BAB II

KARAKTERISTIK RESERVOIR

Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon,

gas dan air. Proses akumulasi minyak bumi di bawah permukaan haruslah

memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir minyak

bumi. Unsur-unsur yang menyusun reservoir adalah sebagai berikut :

1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak bumi, gas

bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang

porous dan permeable.

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

impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga

berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.

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

reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan beserta

penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan dan menyebabkan

minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir.

Karakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan

penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi reservoir itu

sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan. Ketiga faktor itulah yang akan

kita bahas dalam mempelajari karakteristik reservoir.

2.1. Karakteristik Batuan Reservoir

Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral

dibentuk dari beberapa ikatan 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 volkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai

komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Komponen

penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 2.1.

Gambar 2.1.Diagram Komponen Penyusun Batuan 2)

2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir

Unsur-unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui,

karena jenis dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-sifat dari

mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya.

2.1.1.1. Komposisi Kimia Batupasir

Batupasir (sandstone) merupakan batuan yang paling sering dijumpai di

lapangan sebagai batuan reservoir. Batu pasir merupakan hasil dari proses

sedimentasi mekanik, yaitu berasal dari proses pelapukan dan disintegrasi, yang

kemudian tertransportasi serta mengalami proses kompaksi dan pengendapan.

Pori-pori pada batupasir terbentuk secara primer bersamaan dengan proses

pengendapan. Setelah pengendapan, dapat terjadi perubahan pada pori-pori

batupasir, yang merupakan akibat dari sementasi, pelarutan serta proses sekunder

lainnya, sehingga porositas batupasir bersifat intergranular.

Berdasarkan mineral penyusunnya serta kandungan mineralnya, maka

batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu orthoquartzites, pasir lempungan

(graywacke), dan arkose.

1. Orthoquartzites

Orthoquartzites merupakan jenis batuan sedimen yang terbentuk dari

proses sedimentasi yang menghasilkan unsur silika yang tinggi, tanpa

mengalami metaformosa dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral kwarsa

(quartz) dan mineral lainnya yang stabil. Proses metamorfosa adalah proses

perubahan mineral batuan, karena adanya kondisi yang berbeda dengan

kondisi awal. Material pengikatnya (semen) terutama terdiri atas karbonat dan

silika. Orthoquartzites merupakan jenis batuan sedimen yang relatif bersih

yaitu bebas dari kandungan shale dan clay. Komposisi kimia dari

orthoquarzite dapat dilihat pada Tabel II-1.

Tabel II-1Komposisi Kimia Batupasir Orthoquartzites 13)

MIN. A B C D E F G H ISiO2 95,32 99,45 98,87 97,80 99,39 93,13 61,70 99,58 93,16TiO2 . . . . . . . . . . . . . . . . 0,03 . . . . . . . . . . . . 0,03Al2O3 2,85 . . . . 0,41 0,90 0,30 3,86 0,31 0,31 1,28Fe2O3 0,05

0,300,08 0,85 0,12 0,11 0,24 1,20

0,43FeO . . . . 0,11 . . . . . . . . 0,54 . . . . . . . .MgO 0,04 T 0,04 0,15 None 0,25 . . . . 0,10 0,07CaO T 0,13 . . . . 0,10 0,29 0,19 21,00 0,14 3,12Na2O 0,30 . . . .

0,800,40 . . . . . . . .

0,17 0,100,39

K2O 0,15 . . . . 0,03H2O +

1,44a) . . . . 0,17 . . . . 0,17 1,43a) . . . . 0,03a) 0,65H2O - CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16,10 . . . . 2,01Total 100 99,88 99,91 100,2 100,3 99,51 99,52 99,6b) 101,1

A. Lorrain (Huronian)B. St. Peter (Ordovician)C. Mesnard (Preeambrian)D. Tuscarora (Silurian)E. Oriskany ( Devonian)

F. Berea (Mississippian)G. “Crystalline Sandstone”, FontainebleauH. Sioux (Preeambrian)I. Average of A – H, inclusive.a). Loss of ignitionb). Includes SO3, 0,13 %.

Pada Tabel II-1 diatas dapat dilihat bahwa unsur silika merupakan unsur

penyusun orthoquarzites dengan prosentase yang sangat tinggi jika

dibandingkan dengan unsur-unsur yang lain. Komposisi unsur silika (SiO2)

berkisar antara 61,7 % sampai dengan 99,58 %, sedangkan sisanya adalah

unsur penyusun yang lain, seperti TiO2, Al2O3, Fe2O3, FeO, MgO, CaO, Na2O,

K2O, H2O+, H2O- dan CO2.

2. Graywacke

Graywacke merupakan jenis batupasir yang tersusun dari unsur-unsur

mineral yang berbutir besar, yaitu kwarsa, clay, mika flake {KAl2(OH)2

AlSi3O10}, magnesite (MgCO3), fragmen phillite, fragmen batuan beku,

feldspar dan mineral lainnya. Indikator yang dapat digunakan untuk

mengidentifikasi batuan jenis ini adalah adanya mineral illite. Sortasi

(pemilahan) butir pada graywacke tidak bagus karena adanya matriks-matriks

batuan. Hal ini juga menyebabkan berkurangnya porositas batuannya. Material

pengikatnya adalah clay dan karbonat. Secara lengkap mineral-mineral

penyusun graywacke terlihat pada Tabel II-2.

