BAB II

KARAKTERISTIK BATUAN RESERVOIR

2.1. Karakteristik Batuan Reservoir

Reservoir merupakan batuan yang berpori (porous) dan permeable yang

mengandung fluida ( minyak dan gas ).

Komponen reservoir terdiri dari:

1. Wadah, yang berupa batuan reservoir.

2. Isi, yang berupa fluida reservoir.

3. Kondisi reservoir, yang berupa tekanan reservoir dan temperatur

reservoir.

Umumnya batuan reservoir terdiri dari batuan sedimen yang berupa

batupasir, batuan karbonat dan batuan shale, atau kadang-kadang batuan vulkanik.

Masing-masing batuan memiliki komposisi kimia yang berbeda-beda dan sifat

fisik yang berbeda - beda pula.

2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir

2.1.1.1. 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.

Berdasarkan mineral penyusunnya, menurut Krynine batupasir dikelompokkan

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

5

6

mengalami metaformosa dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral

kwarsa (quartz) dan mineral lainnya yang stabil.

Orthoquartzites merupakan jenis batuan sedimen yang relatif bersih

yaitu bebas dari kandungan shale dan clay.

2. Graywacke

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. Sortasi (pemilahan) butir pada graywacke tidak bagus karena

lingkungan pengendapannya relatif curam dan adanya matriks-matriks

batuan. Hal ini juga menyebabkan berkurangnya porositas batuannya.

3. Arkose

Arkose merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari kwarsa

sebagai mineral yang dominan, meskipun seringkali mineral arkose

feldspar jumlahnya lebih banyak dari kwarsa.

2.1.1.2. Batuan Karbonat

Batuan karbonat adalah limestone (batugamping), dolomit, dan yang

bersifat diantara keduanya. Limestone adalah istilah yang biasa dipakai untuk

kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80 % kalsium karbonat atau

magnesium. Pada limestone fraksi disusun terutama oleh mineral kalsit,

sedangkan pada dolomit mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomit.

Dolomit adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang

mengandung unsur karbonat lebi h besar dari 50%, sedangkan untuk batuan–

batuan yang mempunyai komposisi pertengahan antara limestone dan dolomit

akan mempunyai nama yang bermacam–macam tergantung dari unsur yang

dikandungnya. Untuk batuan yang unsur kalsitnya melebihi dolomit disebut

dolomit limestone, dan yang unsur dolomitnya melebihi kalsit disebut dengan

limy, calcitic, calciferous atau calcitic dolomite

7

2.1.1.3. Batuan Shale

Batuan shale adalah batuan serpih berbutir halus dengan permeabilitas

yang mendekati nol (impermeabel). Batuan ini dapat berlaku sebagai batuan

reservoir apabila permeabilitasnya besar sebagai akibat perekahan.

Pada umumnya unsur penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58%

silikon dioksida (SiO2), 15% alumunium oksida (Al2O3), 6% besi oksida (FeO)

dan Fe2O3, 2% magnesium oksida (MgO), 3% kalsium oksida (CaO), 3%

potasium oksida (K2), 1% sodium oksida (Na2), dan 5% air (H2O). Sisanya adalah

oksida metal dan anion.

2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir

Sifat fisik batuan reservoir perlu diketahui agar memudahkan dalam

memprediksikan banyaknya akumulasi hidrokarbon di dalam reservoir.

1.1.1.1. 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 dapat dinyatakan sebagai berikut :

θ=VpVb

x100 %=Vb−VgVb

x 100 %...........................................................(2.1)

dimana,

= Porositas, %

Vb = volume batuan total (bulk volume),cm3

Vg = volume padatan batuan total (volume grain), cm3

Vp = volume ruang pori–pori batuan, cm3

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:

1. Porositas absolut, adalah persen volume pori–pori total terhadap

volume batuan total (bulk volume).

8

f =Volume poritotalbulk volume

´ 100 % ,......................................................…..(2.2)

2. Porositas efektif, adalah persen volume pori–pori yang saling

berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).

f =Volume pori yangberhubunganbulk volume

´ 100%,......................................(2.3)

Gambar 2.1. Skema Perbandingan Porositas Efektif, Non-Efektif dan

Porositas Absolut Batuan (Amyx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)

Berdasarkan 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.

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.

9

Gambar 2.2. Pengaruh Susunan Butir terhadap Porositas Batuan (Amyx, J.W.;

Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)

2.1.2.2.Permeabilitas

Permeabilitas didefinisikan sebagai kemampuan suatu fluida melalui celah

suatu material yang mempunyai rongga. Permeabilitas batuan merupakan fungsi

dari tingkat hubungan ruang antar pori–pori dalam batuan. Definisi kuantitatif

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

hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut :

V =-km⋅dP

dL ,.......................................................................................(2.4)

dimana :

V = kecepatan aliran fluida, cm / sec

= viskositas fluida yang mengalir, cp

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

k = permeabilitas media berpori, darcy

Tanda negatif dalam persamaan tersebut menunjukkan bahwa apabila

tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah aliran berlawanan dengan arah

pertambahan tekanan tersebut.

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan (2.4)

adalah :

Alirannya mantap (steady state)

Fluida yang mengalir satu fasa

10

Viskositas fluida yang mengalir kostan.

Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

Fluidanya incompressible.

Tidak ada reaksi antara fluida yang mengalir dengan batuan yang

dialirinya

Kondisi aliran isothermal atau temperaturnya konstan

Dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

1. Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang

mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya

hanya minyak atau gas saja.

2. Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang

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

dan minyak atau ketiga–tiganya.

3. Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas efektif

dengan permeabilitas absolut.

Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang

dilakukan oleh Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy menggunakan

batu pasir tidak kompak yang dialiri air. Batu pasir silindris yang porus ini 100 %

dijenuhi cairan dengan viskositas (), dengan luas penampang (A), dan

panjangnya (L). Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 pada salah satu

ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q, sedangkan P2 adalah tekanan

keluar. 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.

11

Gambar 2.3. Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas (Amyx, J.W.; Bass,

D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)

K= Q .m . LA .( P1−P2 ) ,..............................................................................................(2.5)

Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

K (darcy )=Q( cm3 /sec ). m(centipoise )L(cm )

A (sqcm ).( P1−P2 )(atm )

Dari Persamaan (2.5) 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,

kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk 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 dinyatakan sebagai berikut :

K ro=Ko

K , K rg=

Kg

K , K rw=

Kw

K ,.....................................................(2.6)

Besarnya permeabilitas efektif untuk minyak dan air ditunjukkan dengan

persamaan (2.7) dan (2.8) berikut ini :

Ko=Qo .mo . L

A .( P1−P2) ,................................................................................(2.7)

12

Kw=Qw . mw . L

A .( P1−P2) ,...............................................................................(2.8)

Dimana :

o = viskositas minyak

w = viskositas air.

