BAB II KARAKTERISTIK RESERVOAR

2.1. Karakteristik Fisik Reservoar

Reservoar merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon dan

air. Reservoar hidrokarbon haruslah memiliki unsur-unsur yang menjadi syarat

terdapatnya hidrokarbon. Unsur-unsur tersebut adalah

1. Batuan reservoar, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak dan/atau

gas bumi. Biasanya batuan reservoar berupa lapisan batuan yang berpori. Batuan

sedimen merupakan batuan yang sering menjadi batuan reservoar.

2. Batuan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan yang tidak permeabel dan terdapat

diatas suatu reservoar serta menghalangi minyak dan/atau gas bumi keluar dari

reservoar.

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

bentuknya sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan

bentuk konkaf ke bawah dan menyebabkan minyak dan/atau gas bumi berada di

bagian teratas reservoar.

Batuan reservoar mempunyai sifat-sifat fisik batuan yang mendukung

keberadaan hidrokarbon di dalam batuan tersebut. Sifat-sifat fisik batuan reservoar itu

meliputi : porositas, wettabilitas, tekanan kapiler, permeabilitas, saturasi fluida dan

kompressibilitas batuan. Sifat-sifat tersebut perlu ditelaah dalam rangka perkiraan

cadangan hidrokarbon. Karakteristik fluida reservoar juga perlu ditelaah dalam

rangka eksploitasi hidrokarbon dalam reservoar secara maksimal.

2.1.1. Batuan Reservoar

Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral

dibentuk dari beberapa ikatan komposisi kimia. Banyak sedikitnya suatu komposisi

kimia akan membentuk suatu jenis mineral tertentu dan akan menentukan macam

batuan.

Batuan reservoar umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa

batupasir, batuan karbonat dan shale atau kadang-kadang batuan volkanik. Masing-

masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, begitu pula sifat

fisiknya. Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoar perlu diketahui mengingat

macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-sifat dari mineral yang

terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya. Mineral merupakan

zat-zat yang tersusun dari komposisi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk

rumus-rumus dimana menunjukkan macam-macam unsur serta jumlahnya yang

terdapat dalam mineral tersebut.

2.1.1.1. Batupasir

Batupasir merupakan batuan reservoar yang banyak dijumpai, namun

batupasir pada daerah yang satu dengan daerah yang lainnya akan berbeda dari segi

kandungan mineral dan komposisi kimianya. Mineral yang paling dominan pada

batuan ini adalah kwarsa (SiO2), feldspar (KNaCa(AlSi3O8)) dan beberapa mineral

lainnya.

Batupasir, menurut Pettijohn, dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu :

Orthoquarzite, Graywacke dan Arkose. Pembagian tersebut didasarkan pada jumlah

kandungan mineral kwarsanya.

a. Orthoquarzite

Orthoquarzite merupakan jenis batupasir yang terbentuk akibat proses

sedimentasi dengan unsur silikat yang sangat tinggi dan tidak mengalami

metamorfosa (perubahan bentuk). Batuan ini terbentuk dari mineral kwarsa yang

dominan dan beberapa mineral lain yang stabil, contohnya pyrite (FeS2), dolomit

(CaMg(CO3)2) dan material pengikat (semen) yaitu karbonat dan silika. Komposisi

kimia orthoquarzite secara terperinci dapat dilihat pada tabel 2-1.

Tabel 2-1 Komposisi Kimia Orthoquarzite (%) (17)

b. Graywacke

Graywacke merupakan jenis batupasir yang tersusun dari mineral-mineral

berbutir kasar, terutama mineral kwarsa dan feldspar serta fragmen-fragmen batuan

lainnya, dengan mineral pengikatnya yaitu clay dan karbonat. Komposisi kimia

batupasir jenis ini juga tersusun dari unsur silika yang cukup tinggi, meskipun

kadarnya lebih rendah dari batupasir orthoquarzite. Komposisi kimia graywacke

secara terperinci dapat dilihat pada tabel 2-2.