Tabel II-2Komposisi Mineral Graywacke 13)

M I N E R A L A B C D E FQ u a r t z 45,6 46,0 24,6 9,0 tr 34,7C h e r t 1,1 7,0 . . . . . . . . . . . . . . . .Feldspar 16,7 20,0 32,1 44,0 29,9 29,7Hornblende . . . . . . . . . . . . 3,0 10,5 . . . .Rock Fragments 6,7 . . . .a 23,0 9,0 13,4 . . . .Carbonate 4,6 2,0 . . . . . . . . . . . . 5,3Chloride-Sericite 25,0 22,5 20,0b 25,0 46,2d 23,3T o t a l 99,7 97,5 99,7 90,0 100,0 96,0

A. Average of Six (3 Archean, 1 Huronian, 1 Devonian, and 1 Late Paleozoic).B. Krynine’s average “high-rank graywacke” (Krynine, 1948).C. Average of 3 Tanner graywackes (Upper Devonian – Lower Carboniferous)D. Average of 4 Cretaceous graywackes, Papua (Edwards, 1947 b).E. Average 0f 2 Meocene graywackes, Papua (Edwards, 1947 a).F. Average of 2 parts average shale and 1 part average Arkose.a). Not separately listed.b). Include 2,8 per cent “limonitic subtance”c). Balance in glauconite, mica, chlorite, and iron ores.d). “Matrix”

Komposisi kimia graywacke tersusun dari unsur silika dengan kadar lebih

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

ada bercampur dengan silikat.

Keterangan secara terperinci komposisi kimia graywacke dapat dilihat

pada Tabel II-3.

Tabel II-3Komposisi Kimia Graywacke 13)

MINERAL A B C D E FSiO2 68,20 63,67 62,40 61,52 69,69 60,51TiO2 0,31 . . . . 0,50 0,62 0,40 0,87Al2O3 16,63 19,43 15,20 13,42 13,43 15,36Fe2O3 0,04 3,07 0,57 1,72 0,74 0,76FeO 3,24 3,51 4,61 4,45 3,10 7,63MnO 0,30 . . . . . . . . . . . . 0,01 0,16MgO 1,30 0,84 3,52 3,39 2,00 3,39CaO 2,45 3,18 4,59 3,56 1,95 2,14Na2O 2,43 2,73 2,68 3,73 4,21 2,50P2O3 0,23 . . . . . . . . . . . . 0,10 0,27SO3 0,13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .CO2 0,50 . . . . 1,30 3,04 0,23 1,01H2O + 1,75

2,361,56 2,33 2,08 3,38

H2O – 0,55 0,07 0,06 0,26 0,15S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,42

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

A. Average of 23 graywackesB. Average of 30 graywackes, after Tyrrell (1933).C.Average of 2 parts avrg. Shale and 1 part avrg. Arkose.a). Probably in error; Fe2O3 probably should be 1,4 and the total 100,0

3. Arkose

Arkose merupakan jenis batupasir yang tersusun dari kuarsa sebagai

mineral yang dominan, dan feldspar (MgAlSi3O8). Selain dua mineral utama

tersebut, arkose juga mengandung mineral-mineral yang bersifat kurang stabil,

seperti clay {Al4Si4O10(OH)8}, microline (KAlSi3O8), biotite

{K(Mg,Fe)3(AlSi3O10)(OH)2} dan plagioklas {(Ca,Na)(AlSi)AlSi2O8}. Arkose

mempunyai sortasi butiran yang kurang baik, dengan bentuk butir yang

menyudut. Kandungan mineral lainnya, secara berurutan sesuai prosentasenya

dapat dilihat pada Tabel II-4.

Komposisi kimia arkose ditunjukkan pada Tabel II-5, dimana terlihat

bahwa arkose mengandung lebih sedikit silika jika dibandingkan dengan

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

Tabel II – 4 Komposisi Mineral dari Arkose (%) 13)

M I N E R A L A B C D a) E a) F a) GQ u a r t z 57 51 60 57 35 28 48Microcline 24 30 34

35 b) 59 b) 64 43Plaglioclase 6 11 . . . .M i c a s 3 1 . . . . . . . . . . . . . . . . 2C l a y 9 7 . . . . . . . . . . . . . . . . 8Carbonate c) c) c) 2 . . . . c)

Other 1 . . . . 6 d) 8 e) 4 e) 8 e) c)

A. Pale Arkose (Triassic) (Krynine, 1950).B. Red Arkose (Triassic) (Krynine, 1950).C. Sparagmite (Preeambrian) (Barth, 1938).D. Torridonian (Preeambrian) (Mackie, 1905).E. Lower Old Red (Devonian) (Mackie, 1905).F. Portland (Triassic) (Merrill, 1891).G. Average of A – G, anclusive.a). Normative or calculated composition; b). Modal Feldspar; c). Present in amount under 1 %.d). Chlorite; e). Iron oxide (hematite) and kaolin.

