berikut:

a. Tekanan hidrostatik, yang disebabkan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori batuan diatasnya.

b. Tekanan overburden, yang disebabkan oleh berat batuan diatasnya serta kandungan fluidanya.

Pada prinsipnya tekanan reservoir adalah bervariasi terhadap kedalaman. Hubungan antara tekanan dengan kedalaman ini disebut dengan gradient tekanan. Gradient tekanan hidrostatik air murni adalah 0.433 psi/ft, sedangkan untuk air asin berkisar antara 0.433 - 1 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut dianggap sebagai tekanan abnormal. Gradient tekanan overburden adalah :

2.3 x 0.433 psi/ft = 1 psi/ft

Setelah akumulasi hidrokarbon didapat, maka salah satu test yang harus dilakukan adalah test untuk menentukan tekanan reservoir, yaitu tekanan awal reservoir, tekanan statik sumur, tekanan alir dasar sumur, dan gradient tekanan reservoir. Data tekanan tersebut akan berguna didalam menentukan produktivitas formasi produktip serta metode produksi yang akan digunakan, sehingga dapat diperoleh recovery hidrokarbon yang optimum tanpa mengakibatkan kerusakan formasi.

Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali diketemukan. Tekanan dasar sumur pada sumur yang sedang berproduksi disebut tekanan aliran (flowing) sumur. Kemudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu akan didapat tekanan statik sumur.2.2.2. Temperatur Reservoir

Berdasarkan anggapan bahwa bumi berisi magma yang sangat panas, maka dengan bertambahnya kedalaman temperatur juga akan naik. Besar kecilnya kenaikan temperatur tergantung pada gradien temperaturnya. Gradien temperatur ini disebut juga dengan gradien geotermal, yaitu bilangan yang menunjukkan besarnya kenaikan temperatur tiap turun kedalam bumi secara tegak lurus sedalam satu ft. Gradien geotermal ini biasanya berkisar 1.6 F tiap 100 ft. Secara matematik temperatur formasi dapat ditentukan dengan persamaan sebagai berikut :

TD = Tp + (gT ( D) .(2-33)dimana :

TD = temperatur pada kedalaman D, F.

Tp = temperatur permukaan rata-rata, F.

gT = gradien temperatur, F/ft.

D = kedalaman, ft.2.3. Jenis-Jenis Perangkap

Jenis-jenis reservoir dapat dikelompokkan menjadi tiga yaitu : berdasarkan fasa fluida, perangkap reservoir, dan mekanisme pendorong.3.3.1. Berdasarkan Perangkap Geologi

Jenis reservoir berdasarkan perangkap reservoir dapat dibagi menjadi tiga, yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi, dan perangkap kombinasi struktur dan stratigrafi.2.3.1.1. Perangkap Struktur

Perangkap struktur merupakan perangkap yang paling orisinil dan sampai dewasa ini merupakan perangkap yang paling penting. Jelas di sini berbagai unsur perangkap yang membentuk lapisan penyekat dan lapisan reservoir sehingga dapat menangkap minyak, disebabkan gejala tektonik atau struktur, misalnya pelipatan dan pematahan. Sebetulnya kedua unsur ini merupakan unsur utama dalam pembentukan perangkap.

Perangkap yang disebabkan perlipatan merupakan perangkap utama. Unsur yang mempengaruhi perangkap ini adalah lapisan penyekat dan penutup yang berada diatasnya dan dibentuk sedemikian sehingga minyak tidak dapat lagi kemana-mana, seperti yang ditunjukkan pada gambar 2.20.

Untuk mengevaluasi suatu perangkap lipatan terutama mengenai ada tidaknya tutupan (batas maksimal wadah dapat diisi oleh fluida), jadi tidak dipermasalahkan apakag lipatan itu ketat atau landai, yang penting adalah adanya tutupan. Suatu lipatansehingga tidak dapat disebut suatu perangkap. Disamping itu ada tidaknya tutupan tergantung pada faktor struktur dan posisinya ke dalam. Contohnya, pada permukaan didapatkan struktur tutupan tetapi makin ke dalam makin menghilang. Jadi untuk mengevaluasi perangkap pelipatan selain dari adanya tutupan juga harus dievaluasi apakah tutupan tersebut terdapat pada lapisan reservoir.

Gambar 2.20.Prinsip Penjebakan Minyak Dalam Perangkap Struktur.13)

Perangkap patahan sering juga terdapat dalam berbagai reservoir minyak dan gas. Gejala patahan (sesar) dapat bertindak sebagai unsur penyekat dalam penyaluran minyak. Sering dipermasalahkan apakah patahan itu merupakan penyekat atau penyalur. Smith (1966) mengemukakan bahwa persoalan patahan sebagai penyekat sebetulnya tergantung dari tekanan kapiler. Secara teoritis, memperlihatkan bahwa patahan dalam batuan yang basah air tergantung pada tekanan kapiler dari medium dalam jalur patahan tersebut. Besar-kecilnya tekanan yang disebabkan oleh pelampungan minyak atau kolom minyak terhadap besarnya tekanan kapiler, menentukan sekali apakah patahan itu bertindak sebagai penyalur atau penyekat. Jika tekanan tersebut lebih besar daripada tekanan kapiler maka minyak masih dapat tersalurkan melalui patahan, tetapi jika lebih kecil maka patahan tersebut bertindak sebagai suatu penyekat. Patahan yang berdiri sendiri tidaklah dapat membentuk suatu perangkap. Ada beberapa unsur lain yang harus dipenuhi untuk terjadinya suatu perangkap yang betul-betul hanya disebabkan karena patahan, yaitu :

1. Adanya kemiringan wilayah

2. Harus paling sedikit dua patahan yang berpotongan

3. Adanya suatu pelengkungan lapisan atau suatu pelipatan

4. Pelengkungan dari patahan itu sendiri dan kemiringan wilayah

Dalam prakteknya jarang sekali terdapat perangkap patahan yang murni. Patahan biasanya hanya merupakan suatu pelengkung daripada suatu perangkap struktur.