Harga–harga Ko dan Kw pada Persamaan (2.7) dan (2.8) jika diplot

terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada

(Gambar 2.4). Dari (Gambar 2.4), dapat ditunjukkan bahwa Ko pada Sw = 0 dan

So = 1 akan sama dengan harga K absolut, demikian juga untuk harga K

absolutnya.

Gambar 2.4. Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air (Amyx,

J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)

13

Gambar 2.5. Kurva Permeabilitas Relatif untuk Sistem Minyak dan Air (Amyx,

J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)

2.1.2.3.Saturasi Fluida

Saturasi fluida batuan adalah 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 :

So=Volume pori-pori yang diisi oleh minyakVolume pori-pori total ,................................(2.9)

Saturasi air ( Sw ) adalah :

Sw=Volume pori-pori yang diisi oleh airVolume pori-pori total ,.………………………..(2.10)

Saturasi gas ( Sg ) adalah :

Sg=Volume pori-pori yang diisi oleh gasVolume pori-pori total ,………………………..(2.11)

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

Sg + So + Sw = 1 ,……………………………………………………………..(2.12)

Jika diisi oleh minyak dan air saja maka :

14

So + Sw = 1 ,………..........................................................................................(2.13)

Terdapat tiga hal yang penting mengenai saturasi fluida, yaitu :

1. 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 relatif rendah. Demikian juga untuk bagian atas

dari struktur reservoir berlaku sebaliknya.

2. Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif 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.

3. 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 , maka ruang pori–pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah :

So . . V + Sg . . V = ( 1–Sw ) . . V ,.................................................(2.14)

2.1.2.4.Wettabilitas

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, gaya

adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :

AT = so – sw = wo. cos wo ,…………………………………………...(2.15)

Dimana :

AT = Gaya adhesi yang menyebabkan cairan naik ke atas batuan,

dyne/cm

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.

15

Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya

positif ( < 900), yang berarti batuan bersifat water wet. Sedangkan bila air tidak

membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatif ( > 900), berarti batuan

bersifat oil wet.

Gambar 2.6. Water Wet dan Oil Wet (Amyx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L,

1960)

2.1.2.5.Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (Pc) adalah perbedaan tekanan antara permukaan dua

fluida yang tidak tercampur. Perbedaan tekanan dua fluida yang dimaksud adalah

perbedaan tekanan antara fluida “non-wetting fasa” (Pnw) dengan fluida “Wetting

fasa”.

(Pw) atau Pc = Pnw - Pw ,...………………………………………....... (2.16)

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 dan

macam fluidanya, yang secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan

sebagai berikut :

Pc=2 . s . cos q

r=Dρ . g. h

,................………………………………………...(2.17)

dimana :

16

Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2

= tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm

cos = sudut kontak permukaan antara dua fluida, derajat

r = jari-jari kelengkungan pori-pori, cm

= perbedaan densitas dua fluida, gr/cc

g = percepatan gravitasi, cm/dt2

h = tinggi kolom, cm

Dari Persamaan (2.17) 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),

Persamaan (2.17) menunjukkan bahwa h bertambah jika perbedaan

densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal ini berarti pada

reservoir gas yang terdapat kontak gas-air, perbedaan densitas fluidanya

bertambah besar sehingga mempunyai zona transisi minimum. Demikian juga

pada reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah, 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 daripada

reservoir dengan permeabilitas yang rendah.

Gambar 2.7. Variasi Pc terhadap Sw (Amyx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L,

1960)

a) Untuk Sistem Batuan yang Sama dengan Fluida yang Berbeda.

17

b) Untuk Sistem Fluida yang Sama dengan Batuan yang Berbeda.

2.1.2.6.Kompressibilitas

Kompressibilitas pada batuan menurut Geertsma (1957) terdapat tiga

macam kompresibilitas pada batuan antara lain :

1. Kompresibilitas Matriks Batuan

Kompresibilitas matriks batuan adalah fraksional perubahan volume

dari material padatan batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

2. Kompresibilitas Batuan Keseluruhan

Kompresibilitas batuan keseluruhan merupakan fraksional perubahan

volume batuan terhadap satuan perubahan tekanan

3. Kompresibilitas Pori-Pori Batuan

Kompresibiltas pori-pori batuan merupakan fraksional perubahan pori-

pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam

tekanan, yaitu :

a) Internal Stress, yang berasal dari desakan fluida yang terkandung di

dalam pori-pori batuan (tekanan hidrostatik fluida formasi).

b) Eksternal Stress, yang berasal dari pembebanan batuan yang ada

diatasnya (tekanan overburden).

Pengosongan fluida dari ruang pori batuan mengakibatkan perubahan

internal stress dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan akan mengalami

perubahan juga. Perubahan tekanan ini menyebabkan perubahan pada butiran-

butiran batuan, pori-pori batuan dan volume total batuan.

Perubahan bentuk keseluruhan dari batuan dapat dinyatakan dalam

kompresibilitas Cr (psi-1), yang secara matematis dituliskan dengan :

Cr = 1Vr

dVrdP ,......................................................................................(2.18)

18

Sedangkan perubahan dari ruang pori-pori batuan dapat dinyatakan dalam

kompresibilitas Cp (psi-1), yang secara matematis dituliskan dengan :

Cp = 1Vp

dVpdP* ,.....................................................................................(2.19)

Dimana :

Vr = volume padatan batuan (grains), inch3

Vp = volume pori–pori batuan, inch3

P = tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan, psi

P* = tekanan luar (tekanan overburden), psi

2.2. Karakteristik Fluida Reservoir

Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Karakteristik

fluida reservoir ditinjau dari komposisi kimia dan sifat fisiknya.

2.2.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon

Bentuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah, dimana

dapat berupa gas, air atau padatan tergantung kepada komposisinya yang khusus

serta tekanan dan temperatur yang mempengaruhinya. Hidrokarbon yang

berbentuk cair dikenal sebagai minyak bumi, sedangkan yang berupa gas dikenal

sebagai gas bumi.

Hidrokarbon merupakan senyawa yang terdiri dari atom karbon dan

hidrogen. Senyawa karbon dan hidrogen ini mempunyai variasi-variasi ikatan,

yang biasanya dibagi dalam dua golongan besar, yaitu : golongan asiklis (terbuka)

dan golongan siklis.

2.2.1.1.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. Penamaan anggota

seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom karbon dalam sebutan Yunani

19

dan diakhiri dengan akhiran “ana” (Inggris : “ane”), seperti methane, ethane,

propane, butane, pentane, dll.