c. Arkose

Arkose merupakan jenis batupasir dengan mineral penyusun utama adalah

mineral kwarsa, meskipun kadang-kadang jumlah mineral feldspar lebih besar dari

mineral kwarsanya. Tabel 2-3 dapat dipergunakan untuk memperjelas pengertiannya

dimana terlihat bahwa mineral kwarsa tetap mendominasi komposisi kimia arkose,

unsur-unsur lain yang berperanan seperti microline, plagioklas, mika, lempung yang

biasanya berkisar antara 5%-15%. Unsur-unsur kimia pembentuknya tampak lebih

kompleks daripada jenis batupasir sebelumnya (orthoquarzite dan graywacke).

Tabel 2-2 Komposisi Kimia Graywacke (%) (17)

Tabel 2-3 Komposisi Kimia Arkose (%) (17)

2.1.1.2. Batuan Karbonat

Batuan karbonat secara umum terjadi karena adanya proses kimia yang

bekerja padanya, baik secara langsung maupun dengan perantaraan organisme.

Batuan karbonat terdiri dari limestone (batugamping) dan dolomit. Limestone

merupakan kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80% kalsium karbonat.

Tabel 2-4 memperlihatkan susunan kimia pembentuk batuan limestone, diperlihatkan

bahwa kandungan CaO dan CO2 sangat besar, mencapai lebih besar dari 95%. Unsur

lain yang penting adalah MgO dalam jumlah berkisar antara 1-5%, kemungkinan

mengandung mineral dolomit. Limestone pada umumnya mengandung unsur MgCO3

antara 4% sampai kadang-kadang mencapai lebih dari 40%. Penamaan limestone ini

berdasarkan fraksi karbonat yang melebihi unsur non-karbonat yang terkandung.

Dolomit merupakan jenis batuan yang mengalami perubahan dari batuan

karbonat karena adanya proses dolomitisasi yang bekerja. Perubahan ini terjadi pada

limestone dan dolomit yang mempunyai nama macam-macam, tergantung dari unsur

kimia terbanyak yang dikandungnya. Batuan dengan unsur kalsit yang lebih besar

dari dolomit disebut dolomitic limestone, sebaliknya bila unsur dolomit lebih besar

disebut limycalcitic. Tabel 2-5 menunjukkan komposisi kimia unsur penyusun dari

dolomit.

Tabel 2-4 Komposisi Kimia Limestone (%) (17)

Tabel 2-5 Komposisi Kimia Dolomit (%) (17)

2.1.1.3. Shale (Cap Rock)

Serpih merupakan jenis batuan yang non-permeabel dan mempunyai

komposisi kimia bervariasi sesuai dengan ukuran butir batuan dan derajat kekasaran.

Fraksi halus umumnya mengandung mineral silika dan alumina, besi, potas serta air.

Sedangkan fraksi kasar mengandung silika. Serpih secara umum mengandung 58%

silikon dioksida (SiO2), 15% aluminium oksida (Al2O3), 6% iron oksida (FeO) dan

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

oksida (K2O), 1% sodium oksida (Na2O) dan 5% air (H2O). Sisanya adalah metal

oksida dan anion seperti terlihat pada tabel 2-6.

Tabel 2-6 Komposisi Kimia Shale (%) (17)

2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoar

Sifat fisik batuan reservoar merupakan sifat penting batuan reservoar dan

hubungannya dengan fluida reservoar yang mengisinya dalam kondisi statis dan

dinamis (jika ada aliran). Sifat fisik batuan reservoar yang akan dibicarakan dalam

bab ini meliputi : porositas, wettabilitas, tekanan kapiler, permeabilitas, saturasi

fluida dan kompressibilitas batuan.

2.1.2.1. Porositas

Porositas ditinjau dari segi teknik reservoar merupakan suatu ukuran yang

menunjukkan besar rongga dalam batuan atau perbandingan volume pori-pori batuan

(pore volume) terhadap volume total batuan (bulk volume). Besar-kecilnya porositas

suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoar. Porositas

secara matematis dapat ditulis :

100%V

VV100%

VV

b

gb

b

p ×−

=×=φ …………………………………….(2-1)

Dimana :

φ = porositas, persen

Vp = volume pori-pori batuan

Vb = volume batuan total

Vg = volume butiran

Porositas menurut pembentukannya dibedakan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer, adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses

pengendapan batuan.