Gambar 2.21.Beberapa Unsur Utama Dalam Perangkap Stratigrafi,

Penghalang-Permeabilitas Dan Kedudukan Struktur.13)

2.3.1.3. Perangkap Stratigrafi

Prinsip perangkap stratigrafi ialah minyak dan gas terjebak dalam perjalanannya ke atas, terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, karena batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain atau batuan yang karakteristik reservoir menghilang sehingga merupakan penghalang permeabilitasnya. Beberapa unsur utama perangkap stratigrafi (Gambar 2.21) ialah :1. Adanya perubahan sifat lithologi dengan beberapa sifat reservoir, ke satu atau beberapa arah sehingga merupakan penghalang permeabilitas.

2. Adanya lapisan penutup/penyekat yang menghimpit lapisan reservoir tersebut ke arah atas atau ke pinggir.

3. Keadaan struktur lapisan reservoir yang sedemikian rupa sehingga dapat menjebak minyak yang naik. Kedudukan struktur ini sebetulnya melokalisasi posisi tertinggi daripada daerah potensial rendah dalam lapisan reesrvoir yang telah tertutup dari arah atas dan pinggir oleh beberapa unsur tersebut di atas. Kedudukan struktur ini dapat disebabkan oleh kedudukan pengendapan atau juga karena kemiringan wilayah.

Perubahan sifat litologi/ sifat reservoir ke suatu arah daripada lapisan reservoir dapat disebabkan :

1. Pembajian, dimana lapisan reservoir yang dihimpit di antara lapisan penyekat menipis dan menghilang, dapat dilihat pada gambar 2.22.2. Penyerpihan (shale-out), dimana ketebalan tetap, akan tetapi sifat litologi berubah (Gambar 2.23).3. Persentuhan dengan bidang erosi.

Gambar 2.22.Pembajian Lapisan Reservoir Sebagai

Unsur Perangkap Stratigrafi.13)

Pada hakekatnya, perangkap stratigrafi didapatkan karena letak posisi struktur tubuh batuan sedemikian sehingga batas lateral tubuh tersebut merupakan penghalang permeabilitas ke arah atas atau ke pinggir. Jika tubuh batuan reservoir itu kecil dan sangat terbatas, maka posisi struktur tidak begitu penting, karena seluruhnya atau sebagian besar dari tubuh tersebut merupakan perangkap. Posisi struktur hanya menyesuaikan letak hidrokarbon ada bagian tubuh reservoir (Gambar 2.24).

Gambar 2.23.Penyerpihan Lapisan Reservoir (Jari-Jemari)

Sebagai Unsur Perangkap Stratigrafi.13)

Gambar 2.24. Penampang Beberapa Tubuh Pasir Memperlihatkan Posisi

Akumulasi Minyak Bumi Karena Kedudukan Struktur.13)

Jika tubuh reservoir memanjang atau meluas, maka posisi struktur sangat penting. Perangkap tidak akan terjadi jika tubuh reservoir berada dalam keadaan horisontal. Jika bagian tengah tubuh terlipat, maka perangkap yang terjadi adalah perangkap struktur (antiklin). Untuk terjadinya perangkap stratigrafi, maka posisi struktur lapisan reservoir harus sedemikian sehingga salah satu batas lateral tubuh reservoir (yang dapat berupa unsur di atas tadi), merupakan penghalang permeabilitas ke atas.

Levorsen (1954), membagi perangkap stratigrafi sebagai berikut :

1. Tubuh batuan reservoir terbatas (lensa) : a. Batuan reservoir klastik detritus dan volkanik.

b. Batuan reservoir karbonat; terumbu, bioherm2. Pembajian, perubahan fasies ataupun porositas dari lapisan reservoir ke suatu arah regional ataupun lokal dari : a. Batuan reservoir klastik detritus

b. Batuan reservoir karbonat.3. Perangkap ketidak-selarasan. 2.3.1.3. Perangkap Kombinasi

Perangkap reservoir kebanyakan merupakan kombinasi perangkap struktur dan perangkap stratigrafi dimana setiap unsur struktur merupakan faktor bersama dalam membatasi bergeraknya minyak dan gas. Beberapa kombinasi antara unsur stratigrafi dan unsur struktur adalah sebagai berikut :

1. Kombinasi antara lipatan dengan pembajian

Dalam gambar 2.25, dapat dilihat bahwa kombinasi lipatan dengan pembajian dapat terjadi karena salah satu pihak, pasir menghilang dan di lain pihak hidung antiklin menutup arah lainnya. Maka jelaslah hal ini sering terjadi pada perangkap stratigrafi normal.

2. Kombinasi antara patahan dan pembajian

Pembajian yang berkombinasi dengan patahan jauh lebih biasa daripada pembajian yang berdiri sendiri. Kombinasi ini dapat terjadi karena terdapat suatu kemiringan wilayah yang membatasi bergeraknya ke suatu arah dan diarah lain ditahan oleh adanya suatu patahan dan pada arah lainnya lagi ditahan oleh pembajian (Gambar 2.26).

Gambar 2.25.Kombinasi Perangkap Stratigrafi Dan Struktur Lipatan

Dimana Di Satu Pihak Lapisan Reservoir Membaji.13)

Gambar 2.26.Peta Struktur Perangkap Kombinasi Patahan Dan Pembajian.13)2.3.2. Berdasarkan Kelakuan Fasa

Jenis reservoir berdasarkan fasa fluida reservoir dapat dibagi menjadi lima, yaitu reservoir minyak berat, reservoir minyak ringan, reservoir gas kondensat, reservoir gas basah, dan reservoir gas kering.2.3.2.1. Reservoir Minyak Berat

Diagram fasa dari minyak berat (low shrinkage crude oil) diperlihatkan pada gambar 2.27. Sebagai catatan disini adalah bahwa daerah dua fasa mencakup kisaran tekanan yang lebar dan juga bahwa temperatur kritik dari minyak adalah lebih tinggi dari temperatur reservoir.

