dasar teknik reservoir

8/6/2019 Dasar Teknik Reservoir

1/15

DASAR TEKNIK RESERVOIR

0digg

Reservoir adalah suatu tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi. Pada umumnya reservoir

minyak memiliki karakteristik yang berbeda-beda tergantung dari komposisi, temperature dantekanan pada tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya. Suatu reservoir minyak

biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu adanya batuan reservoir, lapisan penutup dan

perangkap. Beberapa syarat terakumulasinya minyak dan gas bumi adalah :1. Adanya batuan Induk (Source Rock)

Merupakan batuan sedimen yang mengandung bahan organik seperti sisa-sisa hewan dan

tumbuhan yang telah mengalami proses pematangan dengan waktu yang sangat lama sehinggamenghasilkan minyak dan gas bumi.

2. Adanya batuan waduk (Reservoir Rock)

Merupakan batuan sedimen yang mempunyai pori, sehingga minyak dan gas bumi yangdihasilkan batuan induk dapat masuk dan terakumulasi.

3. Adanya struktur batuan perangkapMerupakan batuan yang berfungsi sebagai penghalang bermigrasinya minyak dan gas bumi lebihjauh.

4. Adanya batuan penutup (Cap Rock)

Merupakan batuan sedimen yang tidak dapat dilalui oleh cairan (impermeable), sehingga minyakdan gas bumi terjebak dalam batuan tersebut.

5. Adanya jalur migrasi

Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan induk sampai terakumulasi pada perangkap.

1. Sifat-Sifat Fisik Batuan Reservoir

Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapaikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis

batuan yang terbentuk. Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa

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

kadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda,demikian juga dengan sifat fisiknya. Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai

batuan reservoir asal mempunyai kemampuan menyimpan dan menyalurkan minyak bumi.

Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 1.
http://tambangunsri.blogspot.com/2011/03/dasar-teknik-reservoir.htmlhttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image32.pnghttp://tambangunsri.blogspot.com/2011/03/dasar-teknik-reservoir.html


2/15

1.1. Porositas ()Dalam reservoir minyak, porositas mengambarkan persentase dari total ruang yang tersedia

untuk ditempati oleh suatu cairan atau gas. Porositas dapat didefinisikan sebagai perbandingan

antara volume total pori-pori batuan dengan volume total batuan per satuan volume tertentu,

yang jika dirumuskan :

Dimana : = Porositas absolute (total), fraksi (%)

Vp = Volume pori-pori, cc

Vb = Volume batuan (total), cc

Vgr = Volume butiran, cc

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:1. Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total

yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagaiberikut :

2. Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubunganterhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.

Dimana :e = Porositas efektif, fraksi (%)

g = Densitas butiran, gr/ccb = Densitas total, gr/cc

f = Densitas formasi, gr/ccBerdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua,

yaitu :

1. Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan prosespengendapan berlangsung.

2. Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan.

Besar kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu ukuran butir, susunan butir,sudut kemiringan dan komposisi mineral pembentuk batuan. Untuk pegangan dilapangan, ukuran

porositas dapat dilihat pada Tabel 1. berikut :
http://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image35.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image34.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image33.png


3/15

1.2. Permeabilitas ( k )

Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk meloloskan/melewatkan fluida.Apabila media berporinya tidak saling berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai

permeabilitas. Oleh karena itu ada hubungan antara permeabilitas batuan dengan porositas

efektif.Sekitar tahun 1856, Henry Darcy seorang ahli hidrologi dari Prancis mempelajari aliran air yang

melewati suatu lapisan batu pasir. Hasil penemuannya diformulasikan kedalam hukum aliran

fluida dan diberi nama Hukum Darcy. Dapat dilihat pada gambar 2 dibawah :

Dapat dinyatakan dalam rumus sebagai berikut :

Dimana :Q = laju alir fluida, cc/det

k = permeabilitas, darcy

= viskositas, cpdP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm

A = luas penampang, cm2Besaran permeabilitas satu darcy didefinisikan sebagai permeabilitas yang melewatkan fluidadengan viskositas 1 centipoises dengan kecepatan alir 1 cc/det melalui suatu penampang dengan

luas 1 cm2 dengan penurunan tekanan 1 atm/cm. Persamaan 4 Darcy berlaku pada kondisi :

1. Alirannya mantap (steady state)

2. Fluida yang mengalir satu fasa3. Viskositas fluida yang mengalir konstan

4. Kondisi aliran isothermal


4/15

5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

6. Fluidanya incompressible

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakanmenjadi tiga, yaitu :

Permeabilitas absolute (Kabs)

Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir melalui mediaberpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100% fluida, misalnya hanya minyak atau gas

saja.