2. Porositas sekunder, adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan

batuan, seperti akibat proses pelarutan atau rekahan.

Batuan konglomerat, batupasir dan batugamping merupakan jenis batuan reservoar

yang mempunyai porositas primer. 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 jenis ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara

kuantitatif besarnya karena bentuknya tidak teratur.

3. Dolomitisasi, dalam proses ini batugamping (CaCO3) diubah menjadi dolomit

(CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia :

2CaCO3 + MgCl2 CaMg(CO3)2 + CaCl2

Para ahli menyatakan bahwa batugamping yang terdolomitisasi mempunyai

porositas yang lebih besar daripada batugampingnya sendiri.

Porositas dapat dibedakan menjadi dua, apabila ditinjau dari segi teknik

reservoar, yaitu :

1. Porositas absolut, adalah perbandingan volume seluruh pori-pori batuan terhadap

volume batuan total, yang dituliskan :

100%totalbatuanVolume

poriporiseluruhVolume×

−=abφ …………………………….(2-2)

2. Porositas efektif, adalah perbandingan volume pori-pori batuan yang berhubungan

terhadap volume batuan total, yang dituliskan :

100%totalbatuanVolume

yangporiVolume×=

nberhubungaeffφ …………………….(2-3)

Porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi

volume yang produktif.

Faktor-faktor yang mempengaruhi besarnya harga porositas antara lain :

1. Bentuk dan ukuran butir

Bentuk butir yang seragam dan mendekati bentuk bola akan mempunyai porositas

lebih besar bila dibandingkan dengan butiran yang menyudut, sedangkan ukuran

butir akan mempengaruhi besar-kecilnya pori-pori antar butir.

Gbr 2.1.

Bentuk-Bentuk Susunan Butir (2)

(a) Bentuk Kubik (b) Bentuk Rhombohedral

2. Susunan butir

Susunan butir berpengaruh besar terhadap porositas seperti butiran yang tersusun

berbentuk kubus akan mempunyai porositas yang lebih besar dibandingkan

dengan susunan butir berbentuk rhombohedral. Gambar 2.1. memperlihatkan

susunan butir bentuk kubus mempunyai porositas 47,6% sedangkan bentuk

rhombohedral mempunyai porositas 25,96%.

3. Kompaksi dan penyemenan

Kompaksi batuan akan mengakibatkan mengecilnya porositas, hal ini diakibatkan

karena penekanan batuan diatasnya, sehingga batuan menjadi rapat. Sementasi

yang kuat akan memperkecil porositas.

2.1.2.2. Wettabilitas

Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi

oleh fasa fluida, jika diberikan dua fluida yang tak saling campur (immiscible).

Wettabilitas dalam sistem reservoar digambarkan sebagai air dan minyak (atau gas)

yang ada diantara matriks batuan.

Salah satu fluida akan bersifat lebih membasahi batuan daripada fluida

lainnya di dalam suatu reservoar. Kecenderungan suatu fluida untuk membasahi

batuan disebabkan adanya gaya adhesi, yaitu gaya tarik-menarik partikel yang

berlainan, yang merupakan faktor tegangan permukaan antara batuan dan fluida.

Wettabilitas ini penting peranannya dalam ulah laku kerja reservoar, sebab

akan menimbulkan tekanan kapiler yang akan memberikan dorongan sehingga

minyak atau gas dapat bergerak. Besaran wettabilitas ini sangat dipengaruhi oleh

beberapa faktor, yaitu :

1. Jenis mineral yang terkandung dalam batuan reservoar

2. Ukuran butir batuan, semakin halus ukuran butir batuan maka semakin besar gaya

adhesi yang terjadi

3. Jenis kandungan hidrokarbon yang terdapat di dalam minyak mentah (crude oil)

Wettabilitas terbagi menjadi dua kategori berdasarkan pada jenis komponen

yang mempengaruhi, yaitu :