Gambar 2.27.Diagram Fasa Dari Minyak Berat.16)

Garis vertikal 1-2-3 memperlihatkan pengurangan tekanan dengan temperatur konstan yang terjadi apabila minyak tersebut diproduksikan. Garis yang putus-putus memperlihatkan kondisi tekanan-temperatur yang terjadi apabila minyak meninggalkan reservoir dan mengalir melewati tubing menuju ke seperator.

Titik 1 menunjukkan bahwa keadaan reservoir dikatakan tidak jenuh (undersaturated), sedangkan titik 2 menunjukkan keadaan reservoir jenuh (saturated) dimana minyak mengandung gas sebanyak-banyaknya dan suatu pengurangan tekanan akan menyebabkan pembentukan fasa gas. Pada titik 3 fluida yang tetap berada di reservoir terdiri dari 75% mol cairan atau 25% mol gas.

Titik yang menunjukkan tekanan dan temperatur di dalam seperator terletak hampir dekat dengan garis titik gelembung yang diperkirakan 85% mol minyak diproduksikan tetap sebagai cairan pada kondisi seperator. Karena mempunyai prosentase cairan yang cukup tinggi, maka minyak ini disebut "low shrinkage crude oil".

Apabila diproduksikan maka minyak berat ini biasanya menghasilkan gas oil ratio permukaan sebesar 500 scf/stb dengan gravity 30API atau lebih. Cairan produksi biasanya berwarna hitam dan lebih pekat lagi.

Gambar 2.28.Diagram Fasa Dari Minyak Ringan.16)2.3.2.2. Reservoir Minyak Ringan

Diagram fasa dari minyak ringan (high shrinkage crude oil) diperlihatkan pada gambar 2.28. Garis vertikal menunjukkan pengurangan tekanan dengan temperatur tetap selama produksi. Titik 1 dan titik 2 mempunyai pengertian yang sama dengan diagram sebelumnya, bedanya apabila tekanan diturunkan di bawah garis titik gelembung, prosentase gas akan lebih besar. Titik 3 reservoir mengandung 40% mol cairan.

Diperkirakan 65% fluida tetap sebagai cairan pada kondisi separator. Oleh karenanya minyak disebut sebagai minyak ringan (high shrinkage crude oil). Jadi minyak ini mengandung relatip sedikit molekul berat bila dibandingkan dengan minyak berat.

Apabila diproduksikan maka minyak ringan ini biasanya menghasilkan gas oil ratio permukaan sebesar kurang lebih 8000 scf/stb dengan gravity sekitar 50oAPI. Cairan produksi biasanya berwarna gelap.2.3.2.3. Reservoir Kondensat

Adakalanya temperatur reservoir terletak diantara titik kritis dengan cricondenterm dari fluida reservoir (Gambar 2.29). Sekitar 25% mol fluida produksi tetap sebagai cairan di permukaan. Cairan yang diproduksikan dari campuran hidrokarbon ini disebut "gas kondensat".

Gambar 2.29.Diagram Fasa Dari Gas Kondensat.16)

Pada titik 1 reservoir hanya terdiri dari satu fasa dan dengan turunnya tekanan reservoir selama produksi berlangsung, terjadi kondensasi retrograde dalam reservoir. Pada titik 2 (titik embun) cairan mulai terbentuk dan dengan turunnya tekanan dari titik 2 ke titik 3, jumlah cairan dalam reservoir bertambah. Pada titik 3 ini merupakan titik dimana jumlah maksimum cairan yang bisa terjadi. Penurunan selanjutnya menyebabkan cairan menguap.

Gas oil ratio produksi dari reservoir kondensat dapat mencapai sekitar 70.000 scf / stb dengan gravity cairan sebesar 60 API. Cairan produksi biasanya berwarna cerah.2.3.2.4. Reservoir Gas Basah

Diagram fasa dari campuran hidrokarbon terutama mengandung molekul lebih kecil, umumnya terletak dibawah temperatur reservoir. Contoh dari diagram fasa untuk gas basah diberikan (Gambar 2.30).

Gambar 2.30.Diagram Fasa Dari Gas Basah.16)

Dalam kasus ini fluida berbentuk gas secara keseluruhan dalam pengurangan tekanan reservoir. Karena kondisi seperator terletak di dalam daerah dua fasa, maka cairan akan terbentuk di permukaan. Cairan ini umumnya dikenal sebagai "kondensat" atau gas yang dihasilkan disebut "gas kondensat".

Kata basah menunjukkan bahwa gas mengandung molekul-molekul hidrokarbon ringan yang pada kondisi permukaan membentuk fasa cair. Pada kondisi seperator, gas biasanya mengandung lebih banyak hidrokarbon menengah. Kadang-kadang gas ini diproses untuk dipisahkan cairan butana dan propanannya.

Gas basah dicirikan dengan gas oil ratio permukaan lebih dari 100.000 scf/stb. Asosiasi minyak tangki pengumpul biasanya adalah air sebagai gravity lebih besar daripada 50 API.

Gambar 2.31.

Diagram Fasa Dari Gas Kering.16)2.3.2.5. Reservoir Gas Kering

Diagram fasa untuk gas kering diperlihatkan pada gambar 2.31. Untuk campuran ini, baik kondisi reservoirnya maupun kondisi seperator terletak di luar daerah dua fasa. Tidak ada cairan yang dapat dibentuk dalam reservoir atau di permukaan dan gasnya disebut "gas alam".

Kata kering menunjukkan bahwa fluida tidak cukup mengandung molekul hidrokarbon berat untuk membentuk cairan di permukaan. Tetapi perbedaan antara gas kering dan gas basah tidak tetap, biasanya sistem yang gas oil ratio-nya lebih dari 100.000 scf / stb dipertimbangkan sebagai gas kering.3.3.2. Berdasarkan Mekanisme Pendorong

Telah diketahui bahwa minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoirnya ke lubang sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongnya. Jenis reservoir berdasarkan mekanisme pendorong reservoir dibagi menjadi lima, yaitu : solution gas drive reservoir, gas cap drive reservoir, water drive reservoir, gravitational segregation drive reservoir, dan combination drive reservoir.