Permeabilitas efektif (Keff)Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir lebih dari satu

fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas), (gas dan minyak) atau ketiga-tiganya. Harga

permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas

dan air. Permeabilitas relatif (Krel)

Yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap

permeabilitas absolute. Harga permeabilitas relative antara 0 1 darcy. Dapat juga dituliskan

sebagai beikut :

Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga didalam reservoir akanterdapat Permeabilitas relatif air (Krw), Permeabilitas relatif minyak (Kro), Permeabilitas relatif

gas (Krg) dimana persamaannya adalah :

Dimana :

Krw = permeabilitas relatif airKro = permeabilitas relaitf minyak

Krg = permeabilitas relatif gas

1.3. Saturasi

Saturasi adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan yang terisi fluida formasi tertentuterhadap total volume pori-pori batuan yang terisi fluida atau jumlah kejenuhan fluida dalam

batuan reservoir per satuan volume pori. Oleh karena didalam reservoir terdapat tiga jenis fluida,

maka saturasi dibagi menjadi tiga yaitu saturasi air (Sw), saturasi minyak (So) dan saturasi gas(Sg), dimana secara matematis dapat ditulis :
http://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image41.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image39.png


5/15

Total saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida :

Untuk sistem air-minyak, maka persamaan (12) dapat disederhanakan menjadi :

Beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir adalah :

a. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan.b. Ketinggian diatas free water level.

c. Adanya perbedaan tekanan kapiler.

Didalam kenyataan, fluida reservoir tidak dapat diproduksi semuanya. Hal ini disebabkan adanyasaturasi minimum fluida yang tidak dapat diproduksi lagi atau disebut dengan irreducible

saturation sehingga berapa besarnya fluida yang diproduksi dapat dihitung dalam bentuk saturasi

dengan persamaan berikut :

Dimana :

St = saturasi total fluida terproduksi

Swirr = saturasi air tersisa (iireducible)

Sgirr = saturasi gas tersisa (iireducible)Soirr = saturasi minyak tersisa (iireducible)

1.4. Resistiviti

Batuan reservoir terdiri atas campuran mineral-mineral, fragmen dan pori-pori. Padatan-padatanmineral tersebut tidak dapat menghantarkan arus listrik kecuali mineral clay. Sifat kelistrikan

batuan reservoir tergantung pada geometri pori-pori batuan dan fluida yang mengisi pori.

Minyak dan gas bersifat tidak menghantarkan arus listrik sedangkan air bersifat menghantarkan

arus listrik apabila air melarutkan garam.Arus listrik akan terhantarkan oleh air akibat adanya gerakan dari ion-ion elektronik. Untuk

menentukan apakah material didalam reservoir bersifat menghantar arus listrik atau tidak makadigunakan parameter resistiviti. Resistiviti didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu materialuntuk menghantarkan arus listrik, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut :

Dimana :

= resistiviti fluida didalam batuan, ohm-m
http://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image46.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image45.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image44.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image43.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image42.png


6/15

r = tahanan, ohm

A = luas area konduktor, m2

L = panjang konduktor, mKonsep dasar untuk mempelajari sifat kelistrikan batuan diformasi digunakan konsep faktor

formasi dari Archie yang didefinisikan :

Dimana :Ro = resistiviti batuan yang terisi minyak

Rw = resistiviti batuan yang terisi air

1.5. Wettabiliti

Wettabiliti didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida atau

kecenderungan dari suatu fluida untuk menyebar atau melekat ke permukaan batuan. Sebuahcairan fluida akan bersifat membasahi bila gaya adhesi antara batuan dan partikel cairan lebih

besar dari pada gaya kohesi antara partikel cairan itu sendiri. Tegangan adhesi merupakan fungsitegangan permukaan setiap fasa didalam batuan sehingga wettabiliti berhubungan dengan sifatinteraksi (gaya tarik menarik) antara batuan dengan fasa fluidanya.