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

2.1. memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang tidak begitu tajam.

Tabel 2. 1. Sifat – sifat Fisik n-Alkana (Burchick, E.J.; 1957)

No. NameBoiling PointoF

Melting PointoF

Specific Gravity

60o/60 oF

1 Methane -258.7 -296.6 ..........

2 Ethane -127.5 -297.9 ..........

3 Propane -43.7 -305.8 0.508

4 Butane 31.1 -217.0 0.584

5 Pentane 96.9 -201.5 0.631

6 Hexane 155.7 -139.6 0.664

7 Heptane 209.2 -131.1 0.688

8 Octane 258.2 -70.2 0.707

9 Nonane 303.4 -64.3 0.722

10 Decane 345.5 -21.4 0.734

11 Undecane 384.6 -15 0.740

12 Dodecane 421.3 14 0.749

15 Pentadecane 519.1 50 0.769

20 Eicosane 648.9 99 ..........

20

30 Triacontane 835.5 151 ..........

2.2.1.2. Golongan Naftena

Senyawa golongan ini merupakan senyawa hidrokarbon, dimana susunan

atom 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. 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.

2.2.1.3. 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 dengan rumus umum CnH2n. Dalam keadaan yang

menguntungkan, hidrokarbon tak jenuh dapat menjadi jenuh dengan penambahan

atom-atom hidrokarbon pada rantai ikatan tersebut.

Senyawa hidrokarbon tak jenuh ada yang 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.

21

Pemberian nama untuk deret ini sama dengan untuk deret alkena dengan memberi

akhiran “una” (Inggris : “yne”).

Tabel 2.2. Sifat-Sifat Fisik Alkena (Burchick, E.J.; 1957)

NameFormula

Boiling

Point,oF

Melting

Point,oF

Specific

Gravity,

60o/60 oF

Ethylene CH2 =CH2 -154.6 -272.5 -

Propylene CH2=CHCH3 -53.9 -301.4 -

1-butene CH2=CH CH2CH3 20.7 -301.6 0.601

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

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

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

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

1-nonene CH2=CH(CH2)6CH3 295 - 0.731

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

2.2.1.4. 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.

Deretan benzena tidak menunjukkan sifat reaktif yang tinggi, ikatan-ikatan

dari deret hidrokarbon aromatik terdapat dalam minyak mentah yang merupakan

sumber utamanya.

22

Pada suatu suhu dan tekanan standard, hidrokarbon aromatik ini dapat

berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzena merupakan zat cair yang tidak

berwarna, berbau harum dan mendidih pada temperatur 176 0F.

2.2.2. Komposisi Kimia 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. Air formasi tersebut terdiri dari bahan-bahan mineral,

misalnya kombinasi metal-metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi, dan

alumunium serta bahan-bahan organis seperti asam nafta dan asam gemuk.

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

Mg, Fe, Ba, dan anion-anion chlorida , CO3, HCO3, dan SO4.

Air formasi mempunyai kation-kation dan anion-anion dengan jumlah

tertentu yang biasanya dinyatakan dalam satuan part per million (ppm). Kation-

kation air formasi antara lain adalah : kalsium (Ca++), magnesium (Mg++), natrium

(Na+), ferum (Fe+), dan Barium (Ba++), sedangkan yang termasuk anion-anion air

formasi adalah klorida (Cl-), karbonat (CO3) dan Bikarbonat (HCO3), serta Sulfat

(SO4).

2.2.3. Sifat Fisik Fluida Reservoir

Beberapa sifat fisik fluida yang perlu diketahui adalah : densitas,

viskositas, faktor volume formasi, kompresibilitas, dan kelarutan gas.

2.2.3.1. Sifat Fisik Minyak

A. Densitas Minyak

Berat Jenis Minyak (Densitas minyak) sering dinyatakan dalam

Specific Gravity. Hubungan antara Berat Jenis Minyak dengan Specific

Gravity didasarkan pada berat jenis air. Berat jenis minyak adalah

perbandingan antara berat minyak dengan volume minyak tersebut.

23

Sedangkan specific gravity (SG) minyak adalah perbandingan antara

densitas minyak dengan densitas air, dengan persamaan yang dapat

dituliskan sebagai berikut :

SG minyak =

ρo

ρw ,................................................................................(2.20)

dimana :

o = densitas minyak, gr/cc

w = densitas air, gr/cc

Didalam dunia perminyakan, Specific Gravity minyak sering

dinyatakan dalam satuan 0API. Hubungan antara SG minyak dengan 0API

dapat dirumuskan sebagai berikut :

0API =

141 ,5SG

−131 ,5 ,.........................................................................(2.21)

Harga-harga untuk beberapa jenis minyak :

a) Minyak ringan (light crude), 300API

b) Minyak sedang, berkisar 20 – 300API

c) Minyak berat, berkisar 10 – 200API

B. Viskositas Minyak

Viskositas minyak (o) didefinisikan sebagai ukuran ketahanan

minyak terhadap aliran, atau dengan kata lain viskositas minyak adalah

suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir,

dengan satuan centi poise (cp) atau gr/100 detik/1 cm.

Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah

gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan

menurunkan viskositas minyak, dan dengan bertambahnya gas yang

terlarut dalam minyak maka viskositas minyak juga akan turun.

24

Gambar 2.8. Hubungan Viskositas terhadap Tekanan (Mc Cain, William D.;

1933)

Secara matematis, besarnya viskositas dapat dinyatakan dengan persamaan

:

μ = FA

x∂ y∂v ,.......................................................................................(2.22)

dimana :

= viskositas, gr/(cm.sec)

F = shear stress, dyne

A = luas bidang paralel terhadap aliran, cm2

∂ y / ∂ v = gradien kecepatan, cm/(sec.cm).

C. Faktor Volume Formasi Minyak

Faktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai volume

minyak dalam barrel pada kondisi standar yang ditempati oleh satu stock

tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain

sebagai perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut

pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7

psi, 60 F). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb.

25

Perhitungan Bo secara empiris (Standing) dinyatakan dengan persamaan :

Bo = 0.972 + (0.000147 . F 1.175) ,.......................................................(2.23)

F=R s .( γ g

γ o) + 1 . 25 T

,......................................................................(2.24)

dimana :

Rs = kelarutan gas dalam minyak, scf/stb

o = specific gravity minyak, lb/cuft

g = specific gravity gas, lb/cuft

T = temperatur, oF.

Tekanan reservoir awal adalah Pi dan harga awal faktor volume

formasi adalah Boi. Dengan turunnya tekanan reservoir dibawah tekanan

bubble point, maka gas akan keluar dan Bo akan turun.