Tabel II – 5 Komposisi Kimia dari Arkose (%) 13)

M I N E R A L A B C D E FSi O2 69,94 82,14 75,57 73,32 80,89 76,37Ti O2 . . . . . . . . 0,42 . . . . 0,40 0,41Al2 O3 13,15 9,75 11,38 11,31 7,57 10,63Fe2 O3 2,48

1,23 0,82 3,54 2,90 2,12Fe O . . . . 1,63 0,72 1,30 1,22Mn O 0,70 . . . . 0,05 T . . . . 0,25Mg O T 0,19 0,72 0,24 0,04 0,23Ca O 3,09 0,15 1,69 1,53 0,04 1,30Na2 O 3,30 0,50 2,45 2,34 0,63 1,84K2 O 5,43 5,27 3,35 6,16 4,75 4,99H2 O +

1,01 0,64 a 1,060,30 a 1,11 0,83

H2 O – 0,05P2 O3 . . . . 0,12 0,30 . . . . . . . . 0,21C O2 . . . . 0,19 0,51 0,92 . . . . 0,54

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

A. Portland stone, Triassic (Merrill, 1891).B. Torridon sandstone, Preeambrian (Mackie, 1905).C. Torridonian arkose (avg. of 3 analyses) (Kennedy, 1951).D. Lower Old Red Sandstone, Devonian (Mackie, 1905).E. Sparagmite (unmetamorphosed) (Barth, 1938).F. Average of A – E, inclusive.a)

. Loss of ignition.

2.1.1.2. Komposisi Kimia Karbonat

Batuan karbonat yang dimaksud dalam bahasan ini 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 karbonat melebihi unsur non-karbonatnya. Pada limestone

fraksi disusun terutama oleh mineral calcite, sedangkan pada dolomite mineral

penyusun utamanya adalah mineral dolomite.

Tabel II – 6 Komposisi Kimia Limestone 13)

M I N E R A L A B C D E FSi O2 5,19 0,70 7,41 2,55 1,15 0,09Ti O2 0,06 . . . . 0,14 0,02 . . . . . . . .Al2 O3 0,81 0,68 1,55 0,23 0,45

0,11Fe2 O3 0,540,08 0,70 0,02 . . . .

Fe O . . . . 1,20 0,28 0,26Mn O 0,05 . . . . 0,15 0,04 . . . . . . . .Mg O 7,90 0,59 2,70 7,07 0,56 0,35Ca O 42,61 54,54 45,44 45,65 53,80 55,37Na2 O 0,05 0,16 0,15 0,01

0,07. . . .

K2 O 0,33 None 0,25 0,03 0,04H2 O + 0,56 . . . . 0,38 0,05 0,69

0,32H2 O – 0,21 . . . . 0,30 0,18 0,23P2 O3 0,04 . . . . 0,16 0,04 . . . . . . . .C O2 41,58 42,90 39,27 43,60 42,69 43,11S 0,09 0,25 0,25 0,30 . . . . . . . .Li2 O T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Organic . . . . T 0,29 0,40 . . . . 0,17

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

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

1. Limestone

Komposisi kimia limestone dapat menggambarkan adanya sifat dari

komposisi mineralnya yang cukup padat, karena pada limestone sebagian

besar terbentuk dari calcite, bahkan jumlahnya bisa mencapai lebih dari 95%.

Unsur lainnya yang dianggap penting adalah MgO, bila jumlahnya lebih dari

1% atau 2%, maka menunjukkan adanya mineral dolomite. Komposisi kimia

limestone secara lengkap dapat dilihat pada Tabel II-6 diatas.

2. Dolomite

Dolomite adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang

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

batuan yang mempunyai komposisi pertengahan antara limestone dan

dolomite akan mempunyai nama yang bermacam-macam tergantung dari

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

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

disebut dengan limy, calcitic, calciferous atau calcitic dolomite. Komposisi

kimia dolomite pada dasarnya hampir mirip dengan limestone, kecuali unsur

MgO merupakan unsur yang penting dan jumlahnya cukup besar. Tabel II-7

menunjukkan komposisi kimia unsur penyusun dari dolomite.

Tabel II-7Komposisi Kimia Dolomite 13)

M I N E R A L A B C D E FSi O2 . . . . 2,55 7,96 3,24 24,92 0,73Ti O2 . . . . 0,02 0,12 . . . . 0,18 . . . .Al2 O3 . . . . 0,23 1,97 0,17 1,82 0,20Fe2 O3 . . . . 0,02 0,14 0,17 0,66 . . . .Fe O . . . . 0,18 0,56 0,06 0,40 1,03Mn O . . . . 0,04 0,07 . . . . 0,11 . . . .Mg O 21,90 7,07 19,46 20,84 14,70 20,48Ca O 30,40 45,65 26,72 29,56 22,32 30,97Na2 O . . . . 0,01 0,42 . . . . 0,03 . . . .K2 O . . . . 0,03 0,12 . . . . 0,04 . . . .H2 O + . . . . 0,05 0,33

0,300,42 . . . .

