Nama : Carta Wijaya

NPM : 1215051014

PETROFISIKA

1. Reservoir

1.1. Pengertian reservoirReservoir adalah suatu tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi. Pada umumnya reservoir minyak memiliki karakteristik yang berbeda-beda tergantung dari komposisi, temperature dan tekanan pada tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya. Suatu reservoir minyak biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu adanya batuan reservoir, lapisan penutup dan perangkap.

1.2. Reservoir jenuh dan tak jenuha. Reservoir jenuh (saturated) biasanya mengandung hidrokarbon dalam

bentuk minyak yang dijenuhi oleh gas terlarut dan dalam bentuk gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Bila minyak dan gas diproduksikan, kemungkinan akan ada air yang ikut terproduksi, tekanan reservoir akan turun. Dengan turunnya tekanan reservoir, maka volume gas yang membentuk gas cap akan mengembang dan merupakan pendorong keluarnya fluida dari dalam reservoir. Selain pengembangan volume gas cap dan pembebasan gas terlarut, mungkin juga terjadi perembesan air kedalam reservoir.

b. Reservoir tidak jenuh (under saturated) pada keadaan mula-mula tidak terdapat gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Apabila reservoir diproduksikan, maka gas akan mengalamai pengembangan yang menyebabkan bertambahnya volume minyak. Pada saat tekanan reservoir mencapai tekanan bubble point maka gas akan keluar dari minyak.

1.3. Sifat Fisik Batuan Reservoir.a. Porositas; didefinisikan sebagai perbandingan volume pori-pori (yaitu

volume yang ditempati oleh fluida) terhadap volume total batuan. Secara matematis di tuliskan : Ф = Vp/Vb or Ф = Vp/(Vg+Vp).

b. Saturasi fluida didefinisikan dengan tingkat kejenuhan batuan dalam pori pori batuan reservoir. Salah satu metoda yang populer untuk menghitung saturasi fluida adalah dengan  retort method. Prinsip dasar dari metode ini adalah dengan memanaskan core sample yang telah dijenuhkan, sehingga air dan minyak yang ada di dalamnya menguap dan kemudian terkondensasi.

c. Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk

meloloskan/melewatkan fluida. Dirumuskan dalam . d. Resistiviti didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu material untuk

menghantarkan arus listrik. e. Wettabiliti didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk

dibasahi oleh fasa fluida atau kecenderungan dari suatu fluida untuk menyebar atau melekat ke permukaan batuan.

f. Tekanan Kapiler (Pc) pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan fluida yang bersifat tidak membasahi batuan jika didalam batuan tersebut terdapat dua atau lebih fasa fluida yang tidak bercampur dalam kondisi statis.

1.3 . Teori pembentukan sebuah ReservoirMinyak dan gas bumi trebentuk dari binatang-binatang purba yang tertimbun dalam tanah yang kemudian terendapkan baik pada lingkungan pengendapan darat, laut maupun transisi. Seiring dengan perjalanan waktu sisa-sisa binatang purba tersebut akan menjadi proses pematangan menjadi migas dalam batuan induk, kemudian akan bermigrasi sampai terperangkap ke dalamsuatu sistem reservoir dan terakumulasi disana.

2. Source Rock2.1. pengertian Source Rock.

Source rock adalah batuan karbonat yang berasal dari zat-zat organic yang terendapkan oleh batuan sedimen. Sehingga tidak terjadi siklus carbon seperti selayaknya. Justru karbonat terendapkan dan menjadi batu. Contoh dari batuan source rock adalah batu gamping, dan kini telah di temukan hidrokarbon yang terbentuk dari batu bara.

2.2. Jenis dan syarat-syarat batuan induk (source rocks).Jenis batuan induk berhubungan dengan potensi batuan tersebut dalam menghasilkan hidrokarbon. Peter dan Cassa (1994) membagi atas 5 jenis batuan induk, yaitu :

Poor source rock 0 – 0.5 % TOC

Fair source rock 0.5 – 1 % TOC

Good source rock 1-2 % TOC

Very good source rock 2-4% TOC

Excellent >4 % TOC

Adapun syarat-syarat sebagai batuan induk yaitu mengandung kadar organik yang tinggi, mempunyai jenis kerogen yang berpotensi

menghasilkan hidrokarbon dan telah mencapai kematangan tertentu sehingga dapat menghasilkan hidrokarbon.

2.3. Klasifikasi batuan induk

Batuan induk (source rock) diklasifikasikan dari jenis kerogen bahwa mereka mengandung, yang pada gilirannya mengatur jenis hidrokarbon yang akan dihasilkan :

a. Tipe 1 batuan sumber terbentuk dari alga masih diendapkan di bawah anoksik kondisi di dalam danau : mereka cenderung menghasilkan minyak mentah lilin ketika diberikan stres termal selama penguburan yang mendalam

b. Tipe 2 sumber batuan terbentuk dari plankton laut dan bakteri tetap dipertahankan dalam kondisi anoxic di lingkungan laut: mereka menghasilkan baik minyak dan gas ketika termal retak selama penguburan dalam.

c. Tipe 3 batuan sumber terbentuk dari bahan tanaman darat yang telah diurai oleh bakteri dan jamur dalam kondisi oxic atau sub-oxic: mereka cenderung menghasilkan sebagian besar gas dengan minyak ringan terkait ketika termal retak selama penguburan dalam. Kebanyakan serpih bara dan hitam legam umumnya Tipe 3 batuan sumber.