Gambar 2.32.

Solution Gas Drive Reservoir.6)2.3.3.1. Solution Gas Drive Reservoir

Reservoir jenis ini disebut solution gas drive disebabkan oleh karena energi pendesak minyaknya adalah terutama dari perubahan fasa pada hidrokarbon-hidrokarbon ringannya yang semula merupakan fasa cair menjadi gas. Kemudian gas yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke sumur produksinya pada saat penurunan tekanan reservoir karena produksi tersebut.(Gambar 2.32).

Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan disekitar sumur bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih kecil (belum membentuk fasa yang kontinyu), maka gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan (Gambar 2.33).

Gambar 2.33.Karakteristik Tekanan, PI dan GOR Pada

Solution Gas Drive Reservoir.6)

Pada awal produksi, karena gas yang dibebaskan dari minyak masih terperangkap pada sela-sela pori batuan, maka gas oil ratio produksi akan lebih kecil jika dibandingkan dengan gas oil ratio reservoir. Gas oil ratio produksi akan bertambah besar bila gas pada saluran pori-pori tersebut mulai bisa mengalir, hal ini terus-menerus berlangsung hingga tekanan reservoir menjadi rendah. Bila tekanan telah cukup rendah maka gas oil ratio akan menjadi berkurang sebab volume gas di dalam reservoir tinggal sedikit. Dalam hal ini gas oil produksi dan gas oil ratio reservoir harganya hampir sama.

Recovery yang mungkin diperoleh sekitar 5% - 30%. Dengan demikian untuk reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang cukup besar. Produksi air hampir-hampir tidak ada karena reservoirnya terisolir, sehingga meskipun terdapat connate water tetapi hampir-hampir tidak dapat terproduksi.2.3.3.2. Gas Cap Drive Reservoir

Dalam beberapa tempat dimana terakumulasinya minyak bumi, kadang-kadang pada kondisi reservoirnya komponen-komponen ringan dan menengah dari minyak bumi tersebut membentuk suatu fasa gas. Gas bebas ini kemudian melepaskan diri dari minyaknya dan menempati bagian atas dari reservoir itu membentuk suatu tudung. Hal ini bisa merupakan suatu energi pendesak untuk mendorong minyak bumi dari reservoir ke lubang sumur dan mengangkatnya ke permukaan. Bila reservoir ini dikelilingi suatu batuan yang merupakan perangkap, maka energi ilmiah yang menggerakkan minyak ini berasal dari dua sumber, yaitu ekspansi gas cap dan ekspansi gas yang terlarut lalu melepaskan diri.

Mekanisme yang terjadi pada gas cap reservoir ini adalah minyak pertama kali diproduksikan, permukaan antara minyak dan gas akan turun, gas cap akan berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. Untuk jenis reservoir ini, umumnya tekanan reservoir akan lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive. Hal ini disebabkan bila volume gas cap drive telah demikian besar, maka tekanan minyak akan jadi berkurang dan gas yang terlarut dalam minyak akan melepaskan diri menuju ke gas cap, dengan demikian minyak akan bertambah ringan, encer, dan mudah untuk mengalir menuju lubang bor (Gambar 2.34).

Gambar 2.34.

Gas Cap Drive Reservoir.7)

Kenaikan gas oil ratio juga sejalan dengan pergerakan permukaan ke bawah, air hampir-hampir tidak diproduksikan sama sekali. Karena tekanan reservoir relatip kecil penurunannya, juga minyak berada di dalam reservoirnya akan terus semakin ringan dan mengalir dengan baik, maka untuk reservoir jenis ini akan mempunyai umur dan recovery sekitar 20% - 40%, yang lebih besar jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive. Sehingga residu oil yang masih tertinggal di dalam reservoir ketika lapangan ini ditutup adalah lebih kecil jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive (Gambar 2.35).

Gambar 2.35.

Karakteristik Tekanan, PI, Dan GOR

Pada Gas Cap Drive Reservoir.6)2.3.3.3. Water Drive Reservoir

Untuk reservoir jenis water drive ini, energi pendesakan yang mendorong minyak untuk mengalir adalah berasal dari air yang terperangkap bersama-sama dengan minyak pada batuan reservoirnya.

Apabila dilihat dari terbentuknya batuan reservoir water drive, maka air merupakan fluida pertama yang menempati pori-pori reservoir. Tetapi dengan adanya migrasi minyak bumi maka air yang berada disana tersingkir dan digantikan oleh minyak. Dengan demikian karena volume minyak ini terbatas, maka bila dibandingkan dengan volume air yang merupakan fluida pendesaknya akan jauh lebih kecil (Gambar 2.36).

Gas oil ratio untuk reservoir jenis ini relatif lebih konstan jika dibandingkan dengan reservoir jenis lainnya. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir relatip akan konstan karena dikontrol terus oleh pendesakan air yang hampir tidak mengalami penurunan.

Gambar 2.36.

Water Drive Reservoir.7)

Produksi air pada awal produksi sedikit, tetapi apabila permukaan air telah mencapai lubang bor maka mulai mengalami kenaikan produksi yang semakin lama semakin besar secara kontinyu sampai sumur tersebut ditinggalkan karena produksi minyaknya tidak ekonomis lagi (Gambar 2.37).

Untuk reservoir dengan jenis pendesakan water drive maka bagian minyak yang terproduksi akan lebih besar jika dibandingkan dengan jenis pendesakan lainnya, yaitu antara 35% - 75% dari volume minyak yang ada. Sehingga minyak sisa (residual oil) yang masih tertinggal didalam reservoir akan lebih sedikit.2.3.3.4. Segregation Drive Reservoir

Segregation drive reservoir atau gravity drainage merupakan energi pendorong minyak bumi yang berasal dari kecenderungan gas, minyak, dan air membuat suatu keadaan yang sesuai dengan massa jenisnya (karena gaya gravitasi).