Gambar 2.9. Grafik Faktor Volume Formasi (Bo) Terhadap Tekanan (Warno

H,1985)

D. Kompressibilitas Minyak

Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume

minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat

dituliskan sebagai berikut:

26

Co= − 1V ( ΔV

ΔP ) ,...............................................................................

(2.25)

Persamaan 2.25 dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah

dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu :

Co=Bob−Boi

Boi (Pi−Pb) ,………................................................................(2.26)

dimana :

Bob = faktor volume formasi pada tekanan bubble point

Boi = faktor volume formasi pada tekanan reservoir

Pi = tekanan reservoir

Pb = tekanan bubble point.

E. Kelarutan Gas Dalam Minyak

Kelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya

SCF gas yang terlarut dalam satu STB minyak pada kondisi standar 14,7

psi dan 60 F, ketika minyak dan gas masih berada dalam 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.

2.2.3.2. Sifat Fisik Gas

A. 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 :

27

,...................................................................................(2.27)

dimana :

m = berat gas, lb

V = volume gas, cuft

M = berat molekul gas, lb/lb mole

P = tekanan reservoir, psia

T = temperatur, oR

R = konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole oR

Rumus di atas hanya berlaku untuk gas berkomponen tunggal.

Sedangkan untuk gas campuran digunakan rumus sebagai berikut :

,.........................................................................................(2.28)

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.

B. Viscositas Gas

Viskositas gas akan naik dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini

tabiat gas akan berlainan dengan cairan, untuk gas sempurna viskositasnya

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 (Carretal), 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.

28

C. Faktor Volume Formasi Gas

Faktor volume formasi gas adalah perbandingan volume dari sejumlah

gas pada kondisi reservoir dengan kondisi standard, dapat dituliskan :

,...........................................................................................(2.29)

dimana :

Bg = faktor volume formasi gas, Cuft/SCF

Vr = volume gas pada kondisi reservoir, Cuft

Vsc = volume gas pada kondisi standar, SCF

Volume n mol gas pada kondisi standar, adalah :

V sc =Z sc nRT sc

Psc ,…........ ...............................................................(2.30)

Sedangkan volume n mol gas pada kondisi reservoir, adalah :

V r =Zr nRT r

Pr ,...............................................................................(2.31)

Substitusikan persamaan (2.30) dan (2.31) ke dalam persamaan (2.29),

maka akan diperoleh harga Bg, yaitu:

Bg=0. 0282z T

P ,Cuft/SCF ,.................................................................(2.32)

Bg = 0 ,00504Z TP ,Bbl/SCF ,.........................................................(2.33)

dimana :

Zr = faktor kompressibilitas gas pada kondisi reservoir.

Zsc = faktor kompressibilitas gas pada kondisi standard (≈1).

Tr = Temperatur pada kondisi reservoir, °R

Tsc = Temperatur pada kondisi standard = 60 °F = 520 °R

Psc = tekanan pada kondisi standard = 14,7 psia

29

D. Kompresibilitas Gas

Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang

disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya.

Kompressibilitas Gas dapat dinyatakan dengan :

Cg = − 1V ( dV

dP ) ,........................................................................... (2.34)

Dalam pembahasan mengenai kompressibilitas gas terdapat dua

kemungkinan penyelesaian, yaitu : kompressibilitas gas ideal dan

kompressibilitas gas nyata.

a. Kompressibilitas gas ideal.

Persamaan gas ideal adalah :

P V = n R T atau V = n R TP

( dVdP ) = − n R T

P2 ,......................................................................... (2.35)

Kombinasi antara persamaan (2.34) dan (2.35) sebagai berikut

Cg = (− 1V ) (−n R T

P2 ) =1P , .............................................. (2.36)

b. Kompressibilitas gas nyata

Pada gas nyata, faktor kompressibilitas diperhitungkan. Persamaan

tersebut adalah sebagai berikut :

V = n R TZP ,.............................................................................. (2.37)

Bila dianggap konstan, penurunan persamaan tersebut menghasilkan

persamaan sebagai berikut :

( dVdP ) = n R T

PdZdP

− Z

P2

30

Cg = (− 1V ) ( dV

dP )Cg = − P

n R T Zn R T

P2 (PdZdP

− Z )Cg = 1

P− 1

ZdZdP ........................................................................... (2.38)

Cara lain untuk menentukan kompressibilitas gas adalah dengan

menggunakan hukum keadaan berhubungan yaitu :

Cg =C pr

Ppc ...................................................................................... (2.39)

Dimana :

Cpr = pseudo-reduced compressibility

Ppc = pseudo-critical pressure

2.2.3.3. Sifat Fisik Air Formasi

A. Berat Jenis Air Formasi

Berat jenis air formasi sangat dipengaruhi oleh kadar garam terlarut

yang terdapat didalamnya. Susunan kimia zat terlarut sangat

mempengaruhi berat jenis air. Berat jenis air formasi berkisar antara 1,0

untuk air yang sangat tawar, sampai 1,140 untuk air formasi yang

mengandung 210.000 ppm garam. Kita mengenal berat jenis air pada

kondisi standart (14,73 psi dan 60 0 F ) adalah :

- 0.99010 gr/cc

- 8.334 lb/gal

- 62.34 lb/cuft

- 350 lb/bbl

- 0.01604 cuft/lb

Hubungan antara berat jenis air, spesific volume dan specifik gravity

adalah sebagai berikut :

31

σf = w62.34

= 162 .34 V w

=0 .01604

ρw=0 ,01604

V w ,.........................(2.40)

dimana :

σf = specific gravity (SG)

w = berat jenis air, lb/cuft

Vw = spesific volume, cuft/lb

B. Viscositas Air Formasi

Viscositas air formasi (μw) merupakan fungsi dari temperature,

tekanan dan kadar garam. Kekentalan air formasi akan naik seiring dengan

turunnya temperature, kenaikan tekanan dan kadar garam juga adanya

penambahan garam ke dalam air menyebabkan kenaikan kekentalan air.

Pengaruh adanya gas hidrokarbon dalam larutan air formasi, ternyata

bahwa mengurangi sebagian kecil atau sedikit sekali pengaruhnya di

dalam kekentalan air formasi.

C. Faktor Volume Formasi Air Formasi

Besarnya harga faktor volume air formasi (Bw) sangat dipengaruhi

oleh tekanan dan temperature. Dengan kenaikan tekanan dan temperature

yang tetap maka harga Bw akan turun, tetapi pada tekanan dan temperature

yang tetap harga Bw akan naik dengan kenaikan suhu.