3. MIGRASI

3.1.Pengertian.Migrasi adalah proses trasportasi minyak dan gas dari batuan sumber menuju reservoir. Proses migrasi berawal dari migrasi primer (primary migration), yakni transportasi dari source rock ke reservoir secara langsung. Lalu diikuti oleh migrasi sekunder (secondary migration), yakni migrasi dalam batuan reservoir nya itu sendiri (dari reservoir bagian dalam ke reservoir bagian dangkal).

3.2.Syarat terjadinya migrasi:. a. Pengkuburan-sebagai batuan yang terkubur jauh di dalam bumi, maka

tekanan pun akan besar karena tekanan batuan diatasnya yang kompak sehingga menghasilkan kekuatan mendorong dan meremas yang besar untuk mendesak air, minyak dan gas bumi sehingga keluar dari source rock.

b. Kenaikan Volume-Pematangan cairan atau gas dari padat, menyebabkan peningkatan volume yang signifikan yang menyebabkan rekahan dari source rock. Hidrokarbon yang dihasilkan akan berpindah keatas melalui rekahan yang ada.

c. Pemadatan-pemadatan dari dasar source rock oleh beban batuan diatasnya memberikan tekanan yang menyebabkan mereka akan bergerak, dan mencari jalur yang termudah yaitu (melalui dasar yang paling berpori atau rekahan dan patahan yang ada) berpindah ke tempat yang memiliki tekanan lebih rendah yaitu berada di tempat yang lebih dangkal dari sebelumnya.

d. Pemisahan-Gravitasi pemisahan gas, minyak dan air mengambil tempat dalam batuan reservoir yang biasanya airnya jenuh. Akibatnya, minyak bumi akan selalu mencoba naik sampai mereka terjebak atau lolos ke permukaan bumi (rembesan minyak). Yang perlu diketahui air, minyak dan gas hanya akan bermigrasi melalui zona yang cukup permeabel dimana ruang antara partikel batuan  saling berhubungan dan cukup besar sehingga memungkinkan gerakan fluida ke jalur trap.

4. TRAP4.1.Pengertian Trap

Trap adalah tempat dimana minyak dan atau gas bumi terperangkap, setelah bergerak/berpindah dari asalnya (Source Rock). Perangkap ini dapat berupa Structural Trap seperti tutupan (Closure) dari suatu bentuk antiklin, kubah (Dome), sesar, dan Stratigraphy Trap, seperti Sand Channel, Sand Bar, dan sebagainya.

4.2. Jenis-jenis trapa. a. Perangkap Stratigrafi Prinsip dalam perangkap stratigrafi adalah

minyak dan gas bumi terperangkap dalam perjalanan ke atas kemudian terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, hal ini dikarenakan batuan reservoir telah menghilang atau berubah fasies menjadi batu lain sehingga merupakan penghalang permeabilitas.

b. Perangkap Struktural adalah jebakan yang terbentuk akibat dari pengaruh alami dari keadaan alam tersebut misalnya jebakan patahan, jebakan antiklin, dan jebakan hangingwall footwall.

c. Perangkap Kombinasi merupakan faktor bersama dalam membatasi bergeraknya atau menjebak minyak bumi. Dan, pada jenis perangkap ini, terdapat leboh dari satu jenis perangkap yang membenuk reservoar. Sebagai contohnya antiklin patahan, terbentuk ketika patahan memotong tegak lurus pada antiklin. Dan, pada perangkap ini kedua perangkapnya tidak saling mengendalikan perangkap itu sendiri.

d. Perangkap Hidrodinamik adalah Perangkap yang sangat jarang karena dipengaruhi oleh pergerakan air. Pergerakan air ini yang mampu merubah ukuran pada akumulasi minyak bumi atau dimana jebakan minyak bumi yang pada lokasi tersebut dapat menyebabkan perpindahan.

5. GEOLOGI REGIONAL CEKUNGAN SUMATERA SELATAN5.1. Stratigrafi Regional

Sub Cekungan Jambi merupakan bagian Cekungan Sumatra Selatan yang merupakan cekungan belakang busur (back arc basin) berumur Tersier yang terbentuk sebagai akibat tumbukan antara Sundaland dan Lempeng Hindia. Secara Geografis Sub Cekungan Jambi dibatasi oleh Pegunungan Tigapuluh di sebelah utara, Tinggian Lampung di bagian selatan, Paparan Sunda di sebelah timur, dan Bukit Barisan di sebelah barat.