H2 O – . . . . 0,18 0,30 0,36 . . . .P2 O3 . . . . 0,04 0,91 . . . . 0,01 0,05C O2 47,7 43,60 41,13 43,54 33,82 47,51S . . . . 0,30 0,19 . . . . 0,16 . . . .Sr O . . . . 0,01 none . . . . none . . . .Organic . . . . 0,04 . . . . . . . . 0,08 . . . .

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

A. Theoretical composition of pure dolomite.B. Dolomitic Limestone C. Niagaran Dolomite

D. “Knox” Dolomite E. Cherty-DolomiteF. Randville Dolomite

2.1.1.3. Komposisi Kimia 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 (K2), 1 % sodium oxide (Na2), dan 5 % air (H2O). Sisanya adalah metal

oxide dan anion seperti terlihat pada Tabel II-8.

Tabel II – 8 Komposisi Kimia Shale 13)

M I N E R A L A B C D E FSi O2 58,10 55,43 60,15 60,64 56,30 69,96Ti O2 0,54 0,46 0,76 0,73 0,77 0,59Al2 O3 15,40 13,84 16,45 17,32 17,24 10,52Fe2 O3 4,02 4,00 4,04 2,25 3,83

3,47Fe O 2,45 1,74 2,90 3,66 5,09Mn O . . . . T T . . . . 0,10 0,06Mg O 2,44 2,67 2,32 2,60 2,54 1,41Ca O 3,11 5,96 1,41 1,54 1,00 2,17Na2 O 1,30 1,80 1,01 1,19 1,23 1,51K2 O 3,24 2,67 3,60 3,69 3,79 2,30H2 O +

5,003,45 3,82 3,51 3,31 1,96

H2 O – 2,11 0,89 0,62 0,38 3,78P2 O3 0,17 0,20 0,15 . . . . 0,14 0,18C O2 2,63 4,62 1,46 1,47 0,84 1,40S O3 0,64 0,78 0,58 . . . . 0,28 0,03Organic 0,80 a 0,69 a 0,88 a . . . . 1,18 a 0,66Misc. . . . . 0,06 b 0,04 b 0,38 c 1,98 c 0,32

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

A. Average Shale (Clarke, 1924, p.24)B. Composite sample of 27 Mesozoic and Cenozoic shales, HN Stokes, analyst, (Clarke, 1924, p.552).C. Composite sample of 52 Paleozoic shales, HN Stokes, analyst, (Clarke, 1924, p.552).D. Unweighted avrg. of 36 analyses of Slate (29 Paleozoic, 1 Mesozoic, 6 Precambrian)(Eckel, 1904).E. Unweighted avrg. of 33 analyses of Precambrian Slate (Nanz, 1953)F. Composite analyses of 235 samples of Mississippi delta, (Clarke, 1924, p. 509). a. Carbon; b. Ba O; c. Fe S2 .

Dalam keadaan normal, shale mengandung sejumlah besar quartz, silt,

bahkan jumlah ini dapat mencapai 60%. Pada keadaan tertentu, beberapa shale

bisa mengandung silika dengan kandungan tinggi yang bukan berasal dari silt.

Kandungan silika yang berlebihan didapatkan pada bentuk kristalin quartz yang

sangat halus, calcedony atau opal. Shale yang kaya besi lebih banyak pyrite atau

siderit, atau silikat besi, yang kesemuanya itu secara tidak langsung menunjukkan

bahwa pada kondisi lingkungan pengendapan paling tidak terjadi penurunan atau

bahkan kekurangan unsur silika.

2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir

2.1.2.1. Porositas

Porositas () didefinisikan sebagai perbandingan antara 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 perbandingan antara volume pori total terhadap

volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik

dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :

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

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

berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan

dalam persen.

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

Gambar 2.2. menunjukkan perbandingan antara porositas efektif, non

efektif dan porositas total dari suatu batuan. Untuk selanjutnya, porositas efektif

digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang

produktif.

Gambar 2.2.Skema Perbandingan Porositas Efektif, Non-Efektif

dan Porositas Absolut Batuan 5)

Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga

diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang

bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung.

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

pengendapan.

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 batu gamping (CaCO3) ditransformasikan

menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau berdasarkan reaksi kimia berikut :

2CaCO3 + MgCl3 CaMg(CO3)2 + CaCl2

Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran

butir (semakin baik distribusinya, semakin baik porositasnya), susunan butir

(Gambar 2.3. menunjukkan bahwa susunan butir berbentuk kubus mempunyai

porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral), kompaksi, sementasi

dan lingkungan pengendapan.

Gambar 2.3. Pengaruh Susunan Butir terhadap Porositas Batuan 2)

Pengukuran porositas dilakukan dengan cara menentukan volume pori.

Metodee yang dapat digunakan untuk menghitung volume pori adalah

porosimeter Boyle dan desaturasi.