Bw = Bwp +

R sw

R swp ( Bw ) sat – ( Bw ) pure.........................................(2.41)

D. Kelarutan Air Formasi dalam Gas

Kelarutan air dalam gas adalah penting bagi sifat fisik sejak mulai

treating, proses dan transportasi gas. Kelarutan air dalam gas tergantung

pada tekanan, temperature dan komposisi keduanya ( air dan gas alam ).

E. Kelarutan Air Formasi dalam Cairan Minyak

32

Pada kelarutan air dalam cairan minyak bumi ini. Reaksi yang

ditunjukkan antara air dan minyak adalah sangat kecil. Karena itu,

kelarutan air formasi dalam cairan minyak sangat terbatas. Data yang

ditunjukkan tidak cukup untuk mengembangkan suatu korelasi dari

kelarutan air formasi dalam cairan minyak pada temperature dan tekanan

reservoir.

2.3. 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).

2.3.1. Tekanan Reservoir

Konsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan oleh suatu

fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan. Tekanan merupakan sumber

energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak. Sumber energi atau tekanan

tersebut pada prinsipnya berasal dari :

1) Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan oleh adanya beban

formasi diatasnya (overburden).

2) Timbulnya tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya

dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat-sifat kebasahan

batuan.

Tekanan yang bekerja di dalam reservoir pada dasarnya disebabkan oleh :

1. Tekanan hidrostatik

Tekanan ini disebabkan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori

batuan diatasnya. Secara matematis tekanan hidrostatik dapat dituliskan sebagai

berikut :

Ph=0 . 052. ρ . h ,...............................................................................................(2.42)

atau :

33

Ph=( ρ10

) . h ,....................................................................................................(2.43)

dimana :

ρ = densitas fluida, (ppg atau gr/cc)

Ph = tekanan hidrostatik, (psi atau ksc)

h = tinggi kolom fluida, (ft atau meter)

Gradien hidrostatik untuk air murni adalah 0,433 psi/ft, sedangkan air asin

adalah 0,465 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut disebut tekanan abnormal.

2. Tekanan Overburden

Tekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi karena beban

(berat) batuan diatasnya atau besarnya tekanan yang diakibatkan oleh berat

seluruh beban yang berada di atas suatu kedalaman tertentu tiap satuan luas.

Pob=berat material +berat cairanluas area ,.....................................................................(2.44)

Gradien tekanan overburden adalah menyatakan tekanan overburden dan tiap

kedalaman.

Gob=Pob

D ,.........................................................................................................(2.45)

Dimana :

Gob = Gradien tekanan overburden, psi/ft

Pob = Tekanan overburden, psi

D = Kedalaman, ft

Pada prinsipnya tekanan reservoir adalah bervariasi terhadap kedalaman.

Hubungan antara tekanan dengan kedalaman ini disebut dengan gradien tekanan.

Gradien tekanan hidrostatik air murni adalah 0.433 psi/ft sampai 0.465 psi/ft,

disebut tekanan normal. Tetapi gradien tekanan lebih besar dari 0.465 psi/ft,

disebut tekanan subnormal. Gradien tekanan overburden sebesar 1.0 psi/ft,

34

sedangkan untuk kedalaman yang dangkal gradien tekanan overburdennya lebih

kecil dari 1.0 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 gradien tekanan

reservoir. 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.

2.3.2. Temperatur Reservoir

Temperatur reservoir akan bertambah terhadap kedalamannya, yang sering

disebut dengan gradien geothermal. Gradien geothermis yang tinggi sekitar

4oF/100 ft, sedangkan yang terendah 0,5oF/100 ft. Besarnya gradien geothermal /

temperatur tersebut bervariasi dari satu tempat dengan tempat yang lainnya dan

tergantung pada sifat daya hantar panas batuannya, tetapi umumnya harga tersebut

adalah 2 0F / 100 ft.

Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah “completion” dan

temperatur formasi ini dapat dianggap konstan selama kehidupan reservoir,

kecuali bila dilakukan proses stimulasi.

Hubungan antara temperatur versus kedalaman merupakan fungsi linier,

yang secara matematis dapat juga ditulis dengan persamaan sebagai berikut :

Td = Ta + Gt.D ,...............................................................................................(2.46)

dimana :

Td = Temperatur formasi pada kedalaman tertentu D ft, 0F

Ta = Temperatur rata-rata di permukaan, 0F

Gt = Gradien temperatur, 0F / 100 ft

D = Kedalaman, ft

2.4. Jenis – Jenis Reservoir

35

Reservoir dapat dikelompokkan menjadi tiga, yaitu berdasarkan perangkap

reservoir, fasa fluida reservoir, dan mekanisme pendorong.

2.4.1. Jenis Reservoir Berdasarkan Perangkap

Pada prinsipnya, suatu perangkap adalah suatu kondisi geologi yang

memungkinkan fluida mudah memasuki tetapi sulit untuk keluar darinya. Dan

berdasarkan hasil studi geologi terhadap reservoir maka perangkap hidrokarbon

dapat diklasifikasikan menjadi : perangkap stratigrafi, perangkap struktur,

perangkap kombinasi.

2.4.1.1. Perangkap Stratigrafi

Perangkap stratigrafi adalah perangkap yang terbentuk sebagai akibat dari

bentuk tubuh batuan atau sifat hubungan stratigrafi suatu tubuh batuan dengan

tubuh batuan sekitarnya. Sifat hubungan stratigrafi secara lateral dapat berupa

bentuk lensa, pinch oil, dan fingering. Sedangkan secara vertikal dapat berupa

keselarasan dan ketidakselarasan.

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 yang menyebabkan perangkap dikategorikan sebagai

perangkap stratigrafi adalah :

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.

36

3. Kedudukan struktur lapisan reservoir yang sedemikian rupa sehingga

dapat menjebak minyak yang mengalir ke atas/naik.

Perubahan sifat litologi / sifat reservoir ke suatu arah daripada lapisan

reservoir dapat disebabkan :

a. Pembajian, dimana lapisan reservoir yang dihimpit di antara lapisan

penyekat menipis dan menghilang.

Gambar 2.10. Bentuk Perangkap Stratigrafi Akibat Pembajian

(Kesoemadinata,1980)

b. Penyerpihan (shale-out), dimana ketebalan lapisan tetap, akan tetapi

sifat lithologi berubah.

Gambar 2.11. Bentuk Perangkap Stratigrafi Akibat Penyerpihan

(Kesoemadinata,1980)

c. Persentuhan dengan bidang erosi yang diakibatkan oleh adanya erosi

pada lapisan batuan permeabel yang miring, kemudian terjadi proses

37

pengendapan di atasnya dan menjadi lapisan penyekat di atas bidang

ketidakselarasan.