Tatanan stratigrafi Sub Cekungan Jambi pada dasarnya terdiri dari satu siklus besar sedimentasi dimulai dari fase transgresi pada awal siklus dan fase regresi pada akhir silkusnya. Secara detail siklus ini dimulai oleh siklus non marin yaitu dengan diendapkannya Formasi Lahat pada Oligosen Awal dan kemudian diikuti oleh Formasi Talang Akar yang diendapkan secara tidak selaras di atasnya.

5.2. Formasi batuan cekungan sumatraa. Formasi Lahat

Formasi Lahat diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar, merupakan lapisan dengan tebal 200 m - 3350 m yang terdiri dari konglemerat, tufa, breksi vulkanik andesitik, endapan lahar, aliran lava dan batupasir kuarsa.

b. Formasi Talang AkarFormasi Talang Akar pada Sub Cekungan Jambi terdiri dari batulanau, batupasir dan sisipan batubara yang diendapkan pada lingkungan laut dangkal hingga transisi. Menurut Pulunggono, 1976, Formasi Talang Akar berumur Oligosen Akhir hingga Miosen Awal dan diendapkan secara selaras di atas Formasi Lahat. Bagian bawah formasi ini terdiri dari batupasir kasar, serpih dan sisipan batubara. Sedangkan di bagian atasnya berupa perselingan antara batupasir dan serpih.

c. Formasi GumaiFormasi Gumai diendapkan secara selaras di atas Formasi Baturaja dimana formasi ini menandai terjadinya transgresi maksimum di Cekungan Sumatera Selatan. Bagian bawah formasi ini terdiri dari serpih gampingan dengan sisipan batugamping, napal dan batulanau. Sedangkan di bagian atasnya berupa perselingan antara batupasir dan serpih.

d. Formasi Air BenakatFormasi Air Benakat diendapkan secara selaras di atas Formasi Gumai dan merupakan awal terjadinya fase regresi. Formasi ini terdiri dari batulempung putih kelabu dengan sisipan batupasir halus, batupasir abu-abu hitam kebiruan, glaukonitan setempat mengan dung lignit dan

di bagian atas mengandung tufaan sedangkan bagian tengah kaya akan fosil foraminifera.

e. Formasi Muara EnimFormasi Muara Enim mewakili tahap akhir dari fase regresi tersier. Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Air Benakat pada lingkungan laut dangkal, paludal, dataran delta dan non marin.

f. Formasi Kasai. Formasi Kasai diendapkan secara selaras di atas Formasi Muara Enim dengan ketebalan 850 – 1200 m. Formasi ini terdiri dari batupasir tufan dan tefra riolitik di bagian bawah. Bagian atas terdiri dari tuf pumicekaya kuarsa, batupasir, konglomerat, tuf pasiran dengan lensa rudit mengandung pumice dan tuf berwarna abu-abu kekuningan, banyak dijumpai sisa tumbuhan dan lapisan tipis lignit serta kayu yang terkersikkan.

g. Sedimen KuarterSatuan ini merupakan Litologi termuda yang tidak terpengaruh oleh orogenesa Plio-Plistosen. Golongan ini diendapkan secara tidak selaras di atas formasi yang lebih tua yang teridi dari batupasir, fragmen-fragmen konglemerat berukuran kerikil hingga bongkah, hadir batuan volkanik andesitik-basaltik berwarna gelap.

6. Mekanisme Pendorong Reservoira. Water Drive Reservoir

Terjadinya aliran fluida dari reservoir ke permukaan disebabkan tenaga dorong air yang mengisi pori-pori yang ditinggalkan minyak, baik dari bawah samping maupun dari kedua-duanya.Ciri-ciri : Tekanan relatif stabil (tetap tinggi) GOR rendah dan konstan WOR meningkat kontinyu Perilaku : sumur sembur alam sampai air berlebihan Perolehan minyak (RF) cukup tinggi (35-60)%

b. Dissolved/Solution Gas DriveTenaga pendorong dari gas yang terlarut dalam minyak kemudian terbebaskan dan mengembang akhirnya mendesak minyak.Ciri-ciri : Tekanan turun cepat dan menerus GOR mula-mula rendah kemudian naik cepat kemudian turun. Produksi air (Qw) kecil atau diabaikan Perilaku : memerlukan pumping pada tahap awal RF rendah (5-30) %

c. Gas Cap Drive

Tenaga dorong dari tudung gas yang ada di atas minyak.Ciri-ciri : Tekanan turun lambat tapi terus. GOR meningkat terus Qw hampir tidak ada. Perilaku : sumur sembur alam tergantung ukuran gas capnya. RF (20-40) %

d. Combination Drive ReservoirTenaga dorong merupakan kombinasi dari dua atau lebih . Fase berikutnya jika produksi mengalami penurunan maka dilakukan metode peningkatan produksi disebut fase produksi sekunder (secondary recovery). Mekanisme pendorong resrvoir ini antara lain : carcondioxide miscible flooding, steam flooding dan chemical flooding. Kemampuan recovery 50-60% dari total cadangan.