1. Porosimeter Boyle

Pada Metode porosimeter Boyle (Boyle’s law porosimeter), volume pori (Vp)

ditentukan dengan mengukur volume butiran (Vs) dengan persamaan sebagai

berikut :

...................................................................... (2-4)

dimana:

Vs = volume butiran, cm3

V1, V2 = volume sel 1 dan sel 2, cm3

P1, P2 = tekanan manometer pada kondisi I dan II, atm

Setelah volume bulk batuan (Vb) diketahui, maka volume pori (Vp) dapat

dihitung dengan persamaan sebagai berikut:

Vp = Vb Vs ................................................................................... (2-5)

Untuk mendapatkan harga volume bulk (Vb) dapat dilakukan dengan :

1. Mengukur dimensi sampel core untuk bentuk sampel batuan yang teratur.

2. Menggunakan piknometer Hg terkalibrasi untuk sampel batuan yang tak

beraturan.

Besarnya porositas () ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut :

= ........................................................................................ (2-6)

2. Metode Desaturasi

Dalam metode desaturasi, volume pori (Vp) diukur secara gravimetri, yaitu

dengan jalan menjenuhi core dengan fluida yang telah diketahui berat jenisnya.

Kemudian core ditimbang, baik dalam keadaan kering maupun dalam kondisi

jenuh fluida. Volume pori (Vp) dihitung dengan menggunakan persamaan

sebagai berikut:

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

dimana:

ws = berat sampel dalam keadaan jenuh fluida, gr

wd = berat sampel dalam keadaan kering, gr

f = berat jenis fluida penjenuh pori, gr/cc

Porositas core dihitung dengan Persamaan (2-6).

2.1.2.2. Permeabilitas

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan

kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Definisi kwantitatif

permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856)2) dalam

hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut :

.................................................................................. (2-8)

dimana :

v = kecepatan aliran, cm/sec

= viskositas fluida yang mengalir, cp

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

k = permeabilitas media berpori.

Tanda negatip pada Persamaan 2-8 menunjukkan bahwa bila tekanan

bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah

pertambahan tekanan tersebut. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam Persamaan

2-8 adalah:

1. Alirannya mantap (steady state),

2. Fluida yang mengalir satu fasa,

3. Viskositas fluida yang mengalir konstan ,

4. Kondisi aliran isothermal, dan

5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.

6. Fluidanya incompressible.

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir,

permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

Permeabilitas absolut, adalah yaitu dimana fluida yang mengalir melalui

media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya minyak atau gas saja.

Permeabilitas efektif, yaitu permeabilitas batuan dimana fluida yang

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

minyak atau ketiga-tiganya.

Permeabilitas relatif, merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif

dengan permeabilitas absolut.

Dasar penentuan besaran permeabilitas adalah hasil percobaan yang

dilakukan oleh Henry Darcy., seperti yang terlihat pada Gambar 2.4, berikut ini.

Gambar 2.4.Skema Percobaan Penentuan Permeabilitas 2)

Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q..L/A.(P1-P2) adalah konstan

dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari

cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur

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

harga permeabilitas absolut batuan, sesuai persamaan berikut :

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

Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

................... (2-10)

Dari Persamaan 2-9 dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran

yaitu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida yang compressible dan

incompressible.

Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa, akan

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

mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga permeabilitas

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

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

dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :

, , ............................................... (2-11)

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

Sedangkan besarnya harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air

dinyatakan dengan persamaan :

............................................................................ (2-12)

........................................................................... (2-13)

Harga-harga ko dan kw pada Persamaan 2-12 dan Persamaan 2-13 jika

diplot terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada

Gambar 2.5., yang menunjukkan bahwa ko pada Sw = 0 dan pada So = 1 akan

sama dengan k absolut, demikian juga untuk harga k absolutnya (titik A dan B)

Ada tiga hal penting untuk kurva permeabilitas efektif sistem minyak-air

(Gambar 2.5) , yaitu :

ko akan turun dengan cepat jika Sw bertambah dari nol, demikian juga kw akan

turun dengan cepat jika Sw berkurang dari satu, sehingga dapat dikatakan

untuk So yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak karena ko-nya yang

kecil, demikian pula untuk air.

ko akan turun menjadi nol, dimana masih ada saturasi minyak dalam batuan

(titik C) atau disebut Residual Oil Saturation (Sor), demikian juga untuk air

yaitu (Swr).

Harga ko dan kw selalu lebih kecil dari harga k, kecuali pada titik A dan B,

sehingga diperoleh persamaan :

................................................................................ (2-14)

Gambar 2.5.Kurva Permeabilitas Efektif untuk

Sistem Minyak dan Air 2)

Jika harga kro dan krw diplot terhadap saturasi fluida So dan Sw, maka akan

didapat kurva seperti Gambar 2.6.

Harga kro dan krw berkisar antara 0 sampai 1, sehingga diperoleh persamaan :

................................................................................... (2-15)

Untuk sistem gas dan air, harga Krg dan Krw selalu lebih kecil dari satu atau :

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

Gambar 2.6. Kurva krelatif sistem Air-Minyak 2)

Parameter-parameter yang berpengaruh terhadap permeabilitas adalah :

1. Porositas

Apabila porositas semakin besar, maka permeabilitas juga akan semakin besar,

seperti ditunjukkan pada Gambar 2.7.