1. Water wet

Water wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak fluida (minyak dan

air) terhadap batuan itu sendiri lebih kecil dari 90o (θ < 90o). Kejadian ini terjadi

sebagai akibat dari gaya adhesi yang lebih besar pada sudut lancip yang dibentuk

antara air dengan batuan dibandingkan gaya adhesi pada sudut yang tumpul yang

dibentuk antara minyak dengan batuan, seperti gambar 2.2. berikut

Gambar 2.2. Sistem Water Wet (2)

2. Oil wet

Oil wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak antara fluida (minyak

dan air) terhadap batuan itu sendiri dengan sudut lebih besar dari 90O (θ > 90O),

seperti yang ditunjukkan dalam gambar 2.3. Karakter oil wet pada kondisi batuan

reservoar tidak diharapkan terjadi sebab akan menyebabkan jumlah minyak yang

tertinggal pada batuan reservoar saat diproduksi lebih besar daripada water wet.

Gambar 2.3.

Sistem Oil Wet (2)

Reservoar pada dasarnya mempunyai karakter water wet sehingga air akan

lebih cenderung untuk melekat pada batuan, dimana posisi minyak akan berada

diantara fasa cair. Posisi ini mengakibatkan minyak tidak mempunyai gaya tarik-

menarik dengan batuan sehingga akan lebih mudah untuk bergerak (mengalir).

Gambar 2.4. menunjukkan adanya kesetimbangan gaya yang terjadi pada

permukaan air-minyak dan padatan. Fluida yang mempunyai sifat membasahi dapat

dilihat dari besarnya sudut kontak yang terbentuk. Gaya yang mengakibatkan air

lebih bersifat membasahi padatan untuk sistem air-minyak dan padatan adalah :

wowoswsoT θ cosσσσA =−= …………………………………………….(2-4)

Dimana :

AT = gaya adhesi

σso = tegangan permukaan antara padatan-minyak

σsw = tegangan permukaan antara padatan-minyak

σwo = tegangan permukaan antara padatan-minyak

θwo = sudut kontak antara air-minyak

Gambar 2.4.

Kesetimbangan Gaya pada Permukaan Air-Minyak dan Padatan (2)

Gambar 2.5. menunjukkan besarnya sudut kontak dari air yang berada

bersama-sama dengan hidrokarbon pada media yang berbeda.

Gambar 2.5.

Sudut Kontak Antar Permukaan Air dengan Hidrokarbon pada Media yang Berbeda (2)

(a) Media Silika (b) Media Kalsit

2.1.2.3. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang terjadi diantara

permukaan dua fluida yang tidak saling bercampur (cairan-cairan atau cairan-gas)

dimana keduanya dalam keadaan statis di dalam sistem kapiler. Perbedaan tekanan

dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida non-wetting (Pnw) dengan fluida

wetting (Pw). Tekanan kapiler secara matematis dapat dituliskan :

Pc = Pnw – Pw ………………………………………………………...…..(2-5)

Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan permukaan

fluida immiscible yang cembung. Air pada umumnya merupakan fasa yang

membasahi (fasa wetting) di dalam suatu reservoar, sedangkan minyak dan gas

sebagai fasa tak membasahi (fasa non-wetting).

Gambar 2.6. Kenaikan Permukaan Fluida Akibat Tegangan Permukaan

pada Pipa Kapiler (7)

Gambar 2.6. menunjukkan kenaikan permukaan air yang terjadi di dalam

tabung kapiler.Gambar 2.6.memperlihatkan bahwa air naik di dalam pipa akibat gaya

tarik adhesi antara air dan dinding pipa yang arah resultannya keatas. Besarnya gaya

tarik keatas ini adalah sebesar 2πrAT, dimana r adalah jari-jari pipa kapiler. Gaya

tarik keatas akan sama besarnya dengan gaya kebawah yang menahannya (gaya berat

dari cairannya (air)) dalam kesetimbangan. Hal ini secara matematis dapat ditulis :

w2

T ρghrπAr2π =

w

T

w2

T

ρgrA2

ρgrAr2h == …………………………………………….(2-6)

Jika AT = σ cos θ, maka :

wρgrθcosσ2h = …………………………………………………….(2-7)

Dimana :

AT = gaya adhesi, dyne/cm2

h = ketinggian air di dalam pipa kapiler, cm

ρw = densitas air, gr/cc

g = percepatan gravitasi, cm/dt2

Gambar 2.7.