Gravity drainage mempunyai peranan yang penting dalam memproduksi minyak dari suatu reservoir. Sebagai contoh bila kondisinya cocok, maka recovery dari solution gas drive reservoir bisa ditingkatkan dengan adanya gravity drainage ini. Demikian pula dengan reservoir-reservoir yang mempunyai energi pendorong lainnya.

Gambar 2.37.

Karakteristik Tekanan, PI, Dan GOR Pada Water Drive Reservoir.6)

Seandainya dalam reservoir itu terdapat tudung gas primer (primary gas cap) maka tudung gas ini akan mengembang sebagai proses gravity drainage tersebut. Reservoir yang tidak mempunyai tudung gas primer segera akan mengadakan penentuan tudung gas sekunder (secondary gas cap).

Pada awal dari reservoir ini, gas oil ratio dari sumur-sumur yang terletak pada struktur yang lebih tinggi akan cepat meningkat sehingga diperlukan suatu program penutupan sumur-sumur tersebut. Diharapkan dengan adanya program ini perolehannya minyaknya dapat mencapai maksimum.

Besarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity minyak, permeabilitas zona produktip, dan juga dari kemiringan dari formasinya. Faktor-faktor kombinasi seperti misalnya, viskositas rendah, specific gravity rendah, mengalir pada atau sepanjang zona dengan permeabilitas tinggi dengan kemiringan lapisan cukup curam, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran dalam pergerakan minyak dalam struktur lapisannya (Gambar 2.38).

Gambar 2.38.

Gravity Drainage Drive Reservoir.6)

Dalam reservoir gravity drainage perembesan airnya kecil atau hampir tidak ada produksi air. Laju penurunan tekanan tergantung pada jumlah gas yang ada. Jika produksi semata-mata hanya karena gas gravitasi, maka penurunan tekanan dengan berjalannya produksi akan cepat. Hal ini disebabkan karena gas yang terbebaskan dari larutannya terproduksi pada sumur struktur sehingga tekanan cepat akan habis

Recovery yang mungkin diperoleh dari jenis reservoir gravity drainage ini sangat bervariasi. Bila gravity drainage baik, atau bila laju produksi dibatasi untuk mendapatkan keuntungan maksimal dari gaya gravity drainage ini maka recovery yang didapat akan tinggi. Pernah tercatat bahwa recovery dari gravity drainage ini melebihi 80% dari cadangan awal (IOIP). Pada reservoir dimana bekerja juga solution gas drive ternyata recovery-nya menjadi lebih kecil (Gambar 2.39).

Gambar 2.39.

Kelakuan Gravity Drainage Reservoir.7)

Gambar 2.40.

Combination Drive Reservoir.7)

Gambar 2.41.

Kelakuan Combination Drive Reservoir.7)

2.3.3.5. Combination Drive Reservoir

Sebelumnya telah dijelaskan bahwa reservoir minyak dapat dibagi dalam beberapa jenis sesuai dengan jenis energi pendorongnya. Tidak jarang dalam keadaan sebenarnya energi-energi pendorong ini bekerja bersamaan dan simultan. Bila demikian, maka energi pendorong yang bekerja pada reservoir itu merupakan kombinasi beberapa energi pendorong, sehingga dikenal dengan nama combination drive reservoir. Kombinasi yang umum dijumpai adalah antara gas cap drive dengan water drive. Sehingga sifat-sifat reservoirnya jadi lebih kompleks jika dibandingkan dengan energi pendorong tunggal (Gambar 2.40).

Untuk reservoir minyak jenis ini, maka gas yang terdapat pada gas cap akan mendesak kedalam formasi minyak, demikian pula dengan air yang berada pada bagian bawah dari reservoir tersebut. Pada saat produksi minyak tidak sempat berubah fasa menjadi gas sebab tekanan reservoir masih cukup tinggi karena dikontrol oleh tekanan gas dari atas dan air dari bawah. Dengan demikian peristiwa depletion untuk reservoir jenis ini dikatakan tidak ada, sehingga minyak yang masih tersisa di dalam reservoir semakin kecil karena recovery minyaknya tinggi dan efesiensi produksinya lebih tinggi. (Gambar 2.41) merupakan salah satu contoh kelakuan dari combination drive dengan water drive yang lemah dan tidak ada tudung gas pada reservoirnya. Gas oil ratio yang konstan pada awal produksi dimungkinkan bahwa tekanan reservoir masih di atas tekanan jenuh. Di bawah tekanan jenuh, gas akan bebas sehingga gas oil ratio akan naik.2.4. Perkiraan-Perkiraan Reservoir

Sejalan dengan produksi, maka studi berlanjut menjadi peramalan ulah reservoir yang ada, meliputi : perkiraan cadangan, produktivitas formasi dan perilaku reservoir. 2.4.1. Penaksiran Cadangan Hidrokarbon

Yang dimaksud dengan penaksiran cadangan adalah penentuan jumlah cadangan hidrokarbon yang terkandung didalam reservoir.

Penaksiran cadangan dapat dibagi menjadi tiga metode, yaitu metode volumetris, metode material balance dan metode decline curve.2.4.1.1. Pengertian Cadangan

Istilah cadangan mempunyai beberapa pengertian. Beberapa istilah yang berhubungan dengan pengertian cadangan adalah :

- Initial oil/gas in place, yaitu jumlah total hidrokarbon yang mula-mula ada di dalam reservoir, baik yang bisa diproduksikan maupun yang tidak dapat diproduksikan.- Recoverable reserve, yaitu jumlah cadangan hidrokarbon yang mungkin dapat diproduksikan sesuai dengan teknologi yang ada pada saat itu.