Gambar 2.12. Bentuk Perangkap Stratigrafi Akibat Bidang Ketidakselarasan

(Kesoemadinata,1980)

2.4.1.2.Perangkap Struktur

Perangkap struktur merupakan perangkap yang terbentuk sebagai akibat

peristiwa deformasi pada lapisan batuan, 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 perlipatan dan

patahan.

A. Perangkap Struktur Lipatan

Perangkap struktur lipatan merupakan perangkap struktur yang

terbentuk akibat peristiwa perlipatan pada lapisan penyekat dan batuan

reservoirnya, yang biasanya berbentuk antiklin. Bentuk lapisan penyekat

yang terdapat di bagian atasnya harus berbentuk sedemikian rupa sehingga

fluida hidrokarbon tidak bisa mengalir ke mana-mana, baik dari arah atas

maupun dari semua arah horizontal.

38

Gambar 2.13. Perangkap Struktur Lipatan (Kesoemadinata,1980)

B. Perangkap Struktur Patahan

Perangkap struktur patahan adalah perangkap yang terbentuk oleh

peristiwa patahan pada batuan porous dan permeabel yang berada di

bawah lapisan tidak permeabel. Perangkap ini memiliki penyekat berupa

bidang sesar pada salah satu sisinya maupun lebih.

Ada beberapa unsur lain yang harus dipenuhi untuk terjadinya suatu

perangkap yang betul-betul hanya disebabkan karena patahan, yaitu :

1. Adanya kemiringan wilayah

Lapisan yang sejajar atau tidak miring tidak dapat membentuk

perangkap karena walaupun minyak tersekat pada arah pematahan,

tetapi pada arah lain tidak tersekat, kecuali kalau ketiga arah

lainnya tertutup oleh berbagai macam patahan.

2. Paling sedikit harus ada dua patahan yang berpotongan jika hanya

terdapat suatu kemiringan wilayah dan suatu patahan di satu pihak,

maka dalam suatu penampang kelihatannya sudah terjadi

perangkap, tetapi harus dipenuhi juga syarat bahwa perangkap atau

penutup itu terjadi dalam tiga dimensi, maka dalam dimensi

lainnya harus terjadi juga pematahan atau menutup ke arah

tersebut.

39

Gambar 2.14. Bentuk Perangkap Struktur Patahan Dengan Kemiringan Wilayah

Dan Dua Patahan Yang Berpotongan (Kesoemadinata,1980)

3. Adanya suatu pelengkungan lapisan penyekatnya atau suatu

perlipatan

Dalam hal ini, patahan merupakan penyekat ke suatu arah

sedangkan pada arah lainnya tertutup oleh adanya pelengkungan dari

perlapisan ataupun bagian dari perlipatan.

Gambar 2.15. Bentuk Perangkap Struktur Patahan Dengan Pelengkungan

(Kesoemadinata,1980)

4. Pelengkungan dari patahan itu sendiri dan kemiringan wilayah dari

lapisan penyekatnya. Di suatu arah mungkin lapisan itu miring

tetapi di pihak lainnya terdapat patahan yang melengkung sehingga

semua arah tertutup oleh patahan.

40

Gambar 2.16 . Bentuk Perangkap Struktur Patahan Dengan Pelengkungan

Patahannya (Kesoemadinata,1980)

C. Perangkap Struktur Kubah Garam

Perangkap struktur kubah garam ini merupakan perangkap struktur

yang terbentuk akibat peristiwa intrusi lapisan garam. Beberapa lapisan

yang terintrusi biasanya ikut terangkat dan seolah-olah membaji terhadap

kolom garam dan sering merupakan jebakan minyak yang baik. Lapisan

garam sendiri tidak selalu membentuk perangkap, tetapi biasanya justru

deformasi lapisan batuan dan patahan yang ditimbulkan oleh intrusi garam

yang membentuk perangkap struktur.

Gambar 2.19

Gambar 2.17. Bentuk Perangkap Struktur Patahan Kubah Garam

(Kesoemadinata,1980)

2.4.1.3. Perangkap Kombinasi

Perangkap reservoir kebanyakan merupakan kombinasi perangkap struktur

dan perangkap stratigrafi dimana setiap unsur struktur merupakan faktor bersama

41

dalam membatasi bergeraknya minyak dan gas. Beberapa kombinasi antara unsur

stratigrafi dan unsur struktur adalah sebagai berikut :

1. Kombinasi antara lipatan dengan pembajian

Perangkap jenis ini terjadi setelah proses pembajian lapisan terbentuk,

baru kemudian diikuti dengan proses pengangkatan atau intrusi batuan

bawahnya. Gambar 2.19. menunjukkan kombinasi lipatan dengan

pembajian dapat terjadi karena salah satu pihak pasir menghilang dan

di lain pihak hidung/puncak lapisan bawah antiklin menutup arah

lainnya.

Gambar 2.18. Bentuk Perangkap Kombinasi Lipatan-Pembajian

(Kesoemadinata,1980)

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 minyak ke suatu arah tertentu, yang kemudian ditahan

oleh adanya suatu patahan, dimana akan berfungsi sebagai

penahan/penyekat di arah lain. Sedangkan di arah lainnya lagi ditahan

oleh pembajian.

42

Gambar 2.19. Bentuk Perangkap Kombinasi Patahan-Pembajian

(Kesoemadinata,1980)

2.4.2. Jenis Reservoir Berdasarkan Fasa Fluida Hidrokarbon

Untuk jenis-jenis reservoir berdasarkan sifat fasa fluida hidrokarbon maka

reservoir terdiri dari: reservoir minyak, reservoir gas, reservoir kondensat.

2.4.2.1. Reservoir Minyak

Reservoir minyak terbagi menjadi reservoir minyak minyak jenuh dan

reservoir minyak tak jenuh.

A. Reservoir Minyak Jenuh

Reservoir minyak jenuh adalah reservoir dimana cairan (minyak) dan

gas terdapat bersama-sama dalam keseimbangan. Keadaan ini bisa terjadi

pada P dan T reservoir terdapat di bawah garis gelembung.

Ciri-ciri reservoir minyak jenuh, antara lain :

- Tekanan awal reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung dan

temperatur reservoir lebih rendah dari temperatur kritisnya.

- Fluida reservoir berupa dua fasa, zona gas berada di atas zona

minyak, zona gas tersebut biasanya disebut gas cap.

- Specific gravity minyak bervariasi antara 0.75 sampai 1.01.