Dalam sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak atau gas yang terletak diantara

matrik batuan.

Gambar 3 memperlihatkan sistem air-minyak yang kontak dengan benda padat, dengan sudut

kontak sebesar . Sudut kontak diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebihberat, yang berharga 0o 180o, yaitu antara air dengan padatan, sehingga tegangan adhesi (AT)

dapat dinyatakan dengan persamaan :

Dimana :

AT = tegangan adhesi, dyne/cm

so = tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm

sw = tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cmwo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm

= sudut kontak air-minyak

1.5.1. Wetting-Phase Fluid dan Non-Wetting Phase Fluid

A. Wetting-Phase FluidFasa fluida pembasah biasanya akan dengan mudah membasahi

permukaan batuan. Akan tetapi karena adanya gaya tarik menarik antara batuan dan fluida, maka

fasa pembasah akan mengisi ke pori-pori yang lebih kecil dahulu dari batuan berpori. Fasa fluidapembasah umumnya sangat sukar bergerak ke reservoir hidrokarbon.


7/15

B. Non-Wetting Phase Fluid

Non-wetting phase fluid sukar membasahi permukaan batuan. Dengan adanya gaya repulsive

(tolak) antara batuan dan fluida menyebabkan non-weting phase fluid umumnya sangat mudahbergerak.

1.5.2. Batuan Reservoir Water Wet

Batuan reservoir umumnya water wet dimana air akan membasahi permukaan batuan. Kondisibatuan yang water wet adalah :

Tegangan adhesinya bernilai positif

sw so, AT > 0 Sudut kontaknya (0<

1.5.4. Imbibisi dan Drainage

Imbibisi adalah proses aliran fluida dimana saturasi fasa pembasah (water) meningkat sedangkan

saturasi non-wetting phase (oil) menurun. Mobilitas fasa pembasah meningkat seiring denganmeningkatnya saturasi fasa pembasah. Misalnya pada proses pendesakan pada reservoir minyak

dimana batuan reservoir sebagai water wet.

Drainage adalah proses kebalikan dari imbibisi, dimana saturasi fasa pembasah menurun dan

saturasi non-wetting phase meningkat.Adapun skema proses imbibisi dan drainage dapat dilihat pada gambar 4 berikut :

1.6. Tekanan Kapiler (Pc)

Tekanan kapiler 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. Secaramatematis dapat dilihat bahwa :

Dimana :Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2

Pnw = tekanan pada permukaan fluida non wetting phase, dyne/cm2

Pw = tekanan pada permukaan fluida wetting phase, dyne/cm2


8/15

Hubungan tekanan kapiler di dalam rongga pori batuan dapat dilukiskan dengan sebuah sistim

tabung kapiler. Dimana cairan fluida akan cenderung untuk naik bila ditempatkan didalam

sebuah pipa kapiler dengan jari-jari yang sangat kecil. Hal ini diakibatkan oleh adanya teganganadhesi yang bekerja pada permukaan tabung. Besarnya tegangan adhesi dapat diukur dari

kenaikkan fluida , dimana gaya total untuk menaikan cairan sama dengan berat kolom fluida.

Sehingga dapat dikatakan bahwa tekanan kapiler merupakan kecenderungan rongga pori batuanuntuk menata atau mengisi setiap pori batuan dengan fluida yang berisi bersifat membasahi.

Tekanan didalam tabung kapiler diukur pada sisi batas antara permukaan dua fasa fluida. Fluida

pada sisi konkaf (cekung) mempunyai tekanan lebih besar dari pada sisi konvek (cembung).Perbedaan tekanan diantara dua fasa fluida terebut merupakan besarnya tekanan kapiler didalam

tabung.