- Ultimate recovery, yaitu jumlah hidrokarbon yang dapat diproduksikan sampai batas ekonomisnya.

- Recovery factor, yaitu angka perbandingan antara hidrokarbon yang dapat diproduksi (recoverable reserve) dengan jumlah minyak mula-mula di dalam reservoir.2.4.1.2. Metode Volumetris

Perkiraan cadangan hidrokarbon dengan menggunakan metoda volumetrik merupakan salah satu metoda yang paling sederhana, dimana dilakukan sebelum tahap pengembangan dan data-data yang dibutuhkan juga belum banyak, hanya data-data geologi serta sebagian data-data batuan dan fluida reservoir.

Persamaan untuk menghitung initial oil in place (jika tidak ada gas) adalah:

........(2-34)

Sedangkan untuk initial gas in place (dalam tudung gas) adalah :

....(2-35)

dimana :

Ni = jumlah minyak mula-mula di reservoir, STB.

Gi = jumlah gas mula-mula di reservoir, SCF.

Vb = volume bulk reservoir, Acre-ft.

Boi= faktor volume formasi minyak mula-mula, BBL/STB.

Bgi = faktor volume formasi gas mula-mula, Cuft/SCF.

( = porositas batuan, fraksi.

Swi = saturasi air mula-mula, fraksi.

Dengan melihat persamaan-persamaan diatas, maka data-data yang dibutuhkan untuk memperkirakan cadangan adalah Vb, (, Swi, Boi, dan Bgi. Data sifat-sifat fisik batuan dan fluida reservoir diperoleh dari hasil laboratorium, sedangkan untuk menentukan Vb diperlukan data-data geologi yang representatif.

Untuk menghitung bulk volume, terlebih dahulu harus dibuat peta isopach. Peta isopach adalah suatu peta yang menggambarkan garis-garis yang menghubungkan titik-titik dengan ketebalan yang sama dari lapisan produktif. Dari peta isopach tersebut, selanjutnya dapat dilakukan perhitungan bulk volume dengan menggunakan metoda-metoda yang akan dibahas dalam sub bab berikut ini.1. Metoda Trapezoidal

Persyaratan utama dalam melakukan perhitungan dengan metoda ini adalah perbandingan antara luas garis kontur yang berurutan harus lebih besar dari 0.5. Secara matematik, persamaannya dapat dituliskan dalam bentuk sebagai berikut :

Vb = ( h ( (Ao + 2 ( A1 + ..... + 2 ( An(1 + An) + tavg ( An (2-36)

dimana :

Vb= volume bulk batuan, acre-ft.

h = interval kontur peta isopach, ft.

Ao= luas daerah yang dibatasi oleh garis isopach (kontur) ke nol (WOC), acre.

A1, A2, ..., An = luas daerah yang dibatasi oleh garis kontur secara

berurutan, acre.

tavg = ketebalan rata-rata diatas kontur teratas, ft.2. Metoda Pyramidal

Persyaratan utama metoda ini adalah perbandingan antara luas garis kontur yang berurutan harus kurang atau sama dengan 0.5. Persamaannya adalah :

(Vb = ( h ( (An + An+1 + ) .....(2-37)

dimana :

(Vb = volume bulk batuan tiap bagian frustum piramid, acre-ft.

An = luas daerah yang dibatasi oleh garis kontur terendah, acre.

An+1 = luas daerah yang dibatasi oleh garis kontur teratas, acre.2.4.1.3. Metode Material Balance

Metoda material balance dapat digunakan untuk memperkirakan besar cadangan reservoir, dimana data-data produksi yang diperoleh sudah cukup banyak. Prinsip dari metoda material balance ini didasarkan pada prinsip kesetimbangan volumetrik yang menyatakan bahwa : "apabila volume suatu reservoir konstan, maka jumlah aljabar dari perubahan-perubahan volume minyak, gas bebas dan air dalam reservoir harus sama dengan nol".

Untuk mempermudah penjabarannya, perubahan volume minyak, gas bebas dan air dapat dinyatakan dengan persamaan-persamaan sebagai berikut :a. Perubahan volume minyak

(Volume minyak mula-mula di reservoir = N ( Boi, Cuft

(Volume minyak pada waktu t dan tekanan P = (N ( Np) ( Bo, Cuft

(Pengurangan volume minyak = N ( Boi ( (N ( Np) ( Bo, Cuft (2-38)

b. Perubahan volume gas bebas

(Rasio gas bebas mula-mula dengan volume minyak mula-mula (m) =

(Volume gas mula-mula = G ( Bgi = m ( N ( Boi(

(

EMBED Equation.2

(Pengurangan volume gas =

m ( N ( Boi ( {

+ N ( Rsi ( Np ( Rp ( (N ( Np) ( Rs} ( Bg (2 - 39)

c. Perubahan volume air

(Volume air mula-mula di reservoir = W, Cuft

(Produksi air kumulatif = Wp ( Bw, Cuft

(Volume air yang merembes kedalam reservoir = We, Cuft

(Pertambahan volume air =

(W + We ( Wp ( Bw) ( W = We ( Wp ( Bw .....(2-40)

Dengan menggabungkan Persamaan (2-38), (2-39) dan (2-40), dan kemudian disederhanakan dengan harga Boi = Bti dan Bt = Bo + (Rsi ( Rs) Bg, maka persamaan untuk N adalah :

(2-41)2.4.1.4. Metode Decline Curve

Decline curve merupakan suatu metoda yang menggambarkan penurunan kondisi reservoir dan produksinya terhadap waktu. Pada prinsipnya, metoda decline curve adalah membuat grafik hubungan antara laju produksi terhadap waktu atau laju produksi terhadap produksi kumulatif.

Bentuk kurva penurunan laju produksi dapat dibagi menjadi tiga, yaitu exponential decline, hyperbolic decline dan harmonic decline.