43

Gambar 2.20. Diagram Fasa Minyak Jenuh (Mc Cain, William D.; 1933)

B. Reservoir Minyak Tak Jenuh

Reservoir minyak tak jenuh adalah reservoir yang hanya mengandung

satu macam fasa saja yaitu cairan (minyak). Keadaan ini dapat terjadi bila

tekanan reservoirnya lebih tinggi dari tekanan gelembungnya.

Ciri-ciri reservoir minyak tak jenuh, antara lain :

- Pada kondisi mula-mula tidak ada kontak langsung antara zona

minyak dengan fasa gas bebas, dengan kata lain gas cap tidak

terbentuk.

- Selama penurunan tekanan awal sampai tekanan saturasi (Pb)

faktor volume formasi minyak akan naik sedang kekentalannya

akan turun.

- Umumnya temperatur reservoir kurang dari 150 0F, specific gravity

kurang dari 35 0API.

44

Gambar 2.21. Diagram Fasa Minyak Tak Jenuh (Mc Cain, William D.; 1933)

2.4.2.2. Reservoir Gas

Reservoir gas mempunyai temperatur awal di atas krikondenterm. Pada

kondisi awal ini reservoir hanya terdiri dari satu fasa. Apabila gas tersebut

diproduksikan dari reservoir ke permukaan pada tekanan dan temperatur yang

semakin berkurang sepanjang A-A1, maka fluidanya tetap satu fasa yaitu fasa gas,

baik di reservoir maupun di permukaan. Gas ini biasanya disebut gas kering atau

dry gas.

A. Reservoir Gas Kering

Untuk campuran ini, baik kondisi reservoirnya maupun kondisi

separator terletak di luar daerah dua fasa. Tidak ada cairan yang dapat

dibentuk dalam reservoir atau di permukaan dan gasnya disebut “gas

alam”.

Gas kering biasanya terdiri atas metana, dan hanya sedikit

mengandung etana serta kemungkinan mengandung propana.

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

45

yang gas oil ratio-nya lebih dari 100,000 scf/stb dipertimbangkan sebagai

gas kering.

Ciri-ciri gas kering, antara lain :

- Temperatur kritik dan temperatur krikondenterm fluida relatif lebih

rendah, sehingga biasanya berharga jauh di bawah temperatur

reservoir.

- Sedikit sekali (hampir tidak ada) cairan yang diperoleh dari separator

di permukaan, dan

- GOR produksi biasanya lebih besar dari 100,000 scf/stb, hal ini yang

membedakannya dari gas basah.

Gambar 2.22. Diagram Fasa Gas Kering (Mc Cain, William D.; 1933)

B. Reservoir Gas Basah

Gas basah merupakan fluida hidrokarbon yang dominan mengandung

senyawa-senyawa hidrokarbon ringan. Diagram fasa dari campuran

hidrokarbon terutama mengandung molekul lebih kecil, umumnya terletak

di bawah temperatur reservoir.

Dalam kasus ini fluida berbentuk gas secara keseluruhan dalam

pengurangan tekanan reservoir. Karena kondisi separator terletak di dalam

daerah dua fasa, maka cairan akan terbentuk di permukaan. Cairan ini

46

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 separator, gas biasanya mengandung lebih banyak

hidrokarbon menengah. Kadang-kadang gas ini diproses untuk dipisahkan

cairan butana dan propananya.

Gambar 2.23. Diagram Fasa Gas Basah (Mc Cain, William D.; 1933)

Ciri-ciri gas basah, antara lain :

- Temperatur hidrokarbon lebih besar dari temperatur krikondenterm

fluida hidrokarbonnya.

- Fluida hidrokarbon yang keluar dari separator terdiri atas 10 %

cairan dan 90 % mol gas.

- Cairan dari separator mempunyai gravity 50 0API.

- GOR produksi dapat mencapai 100,000 scf/stb.

- Warna cairan yang terproduksi adalah terang atau jernih seperti air.

2.4.2.3. Reservoir Kondensat

Adakalanya temperatur reservoir terletak di antara titik kritis dengan

krikondenterm dari fluida reservoir seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 2.28.

Sekitar 25 % fluida produksi tetap sebagai cairan di permukaan. Cairan yang

47

diproduksikan dari campuran hidrokarbon ini disebut “gas kondensat”. Gas

kondensat mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon berat lebih sedikit

daripada senyawa-senyawa ringannya, dan mengandung senyawa-senyawa

hidrokarbon ringan relatif lebih banyak daripada minyak ringan, sehingga

temperatur kritik fluidanya lebih kecil dari temperatur kritik minyak ringan.

Gambar 2.24. Diagram Fasa Gas Kondensat (Mc Cain, William D.; 1933)

Berdasarkan Gambar 2.25. di atas dapat dijelaskan bahwa pada titik A’,

reservoir hanya terdiri dari satu fasa dan dengan turunnya tekanan reservoir

selama produksi berlangsung, terjadi kondensasi retrograde dalam reservoir. Pada

titik A (titik embun), cairan mulai terbentuk dan dengan turunnya tekanan dari

titik B ke titik C, jumlah cairan dalam reservoir bertambah. Pada titik C ini masih

terdapat cairan yang bisa terjadi. Penurunan selanjutnya menyebabkan cairan

menguap.

Ciri-ciri gas kondensat, antara lain :

- Temperatur reservoir lebih besar dari temperatur kritik, tetapi lebih kecil dari

temperatur krikondenterm fluida hidrokarbonnya.

- Fluida hidrokarbon yang keluar dari separator terdiri atas 25 % mol cairan

dan 75 % mol gas.

- Cairan hidrokarbon dari separator mempunyai gravity 60 0API.

- GOR produksi dapat mencapai 70,000 scf/stb.

- Warna cairan yang terproduksi adalah terang atau jernih seperti air.

2.4.3. Jenis Reservoir Berdasarkan Mekanisme Pendorong

48

Jenis-jenis reservoir berdasarkan mekanisme pendorong terbagi lima yaitu:

1. Solution Gas Drive atau Depletion Drive Reservoir

2. Gas Cap Drive Reservoir

3. Water Drive Reservoir

4. Segregation Drive Reservoir

5. Combination Drive Reservoir

2.4.3.1. Depletion Drive

Reservoir solution gas drive atau reservoir depletion drive merupakan .

jenis reseroir yang tenaga pendorongnya berasal dari gas yang terbebaskan dari

minyak karena adanya perubahan fasa pada hidrokarbon-hidrokarbon ringannya

yang semula merupakan fasa cair menjadi fasa gas selama penurunan tekanan

reservoir, serta tidak adanya tudung gas mula-mula. Gas yang semula larut dalam

zona minyak kemudian terbebaskan lalu mengembang dan kemudian akan

mendesak minyak dan terproduksi secara bersamaan.