Gambar 2.7Grafik Hubungan antara Porositas dan Permeabilitas 11).

2. Saturasi

Seperti terlihat pada Gambar 2.5. dan Gambar 2.6. menyatakan bahwa

terdapat hubungan antara saturasi dengan permeabilitas. Apabila saturasi

minyak bertambah, maka permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif

minyak akan bertambah pula, demikian juga halnya dengan air.

3. Berdasarkan pada Persamaan 2-8, maka permeabilitas dipengaruhi oleh

kecepatan aliran fluida (v), viskositas fluida dan tekanan.

4. Geometri Aliran

Permeabilitas akan bervariasi pada setiap bentuk aliran dan kondisi

lapisan. Untuk menentukan permeabilitas pada setiap kondisi yang berbeda,

digunakan rumus yang berbeda pula.

a. Aliran Laminer, distribusi permeabilitas berbentuk paralel,

seperti pada Gambar 2.8.

Gambar 2.8.Aliran Linier, Kombinasi Lapisan Paralel 5)

Dari Gambar 2.8. di atas, maka permeabilitas reservoir adalah :

.................................................................. (2-17)

b. Aliran Linier, distribusi permeabilitas berbentuk seri, seperti

yang terlihat pada Gambar 2.9.

Gambar 2.9.Aliran Linier, Kombinasi Lapisan Seri 5)

Dari Gambar 2.9. di atas, maka permeabilitas reservoir dapat dihitung

dengan persamaan sebagai berikut :

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

Percobaan pengukuran permeabilitas batuan dapat dilakukan dengan

analisa core. Hasil dari analisa ini akan memberikan pengukuran permeabilitas

absolut secara langsung dengan memberikan uji aliran pada sampel core. Fluida

yang digunakan untuk pengujian biasanya gas atau udara yang dialirkan melalui

core, dan tekanan masuk dan keluar dari sampel core diukur. Permeabilitas

ditentukan dengan persamaan aliran fluida satu fasa sebagai berikut:

................................................................... (2-19)

dimana :

K = permeabilitas absolut, Darcy

Q2 = laju alir fluida yang keluar dari core, cc/dt

A = luas penampang core, cm2

L = panjang core, cm

= viskositas fluida, cp

(P12 P2

2) = beda tekanan masuk dan tekanan keluar dari core, atm

Gambar 2.10.Grafik Hasil Percobaan Perhitungan Permeabilitas

Dengan k = 2)

Jika udara atau gas digunakan dalam pengujian, maka terjadi efek slip gas

(efek Klinkenberg), akibat dari aliran turbulen, pada dinding pori-pori core. Efek

slip gas menyebabkan harga permeabilitas terukur (kg) lebih besar daripada

permeabilitas cairan (kL) yang sebenarnya.

Besarnya permeabilitas cairan (kL) dihitung dengan persamaan sebagai berikut:

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

dimana :

kg = permeabilitas udara/gas, Darcy

kL = permeabilitas cairan, Darcy

b = konstanta Klinkenberg

Pm = tekanan rata-rata pengukuran, atm

2.1.2.3. Derajat Kebasahan (Wettabilitas)

Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk

dibasahi oleh fasa fluida, jika diberikan dua fluida yang tak saling campur

(immisible). Pada bidang antar muka cairan dengan benda padat terjadi gaya tarik-

menarik antara cairan dengan benda padat (gaya adhesi), yang merupakan faktor

dari tegangan permukaan antara fluida dan batuan.

Dalam sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak (atau gas)

yang ada diantara matrik batuan.

Gambar 2.11.Kesetimbangan Gaya-gaya pada

Batas Air-Minyak-Padatan 2)

Gambar 2.11. memperlihatkan sistem air minyak yang kontak dengan

benda padat, dengan sudut kontak sebesar o. Sudut kontak diukur antara fluida

yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga 0o - 180o, yaitu

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

dengan persamaan :

AT = so - sw = wo. cos wo, .............................................................. (2.21)

dimana :

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

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

wo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm

wo = sudut kontak air-minyak.

Suatu cairan dapat dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya

positip ( < 75o), yang berarti batuan bersifat water wet. Apabila sudut kontak

antara cairan dengan benda padat antara 75 - 105, maka batuan tersebut bersifat

intermediet. Apabila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya

negatip ( > 105o), berarti batuan bersifat oil wet. Gambar 2.12 dan Gambar

2.13 menunjukkan besarnya sudut kontak dari air yang berada bersama-sama

dengan hidrokarbon pada media yang berbeda, yaitu pada permukaan silika dan

kalsit.

Gambar 2.12.Sudut Kontak Antar Permukaan Air dengan Hidrokarbon

pada Permukaan Silika 2)

Gambar 2.13.Sudut Kontak Antar Permukaan Air dengan Hidrokarbon

pada Permukaan Kalsit 2)

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.