Untuk sistem udara-air (gambar 5) :

Untuk sistem minyak-air (gambar 5) :

Dimana :

Pa = tekanan udara, dyne/cm2Pw = tekanan air, dyne/cm2

Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2w = densitas air, gr/cc

o = densitas minyak, gr/cc

g = percepatan gravitasi, m/det2

h = tinggi kolom, m

2. Karakteristik Minyak Bumi

Setiap reservoir yang ditemukan, akan diperoleh sekelompok molekul yang terdiri dari elemen

kimia Hidrogen (H) dan Karbon (C). Minyak dan gas bumi terdiri dari kedua elemen ini, yangmempunyai proporsi yang beraneka ragam. Apabila ditemukan deposit hidrokarbon disuatu

tempat, akan sangat jarang dapat ditemukan di tempat lain dengan komposisi yang sama, karenadaerah pembentukkannya berbeda.Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon sendiri terdiri dari

fasa cair (minyak bumi) maupun fasa gas, tergantung pada kondisi (tekanan dan temperatur)

reservoir yang ditempati. Perubahan kondisi reservoir akan mengakibatkan perubahan fasa serta

sifat fisik fluida reservoir.Fluida minyak bumi dijumpai dalam bentuk cair, sehingga sesuai dengan sifat cairan pada

umumnya. Pada fasa cair, jarak antara molekul-molekulnya relatif lebih kecil daripada gas. Sifat-


9/15

sifat minyak bumi yang akan dibahas adalah densitas dan spesifik grafiti, viskositas, faktor

volume formasi, kelarutan gas, kompressibilitas dan tekanan bubble point.

2.1. Densitas Minyak ( o ) dan Spesifik Grafity ( )

Densitas didefinisikan sebagai masa dari satuan volume suatu fluida (minyak) pada kondisi

tekanan dan temperatur tertentu. Dari definisi tersebut dapat dirumuskan sebagai beikut :

Dimana :o = densitas minyak, lb/ft3

m = massa minyak, lb

V = volume minyak, ft3Sedangkan spesifik grafiti merupakan perbandingan dari densitas suatu fluida (minyak) terhadap

densitas air. Baik densitas air maupun fluida tersebut diukur pada kondisi yang sama (60 F dan

14.7 Psia).

Dimana :o = spesifik grafiti minyak

o = densitas minyak mentah, lb/ft3

w = densitas air, lb/ft3Meskipun densitas dan spesifik grafiti dipergunakan secara meluas dalam industri perminyakan,

namun API grafiti merupakan skala yang lebih sering dipakai. Grafiti ini merupakan spesifik

grafiti yang dinyatakan dengan rumus :

API grafiti dari minyak mentah pada umumnya memiliki nilai antara 47 API untuk minyakringan sampai 10 API untuk minyak berat.

2.2. Viskositas Minyak ( o )Viskositas fluida merupakan sifat fisik suatu fluida yang sangat penting yang mengendalikan danmempengaruhi aliran fluida didalam media berpori maupun didalam pipa. Viskositas

didefinisikan sebagai ketahanan internal suatu fluida untuk mengalir.

Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalamminyak tersebut. Kenaikan temperatur akan menurunkan viskositas minyak dan dengan

bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak maka viskositas minyak juga akan turun.

Hubungan antara viskositas minyak dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 6.


10/15

Gambar 6 menunjukkan bahwa tekanan mula-mula berada di atas tekanan gelembung (Pb),

dengan penurunan tekanan sampai (Pb), mengakibatkan viskositas minyak berkurang, hal ini

akibat adanya pengembangan volume minyak. Kemudian bila tekanan turun dari Pb sampai pada

harga tekanan tertentu, maka akan menaikkan viskositas minyak, karena pada kondisi tersebutterjadi pembebasan gas dari larutan minyak.

2.3. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo )

Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak pada tekanan dan

temperatur reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak dan gas dalam larutan.

Harga ini selalu lebih besar atau sama dengan satu. Untuk minyak tersaturasi, Standing membuatkorelasi berdasarkan persamaan :

Dimana :Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STBO

T = temperature, F

Rs = kelarutan gas, SCF/STBOC = faktor tambahan seperti perhitungan Rs

Faktor volume formasi minyak merupakan fungsi dari tekanan. Gambar 7 memperlihatkan faktorvolume formasi minyak.
http://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image61.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image60.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image59.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image58.png


11/15

Terdapat dua hal penting dari gambar 7 diatas, yaitu :

1. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik dengan berkurangnya

tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume sistem cairan bertambah sebagai akibatterjadinya pengembangan minyak.

2. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya tekanan, disebabkan

karena semakin banyak gas yang dibebaskan.2.4. Kelarutan Gas ( Rs )Kelarutan gas bumi didefinisikan sebagai cuft gas yang diukur pada

keadaan standar (14.7 Psi ; 60 F) didalam larutan minyak sebanyak satu barrel stock tank

minyak pada saat minyak dan gas berada pada tekanan dan temperatur reservoir.Kelarutan gas dalam minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan komposisi minyak

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

penambahan tekanan. Pada tekanan yang tetap kelarutan gas akan berkurang terhadap kenaikan

temperatur.

2.5. Kompressibilitas Minyak ( Co )

Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya

perubahan tekanan. Secara matematis didefinisikan sebagai berikut:

Pada kondisi tekanan di bawah bubble point, Co didefinisikan sebagai berikut :

Dengan menggunakan grafik korelasi, maka harga kompressibilitas minyak dapat diperoleh

dengan persamaan :

Kompressibilitas minyak pada kondisi dibawah bubble point akan cenderung membesar biladibandingkan dengan harga ketika diatas bubble point karena dengan turunnya tekanan, gas

membebaskan diri dari larutan. Volume total minyak yang tertinggal sebenarnya berkurang

dengan turunnya tekanan terebut, akibatnya volume fluida total yang terdiri dari minyak dan gasmakin lama menjadi besar seiring dengan turunnya tekanan.

2.6. Tekanan Bubble Point (Pb)Tekanan bubble point (titik gelembung) suatu sistem hidrokarbon didefinisikan sebagai tekanantertinggi dimana gelembung gas mulai pertama kali terbebaskan dari minyak. Harga ini

ditentukan secara eksperimen terhadap minyak mentah dengan melakukan test ekspansi constant-

composition (test flash liberation).

Apabila pengukuran laboratorium tidak tersedia untuk menentukan tekanan bubble point, makadapat digunakan korelasi Standing. Secara matematis, tekanan bubble point dapat ditentukan

dengan menggunakan persamaan :
http://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image65.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image64.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image63.pnghttp://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image62.png


12/15

3. Mekanisme Pendorong Reservoir

Minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoir ke lubang sumur produksi bila tidak

terdapat suatu energi yang mendorongnya. Hampir sebagian besar reservoir minyak memilikienergi pendorong yang berbeda-beda untuk memproduksikan suatu reservoir. Dengan turunnya

tekanan pada reservoir minyak dapat mempengaruhi besarnya tenaga pendorong pada reservoir

tersebut yang berperan pada pergerakan minyak mula-mula pada media berpori.

3.1. Kompaksi Batuan

Tenaga ini berasal dari beban overburden batuan di atas dan selalu berubah akibat

diproduksikannya fluida (minyak) dari reservoir tersebut. Hal tersebut dapat dilihat pada gambar

8 yang memperlihatkan pengaruh kompaksi batuan terhadap fluida yang berada didalamnya.

3.2. Graviti Drive

Gejala alam yang mempengaruhi fluida formasi yang menyebabkan terjadinya pemisahan akibatperbedaan berat jenis dari fluida reservoir. Gambar 9. menggambarkan pengaruh grafitasi

terhadap kelakuan fluida yang mana pada fluida yang mempunyai densitas yang lebih besar akan

bermigrasi kebagian bawah struktur reservoir sedangkan fluida yang mempunyai densitas yanglebih kecil akan bermigrasi kebagian atas reservoir.


13/15

3.3. Water Drive

Jika air berada dibawah zona minyak pada suatu reservoir, maka dengan tekanan yang dimilikioleh air ini akan membantu minyak bergerak keatas. Jika minyak dieksploitasi, tekanan

direservoir akan dijaga (mainteained) oleh gaya hidrostatik air yang masuk menggantikanminyak yang telah terproduksi. Energi ini dihasilkan oleh air (aquifer) yang berada pada kondisibertekanan. Pada umumnya reservoir minyak dan gas berasosiasi dengan aquifer. Dengan

merembesnya air ke reservoir sehingga menjadi suatu tenaga pendorong yang biasa disebut

dengan water drive.