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 di sekitar 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, maka gas tersebut

turut serta terproduksi ke permukaan

Gambar 2.25. Solution Gas Drive Reservoir (Cole F.W,1969)

49

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 dan

hal ini akan terus-menerus berlanjut hingga tekanan 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 ratio dan gas oil produksi

reservoirnya harganya hampir sama (Gambar 2.27.). Reservoir jenis ini pada tahap

teknik produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang cukup besar.

Produksi air hampir tidak ada karena reservoirnya terisolir, sehingga meskipun

terdapat connate water tetapi hampir-hampir tidak dapat diproduksikan.

Perfomance reservoir atau perilaku reservoir adalah kelakuan reservoir

yang dicirikan oleh data di permukaan, sehubungan dengan masa produksi di

permukaan, dimana data tersebut meliputi :

1. Laju produksi minyak (qo), gas (qg) dan air (qw)

2. Tekanan reservoir (Pr)

3. Perbandingan produksi air terhadap minyak (WOR)

4. Perbandingan produksi gas terhadap minyak (GOR)

5. Produksi kumulatif minyak (Np), air (Wp) dan gas (Gp)

Dimana kesemua data di atas diplot terhadap waktu.

Reservoir solution gas drive memiliki karakteristik, yaitu :

- Penurunan tekanan reservoir yang cepat. Tidak ada fluida ekstra atau tudung

gas bebas yang besar yang akan menempati ruang pori yang dikosongkan oleh

minyak yang diproduksi.

- Produksi minyak bebas air. Tidak ada water drive, sehingga sedikit atau

bahkan tidak ada air yang diproduksi bersama minyak selama umur produksi.

- Productivity Index juga turun dengan cepat.

- Gas Oil Ratio mula-mula rendah kemudian naik dengan cepat akibat

terbebaskannya sejumlah gas dari minyak sampai maksimum, kemudian turun

akibat adanya ekspansi gas dalam reservoir.

50

- Recovery Faktor rendah. Produksi minyak dengan solution gas drive ini

biasanya merupakan recovery yang tidak efisien, harga RF berkisar 5 % - 30

%. Hubungan permeabilitas relatif (Kg/Ko) menentukan besarnya RF dari

reservoir ini. Selain itu, jika viskositas minyak bertambah, maka RF akan

berkurang.

Gambar 2.26. Karakteristik Tekanan, PI, dan GOR pada Solution Gas Drive

Reservoir (Cole F.W,1969)

2.4.3.2. Gas Cap Drive

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.

51

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 minyak dan gas akan turun, gas cap akan

berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. Untuk jenis reservoir ini,

umumnya akan lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive.

Reservoir gas cap drive memiliki karakteristik, yaitu :

- Penurunan tekanan relatif cepat serta tidak adanya fluida ekstra atau

tudung gas bebas yang akan menempati ruang pori yang dikosongkan

oleh minyak yang diproduksi.

- GOR naik dengan cepat hingga maksimum kemudian turun secara

kontinyu.

- Produksi air sangat kecil bahkan diabaikan.

- Recovery sekitar 20 - 60 %.

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 - 60 %, yang lebih besar jika

dibandingkan dengan jenis solution gas drive. Sehingga residual oil yang masih

tertinggal di dalam reservoir ketika lapangan ini ditutup adalah lebih kecil jika

dibandingkan dengan jenis solution gas drive.

Gambar 2.27. Gas Cap Drive Reservoir (Cole F.W,1969)

52

Gambar 2.28. Karakteristik Tekanan, PI, dan GOR pada Gas Cap Drive Reservoir

(Cole F.W,1969)

2.4.3.3. Water Drive

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. Efisisensi pendesakan air biasanya lebih

besar dibandingkan dengan pendesakan oleh gas.

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.

Reservoir dengan jenis mekanisme pendorong water drive memiliki

karakteristik, yaitu :

- Penurunan tekanan sangat pelan atau relative stabil. Penurunan tekanan

yang kecil pada reservoir adalah karena volume produksi yang

ditinggalkan langsung digantikan oleh sejumlah air yang masuk ke

zone minyak.

- Perubahan GOR selama produksi kecil, sehingga dapat dikatakan

bahwa GOR reservoir adalah konstan.

- Harga WOR naik tajam karena mobilitas air yang besar.

53

- Perolehan minyak bisa mencapai 60 – 80%.

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.

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.

Reservoir minyak dengan tenaga pendorong water drive dapat dibagi atas

tiga tipe yaitu : kuat (strong), sedang (moderat) dan lemah (weak).

Gambar 2.29. Water Drive Reservoir (Cole F.W,1969)

2.4.3.4. Segregation Drive

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). Mekanisme pendorong ini sering ditemui pada reservoir dengan relief

struktur geologi yang tinggi, dimana zona minyak ditutupi oleh suatu gas cap.

Tenaga pendorong jenis ini disebut juga “gravity drive atau external gas

drive”, yang mempunyai karakteristik, yaitu :

- Penurunan tekanan kurang tajam dibandingkan dengan depletion drive.

54

- Kenaikkan GOR cukup cepat, hal ini disebabkan karena mobilitas gas

yang lebih lebih besar dari mobilitas minyak sehingga produksi gas

naik naik dengan cepat.

- Produksi air dianggap tidak ada atau diabaikan.

- Recovery faktor yang didapat 20 – 60 %.

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.

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 produktif, dan juga dari kemiringan 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 2.31.).

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. Karakteristik segregation drive reservoir ditunjukkan

oleh Gambar 2.32.

55

Gambar 2.30. Gravity Drainage Drive Reservoir (Cole F.W,1969)

Gambar 2.31. Kelakuan Gravity Drainage Reservoir (Cole F.W,1969)

2.4.3.5. Combination Drive

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.

56

Gambar 2.32. Combination Drive Reservoir (Cole F.W,1969)

Suatu reservoir dengan jenis mekanisme pendorong combination drive ini

memiliki karakteristik, yaitu :

- Penurunan tekanan relatif cepat, karena perembesan air dan

pengembangan gas tidak cukup untuk mempertahankan reservoir.

- Perembesan air secara perlahan masuk di bagian bawah reservoir.

- Bila adanya gas cap yang kecil, akan meningkatkan kenaikkan GOR

apabila gas tersebut mengembang.

- Recovery faktor lebih besar daripada depletion drive, tetapi lebih

rendah dari water drive dan gas drive.

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 2.33. 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

57

reservoir masih di atas tekanan jenuh. Di bawah tekanan jenuh, gas akan bebas

sehingga gas oil ratio akan naik.

Gambar 2.33. Kelakuan Combination Drive Reservoir (Cole F.W,1969)