Pada waktu reservoir mulai diproduksikan, dimana harga saturasi minyak

cukup tinggi dan air hanya merupakan cincin-cincin yang melekat pada batuan

formasi, butiran-butiran air tidak dapat bergerak atau bersifat immobile, dan

saturasi air yang demikian disebut residual water saturation. Pada saat yang

demikian minyak merupakan fasa yang kontinyu dan bersifat mobile.

Setelah produksi mulai berjalan, minyak akan terus berkurang digantikan

oleh air. Saturasi minyak akan semakin berkurang dan saturasi air akan terus

bertambah, sampai pada saat tertentu saturasi air akan menjadi fasa kontinyu, dan

minyak merupakan cincin-cincin. Pada saat ini, air bersifat mobile dan akan

bergerak bersama-sama minyak. Gambaran tentang water wet dan oil wet

ditunjukkan pada Gambar 2.14, yaitu pembasahan fluida dalam pori-pori batuan.

Fluida yang membasahi akan cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih

kecil, sedangkan fluida tidak membasahi cenderung menempati pori-pori batuan

yang lebih besar.

Gambar 2.14.Pembasahan Fluida dalam Pori-pori Batuan 2)

Menurut Srobod (1952)2), harga wetabilitas dan sudut kontak nyata

ditentukan berdasarkan karakteristik pembasahan, yang merupakan fungsi dari

threshold pressure (Pt), sesuai dengan persamaan berikut :

Wettabilitiy Number = ....................................... (2-22)

Contact Angle = ........................................... (2-23)

dimana :

Cos wo = sudut kontak air dengan minyak dalam inti batuan

Cos oa = sudut kontak minyak dengan udara dalam inti batuan (=1)

PTwo = tekanan threshold inti batuan terhadap minyak ( pada waktu

batuan berisi air )

PToa = tekanan threshold inti batuan terhadap udara ( pada waktu batuan

berisi minyak)

wo = tegangan antar muka antara air dengan minyak

oa = tegangan antar muka antara minyak dengan udara

Tekanan threshold, yang merupakan fungsi dari permeabilitas ditentukan

berdasarkan Gambar 2.15.

Gambar 2.15.Tekanan Threshold sebagai Fungsi dari Permeabilitas dan Wetabilitas 7)

2.1.2.4. 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 kedua

fluida tersebut. Besarnya tekanan kapiler dipengaruhi oleh tegangan permukaan,

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

Pengaruh tekanan kapiler dalam sistem reservoir antara lain adalah :

1. Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir (Gambar 2.16.

menunjukkan kurva distribusi fluida yang merupakan hubungan antara

saturasi fluida dengan tekanan kapiler pada beberapa permeabilitas batuan)

Gambar 2.16.Kurva Distribusi Fluida 9).

2. Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau

mengalir melalui pori-pori secara vertikal.

Gambar 2.17.Tekanan dalam Pipa Kapiler 2)

Berdasarkan pada Gambar 2.17., sebuah pipa kapiler dalam suatu bejana

terlihat bahwa air naik ke atas di dalam pipa akibat gaya adhesi antara air dan

dinding pipa yang arah resultannya ke atas.

Gaya-gaya yang bekerja pada sistem tersebut adalah :

1. Besar gaya tarik keatas adalah 2 rAT, dimana r adalah jari-jari pipa

kapiler.

2. Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah r2hg(w-o).

Pada kesetimbangan yang tercapai kemudian, gaya ke atas akan sama

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

matematis dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut :

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

atau :

....................................................................... (2-24)

dimana :

h = ketinggian cairan di dalam pipa kapiler, cm

r = jari-jari pipa kapiler, cm.

w = massa jenis air, gr/cc

o = massa jenis minyak, gr/cc

g = percepatan gravitasi, cm/dt2

Dengan memperlihatkan permukaan fasa minyak dan air dalam pipa

kapiler maka akan terdapat perbedaan tekanan yang dikenal dengan tekanan

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

tekanan fasa minyak, sehingga diperoleh persamaan sebagai berikut :

Pc = Po – Pw = (o - w) g h .......................................................... (2-25)

Tekanan kapiler dinyatakan berdasarkan sudut kontak dalam hubungan

sebagai berikut :

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

dimana :

Pc = tekanan kapiler

= tegangan permukaan minyak-air

= sudut kontak permukaan minyak-air

r = jari-jari pipa kapiler

Menurut Plateau2), tekanan kapiler merupakan fungsi tegangan antar muka

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

persamaan :

........................................................................... (2-27)

dimana :

R1 dan R2 = jari-jari kelengkungan konvek dan konkaf, inch

= tegangan permukaan, lb/inch

Penentuan harga R1 dan R2, dilakukan dengan perhitungan jari-jari

kelengkungan rata-rata (Rm), yang didapatkan dari perbandingan Persamaan 2-26

dengan Persamaan 2.27. Dari perbandingan tersebut didapatkan persamaan

perhitungan jari-jari kelengkungan rata-rata sebagai berikut :

........................................ (2-28)

Gambar 2.18. menunjukkan distribusi dan pengukuran R1 dan R2. Kedua

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

Gambar 2.18.Distribusi dan Pengukuran Radius KontakAntara Fluida Pembasah dengan Padatan 2)