A. Exponential (Constant Percentage) Decline Curve

Bentuk decline curve ini mempunyai harga laju penurunan produksi per satuan waktu sebanding dengan laju produksinya. Persamaan dasar dari exponential decline curve adalah sebagai berikut :

.(2-41)

Dengan mengintegrasikan Persamaan (2-41) diatas, maka diperoleh :

.(2-42)

dimana :

q= laju produksi, STB/day.

dq/dt =perubahan laju produksi terhadap perubahan waktu,

STB/day/month.

a = loss ratio (decline rate), month.

b = konstanta positif.

Untuk exponential decline, besarnya penurunan (decline rate) adalah konstan, sehingga harga b = 0, dan persamaan (2-42) menjadi :

.(2-43)

Dengan mengintegrasikan persamaan (2-43) tersebut, dimana qi adalah laju produksi mula-mula dan qt adalah laju produksi pada saat t, maka secara matematik dapat dibuat hubungan sebagai berikut :

.(2-44)

Harga Np (produksi kumulatif, STB) diperoleh dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :

..(2-45)

Dengan mensubstitusikan Persamaan (2-44) kedalam Persamaan (2-45), maka diperoleh persamaan sebagai berikut :

.(2-46)B. Hyperbolic Decline Curve

Besarnya laju penurunan (decline rate) pada hyperbolic decline tidak konstan, melainkan selalu berubah, dimana besarnya laju penurunan akan menunjukkan suatu deret hitung dan harga b akan berkisar antara nol hingga satu. Dengan cara yang sama dengan exponential decline curve, maka persamaan produksi kumulatif adalah :

...(2-47)C. Harmonic Decline Curve

Pada harmonic decline, penurunan laju produksi per satuan waktu berbanding lurus terhadap laju produksinya. Bentuk kurva harmonic decline merupakan bentuk khusus dari hyperbolic decline, yaitu untuk harga b = 1. Jadi persamaan laju produksi kumulatifnya adalah sebagai berikut :

..(248)2.4.2. Perkiraan Produktivitas Formasi

Produktivitas formasi dapat dinyatakan sebagai kemampuan suatu akumulasi hidrokarbon dalam batuan porous dan permeabel untuk memproduksikan fluida yang dikandungnya.

2.4.2.1. Aliran Fluida Dalam Media Berpori

Fluida yang mengalir dari formasi produktif ke lubang sumur dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu sebagai berikut :

a. Jumlah fasa yang mengalir.

b. Sifat-sifat fisik fluida reservoir.

c. Sifat-sifat fisik batuan reservoir.

d. Konfigurasi disekitar lubang bor, yaitu adanya lubang perforasi, skin (kerusakan formasi), gravel pack dan rekahan hasil perekahan hidrolik.

e. Kemiringan lubang sumur pada formasi produktif.

f. Bentuk daerah pengurasan.

Keenam faktor tersebut diatas, secara ideal harus diwakili dalam setiap persamaan perhitungan kelakuan aliran fluida dari formasi masuk ke lubang sumur. Tetapi hingga saat ini belum tersedia suatu persamaan praktis yang memperhitungkan keenam faktor diatas secara serentak. Sampai saat ini tersedia banyak persamaan untuk memperkirakan kelakuan aliran fluida dari formasi ke dasar lubang sumur, dimana masing-masing persamaan mempunyai anggapan-anggapan tertentu sesuai dengan teknik pengembangannya. Jadi perlu diperhatikan tentang anggapan-anggapan tersebut sebelum menggunakan suatu persamaan pada suatu sumur.

Aliran fluida dalam media berpori telah dikemukakan oleh Darcy (1856) dalam persamaan (2-13). Persamaan tersebut selanjutnya dikembangkan untuk kondisi aliran radial, dimana dalam satuan lapangan persamaan tersebut berbentuk :

..(2-49)dimana :

q = laju produksi, STB/hari.

k = permeabilitas efektif minyak, md.

h = ketebalan formasi produktif, ft.

Pe = tekanan formasi pada jarak re dari sumur, psi.

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psi.

(o = viskositas, cp.

Bo = faktor volume formasi, BBL/STB.

re = jari-jari pengurasan sumur, ft.

rw = jari-jari sumur, ft.

Persyaratan yang harus dipenuhi untuk menggunakan Persamaan (2-49) tersebut adalah :

a. fluida berfasa tunggal

b. aliran mantap (steady state)

c. formasi homogen d. arah alirannya horizontal e. fluida incompressible.

Dengan demikian apabila variabel-variabel dari persamaan (2-49) diketahui, maka laju produksi (potensi) sumur dapat ditentukan.2.4.2.2. Produktivity Index

Indek produktivitas adalah indek yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu sumur pada kondisi tertentu untuk berproduksi. Secara matematik, indek produktivitas (J) adalah perbandingan antara laju produksi yang dihasilkan oleh suatu sumur pada suatu harga tekanan alir dasar sumur tertentu dengan perbedaan tekanan dasar sumur dalam kondisi statik (Ps) dan tekanan dasar sumur pada saat terjadi aliran (Pwf), atau :

, BBL/hari/psi .(2-50)

Dengan melakukan substitusi persamaan (2-49) kedalam persamaan (2-50), maka J dapat pula ditentukan berdasarkan sifaf-sifat fisik fluida reservoir, batuan reservoir, serta geometri sumur dan reservoir, yaitu :

.(2-51)

Tentunya penggunaan persamaan (2-51) tersebut harus memperhatikan persyaratan yang harus dipenuhi dalam persamaan (2-49).