Hal ini dapat dilihat pada gambar 10. yang memperlihatkan proses pendorongan air terhadapminyak.

Reservoir berpendorong air memiliki cirri-ciri sebagai berikut :1. Penurunan tekanan reservoir relative kecil

2. GOR permukaan rendah

3. Produksi air mula-mula sedikit kemudian bertambah banyak karena minyak didorong oleh air

3.4. Solution Gas Drive

Solution gas drive atau depletion gas drive adalah mekanisme pendorong yang berasal dariekspansi larutan gas yang berada dalam minyak dan pendesakan terjadi akibat berkurangnyatekanan. Setelah terjadi penurunan tekanan pada dasar sumur, maka gas yang terlarut dalam

minyak akan bebas keluar sebagai gelembung-gelembung yang tersebar merata dan merupakan

fasa yang terdispersi yang tidak kontinu sehingga mencapai saturasi minimum. Setelah seluruhgas tergabung dan mencapai saturasi kritik, maka gas akan mulai bergerak. Hal tersebut dapat

dilihat pada gambar 11.


14/15

Reservoir jenis pendorong solution gas drive mempunyai ciri sebagai berikut :

1. Tekanan reservoir turun secara cepat dan kontinu

2. Perbandingan komulatif produksi gas (Gp) dengan komulatif produksi minyak (Np) meningkatdengan cepat (GOR) meningkat3. Produksi air hampir tidak ada (relatif sangat kecil)

3.5. Gas Cap Drive

Energi alamiah ini berasal dari dua sumber yaitu ekspansi gas cap dan ekspansi gas yang terlarutkemudian melepaskan diri. Adanya gas cap dalam reservoir antara lain disebabkan oleh adanya

pemisahan secara gravitasi dari minyak dan fasa gas bebas dibawah tekanan titik gelembung.

Karena tekanan reservoir berada dibawah tekanan gelembung maka komponen hidrokarbonringan akan terbebaskan dari fasa cairnya dan membentuk fasa gas. Penurunan tekanan secara

kontinu akan membebaskan gas lebih banyak lagi dan akan membentuk gas cap pada bagian atas

dari minyak. Hal tersebut akan menyebabkan terdorongnya minyak karena pengembangan dari

gas cap akibat penurunan tekanan secara kontinu. Gamabar 12. memperlihatkan prosespendorongan gas cap terhadap minyak.

Reservoir gas cap drive mempunyai cirri-ciri sebagai sebagai berikut :

1. Tekanan reservoir turun perlahan-lahan dan kontinu2. Kenaikan GOR sejalan dengan pergerakan permukaan minyak dengan gas kearah bawah


15/15

(meningkat secara kontinu)

3. Produksi air hampir tidak ada (relative kecil)

3.6. Combination Drive

Mekanisme pendorong dari tipe ini adalah kombinasi dari beberapa tipe pendorong yang telah

dijelaskan sebelumnya. Combination drive yang paling umum adalah kombinasi antara gas cap

drive dan water drive. Hal ini dapat dilihat pada gambar 13. dibawah.

4. Jenis-Jenis ReservoirJika terjadi suatu retakan atau perekahan pada batuan induk (source

rock) maka minyak dan gas akan mengalami migrasi keluar yang biasa disebut dengan migrasi

primer. Setelah itu minyak dan gas bumi akan bermigrasi terus sampai terjebak didalam suatuwadah yang tidak bisa dilalui oleh minyak dan gas, yang biasa disebut dengan reservoir.

Reservoir adalah suatu tempat berkumpulnya minyak dan gas bumi. Dalam hal ini akan dibahas

jenis reservoir jenuh dan reservoir tidak jenuh.

4.1. Reservoir Jenuh

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. Selainpengembangan volume gas cap dan pembebasan gas terlarut, mungkin juga terjadi perembesan

air kedalam reservoir.

4.2. Reservoir Tidak Jenuh

Reservoir tidak jenuh (under saturated) pada keadaan mula-mula tidak terdapat gas bebas yangterakumulasi 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.
http://nanangsugiarto.files.wordpress.com/2008/03/image72.png

dasar teknik reservoir

Documents