2.1.2.5. Saturasi Fluida

Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume

pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-

pori total pada suatu batuan berpori. Dalam batuan reservoir minyak umumnya

terdapat lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas

yang tersebar ke seluruh bagian reservoir. Secara matematis, besarnya saturasi

untuk masing-masing fluida dituliskan dalam persamaan berikut :

Saturasi minyak (So) adalah :

................. (2-29)

Saturasi air (Sw) adalah :

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

Saturasi gas (Sg) adalah :

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

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

Sg + So + Sw = 1 ................................................................................ (2-32)

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

So + Sw = 1 ...................................................................................... (2-33)

Faktor-faktor penting yang harus diperhatikan dalam mempelajari saturasi

fluida antara lain adalah :

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 relatif akan mempunyai

Sw yang tinggi dan Sg yang relatip rendah, demikian juga untuk bagian atas

dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini disebabkan oleh adanya

perbedaan densitas dari masing-masing fluida.

Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatip produksi minyak. Jika

minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh air

dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak,

saturasi fluida berubah secara kontinyu.

Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori

yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume batuan adalah V, ruang pori-porinya

adalah .V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah :

So V + Sg V = (1 – Sw ) V .............................................. (2-34)

Pengukuran saturasi fluida dapat dilakukan dengan menggunakan metode

Retort dan metode Distilasi.

1. Metode Retort

Dalam metode retort, core yang dianalisa ditempatkan dalam peralatan retort

dan dipanaskan pada temperatur 400oF selama satu jam. Fluida yang menguap

dikondensasikan, minyak dan air yang diperoleh dipisahkan dengan centrifuge.

Temperatur pengujian dinaikkan sampai 1200 oF supaya minyak berat dapat

teruapkan seluruhnya, kemudian hasil kondensasi dicatat volumenya.

Besarnya saturasi fluida ditentukan dengan persamaan sebagai berikut :

....................................................................................... (2-35)

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

dimana:

Sw = saturasi air, fraksi

So = saturasi minyak, fraksi

Vw = volume air hasil kondensasi, cm3

Vo = volume minyak hasil kondensasi, cm3

2. Metode Distilasi

Dalam metode ini, core yang dianalisa ditimbang kemudian ditempatkan pada

timble yang diketahui beratnya dan dimasukkan dalam labu yang berisi cairan

toluena bertitik didih 112 oC. Pemanasan dilakukan untuk menguapkan air dan

toluena, selanjutnya uap yang terjadi dikondensasikan dan cairan yang

diperoleh dicatat volumenya. Pemanasan terus dilakukan sampai cairan yang

terkumpul dalam water trap konstan. Kemudian core diambil, dikeringkan dan

ditimbang. Saturasi fluida dapat dihitung sebagai berikut:

wt = wo ww ............................................................................ (2-37)

ww = Vw w ............................................................................ (2-38)

.................................................................... (2-39)

..................................................................... (2-40)

dimana:

wt = berat total yang hilang, gr

ww = berat air, gr

wo = berat minyak, gr

Vw = volume air, cm3

Vo = volume minyak, cm3

w = berat jenis air, (= 1 gr/cc)

o = berat jenis minyak, gr/cc

Besarnya saturasi fluida dihitung dengan Persamaan (2-35) dan Persamaan

(2-36).

2.1.2.6. Kompressibilitas

Pada formasi batuan kedalaman tertentu terdapat dua gaya yang bekerja

padanya, yaitu gaya akibat beban batuan diatasnya (overburden) dan gaya yang

timbul akibat adanya fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan tersebut.

Pada keadaan statik, kedua gaya berada dalam keadaan setimbang. Bila tekanan

reservoir berkurang akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya ini

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

perubahan batuan dan

Menurut Geerstma (1957) 2), mengemukakan tiga konsep mengenai

kompressibilitas batuan, yaitu :

Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material

padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.

Kompressibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan

terhadap satuan perubahan tekanan.

Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-pori

batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

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 :

................................................................................ (2-41)

Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan

sebagai kompressibilitas Cp atau :

.............................................................................. (2-42)

dimana :

Vr = volume padatan batuan (grains)

Vp = volume pori-pori batuan

P = tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan

P* = tekanan luar (tekanan overburden).

Hall (1953)2) memeriksa kompresibilitas pori, Cp, pada tekanan

overburden yang konstan, yang kemudian disebut kompresibilitas batuan efektif

dan dihubungkan dengan porositas, seperti terlihat pada Gambar 2.19. Dimana

kompresibilitas turun dengan naiknya porositas.

Terjadinya kompresibilitas batuan total maupun efektif karena dua faktor

yang terpisah. Kompressibilitas total terbentuk dari pengembangan butir - butir

batuan sebagai akibat menurunnya tekanan fluida yang mengelilinginya.

Sedangkan kompressibilitas effektif terjadi karena kompaksi batuan dimana fluida

reservoir menjadi kurang efektif menahan beban di atasnya (overburden). Kedua

faktor ini cenderung akan memperkecil porositas.