Persyaratan persamaan (2-50) tidak selalu dipenuhi, misalkan yang paling sering ditemui dalam praktek adalah adanya gas dalam aliran tersebut. Hal ini akan dijumpai apabila tekanan reservoir dibawah tekanan bubble point minyak. Pada kondisi ini J tidak dapat ditentukan dengan persamaan (2-50) atau (2-51), dan harga J untuk setiap harga Pwf tertentu tidak sama dan selalu berubah. Sehubungan dengan perubahan tersebut, maka persamaan J diperluas menjadi :

..(2-52)

Persyaratan berfasa tunggal untuk persamaan (2-50) dapat pula tidak terpenuhi apabila dalam aliran fluida tersebut terdapat air formasi. Tetapi dalam praktek, keadaan ini masih dapat dianggap berfasa satu, sehingga persamaan (2-50) dapat lebih diperjelas dengan memasukkan laju produksi air kedalam persamaan tersebut:

..(2-53)

Sesuai dengan persamaan Darcy (Persamaan (2-49)), persamaan (2-53) dapat ditulis kembali dalam bentuk :

..(2-54)Bentuk lain yang sering digunakan untuk menghitung produktivitas sumur adalah indek produktivitas spesifik, yang didefinisikan sebagai perbandingan antara J dengan ketebalan, yaitu :

..(2-55)

Js sering digunakan untuk membandingkan produktivitas sumur yang berbeda dalam satu lapangan.

Lewis dan Horner menunjukkan bahwa J dapat pula ditentukan dengan persamaan berikut :

....(2-56)

dimana : k dalam md.2.4.2.3. Inflow Performance Relationship (IPR)

Indek produktitas yang diperoleh dari hasil tes ataupun dari perkiraan, hanya merupakan gambaran secara kualitatif mengenai kemampuan sumur untuk berproduksi. Dalam kaitannya dengan perencanaan suatu sumur, ataupun untuk melihat kelakuan suatu sumur untuk berproduksi, maka harga J tersebut dapat dinyatakan secara grafis, yang disebut dengan grafik kurva IPR. Berdasarkan definisi J pada persamaan (2-50), untuk suatu saat tertentu dimana Ps konstan dan J juga konstan, maka variabelnya adalah laju produksi (q) dan tekanan aliran dasar sumur (Pwf). Persamaan (2-50) dapat diubah menjadi :

.(2-57)

Berdasarkan anggapan diatas, maka bentuk garis dari persamaan (2-50) adalah merupakan garis lurus (Gambar 2.42).

Gambar 2.42.Kurva IPR Linear.2)

Titik A adalah harga Pwf pada saat q = 0, dan sesuai dengan persamaan (2-57), maka Pwf = Ps. Sedangkan titik B adalah harga q pada saat Pwf = 0, dan sesuai dengan persamaan (2-57), maka q = J ( Ps, dan harga laju produksi ini merupakan harga laju produksi maksimum. Harga laju produksi maksimum ini disebut sebagai potensial sumur, dan merupakan batas laju produksi yang diperbolehkan dari suatu sumur.

Apabila sudut OAB adalah (, maka :

..(2-58)Dengan demikian J menyatakan 1/kemiringan dari garis kurva IPR.

Bentuk dari IPR akan linear bila fluida yang mengalir satu fasa, Muskat menyatakan apabila yang mengalir adalah fluida dua fasa (minyak dan gas), maka bentuk kurva IPR membentuk kelengkungan dan harga J tidak lagi merupakan harga yang konstan, karena kemiringan garis IPR akan berubah secara kontinyu untuk setiap harga Pwf. Dalam hal ini persamaan (2-50) tidak lagi berlaku, dan secara umum definisi yang tepat adalah persamaan (2-52).

Berdasarkan pengamatan yang dilakukan oleh Vogel terhadap sumur-sumur yang berproduksi dari reservoir solution gas drive, maka diperoleh suatu hasil disebut "dimensionless IPR". Untuk tujuan praktis grafik IPR tak berdimensi tersebut dapat dinyatakan dalam bentuk persamaan matematis :

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

Persamaan diatas hanya dapat digunakan untuk Pwf yang lebih kecil dari Pb. Sedangkan bila Ps diatas Pb maka sebagian dari kurva IPR merupakan garis linear dan selanjutnya melengkung seperti terlihat pada (Gambar 2.43).Untuk kondisi tersebut diatas, maka perubahan IPR dapat dilakukan dengan perluasan persamaan Vogel, yaitu :

..(2-60)

dimana :

qo = rate produksi minyak (data test), bbl/hari.

qmax = rate produksi maksimum pada Pwf = 0, BOPD.

qb = rate produksi pada saat Pwf = Pb, bbl/hari.

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psi.

Ps = tekanan bubble point, psi.

Jadi harga J atau grafik IPR akan mengalami perubahan sesuai dengan lamanya produksi.

Gambar 2.43.Kurva IPR Tidak Linear.3)

_1114086371.unknown

_1114086655.unknown

_1133207217.unknown

_1136397984.unknown

_1136842327.unknown

_1136840987.unknown

_1133208095.unknown

_1133208124.unknown

_1114086679.unknown

_1124002637.unknown

_1133203879.unknown

_1114195618.unknown

_1114086678.unknown

_1114086592.unknown

_1114086617.unknown

_1114086654.unknown

_1114086616.unknown

_1114086488.unknown

_1114086517.unknown

_1114086457.unknown

_1026333441.unknown

_1034549159.unknown

_1109816383.unknown

_1113638502.unknown

_1114086333.unknown

_1113638290.unknown

_1109347478.unknown

_1109386209.unknown

_1059420136.unknown

_1026333526.unknown

_1026385785.unknown

_1026386783.unknown

_1026386837.unknown

_1026386927.unknown

_1026386763.unknown

_1026386643.unknown

_1026384241.unknown

_1026385503.unknown

_1026333575.unknown

_1026333459.unknown

_1026333480.unknown

_1026333450.unknown

_1018684277.unknown

_1018684284.unknown

_1026330860.unknown

_1026333320.unknown

_1018684294.unknown

_1018684280.unknown

_1018684283.unknown

_1018684279.unknown

_937894597.unknown

_1018684275.unknown

_1018684276.unknown

_1018684272.unknown

_1018684273.unknown

_946109790.unknown

_931015239.unknown

_931015398.unknown

_931015402.unknown

_937894571.unknown

_931015346.unknown

_931015120.unknown