Tekanan Kapiler antara Minyak-Air (7)

Besarnya tekanan kapiler (Pc) antara minyak dan air sama dengan selisih

tekanan di dalam air dan tekanan di dalam minyak (gambar 2.7.) yaitu sebesar :

Pob = Poa – ρo g h dan Pwb = Pwa – ρw g h

jika Poa = Pwa, maka :

Pc = Pob – Pwb = (ρw – ρo) g h …………………………………….(2-8)

Substitusi persamaan 2-7 dan persamaan 2-8 akan menghasilkan persamaan tekanan

kapiler, yaitu :

Pc = rθcosσ2 …………………………………………………………….(2-9)

Persamaan 2-9 memperlihatkan bahwa semakin kecil jari-jari maka semakin

besar tekanan kapiler dan tekanan terjadi sepanjang batas fluida di dalam tabung

dengan diameter sangat besar akan sama dengan nol.

Pori-pori batuan di dalam batuan reservoar merupakan pipa-pipa kapiler yang

sangat banyak. Pipa-pipa kapiler tersebut merupakan ruangan yang terbentuk diantara

butiran batuan sehingga bila terdapat fluida pembasah pada pori-pori akan terjadi

kapilaritas. Fluida pembasah dalam pori-pori batuan mempunyai dua jari-jari (R1 dan

R2) seperti terlihat dalam gambar 2.8. berikut ini :

Gambar 2.8. Kontak Ideal Fluida Pembasah pada Butiran Batuan (2)

Gambar 2.9. menunjukkan kurva hubungan antara tekanan kapiler dengan

saturasi air. Gambar tersebut memperlihatkan bahwa water table menunjukkan

saturasi air 100% dan tekanan kapiler berharga rendah. Tekanan kapiler akan semakin

besar pada saturasi air yang semakin kecil sehingga mencapai irreducible connate

water saturation. Saturasi air pada tingkat harga ini dapat dikatakan konstan, artinya

air sangat sukar dikurangi lagi. Kurva tekanan kapiler akan naik dengan tajam dan

hampir vertikal.

Gambar 2.9. Hubungan Tekanan Kapiler dan Saturasi Air (2)

Jari-jari R1 dan R2 saling bersinggungan sehingga persamaan tekanan kapiler

adalah :

Pc = σow

+

21 R1

R1 …………………………………………………...(2-10)

atau

Pc = σow

+

21 r1

r1 cos θ …………………………………………...(2-11)

Besarnya R1 dan R2 dalam prakteknya sangat sukar diukur, sehingga umumnya

dipakai harga rata-rata dari jari-jari kelengkungan tersebut.

Reservoar sebagai media berpori, pada batas air dan minyak terdapat suatu

daerah yang mengandung air maupun minyak yang disebut zona transisi. Ketebalan

zona transisi ini tergantung beberapa faktor seperti tekanan kapiler, wettabilitas,

perbedaan densitas fluida dan jari-jari pori batuan.

2.1.2.4. Saturasi Fluida

Batuan reservoar minyak umumnya mengandung lebih dari satu macam

fluida. Kemungkinan terdapat gas, minyak dan air yang tersebar ke seluruh bagian

reservoar.

Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori

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

suatu batuan berpori.

Saturasi minyak (So) adalah :

So = totalporiporivolume

nyakmiolehdiisiyangporiporivolume−

− …………………...(2-12)

Saturasi air (Sw) adalah :

Sw = totalporiporivolume

airolehdiisiyangporiporivolume−

− …………………...(2-13)

Saturasi gas (Sg) adalah :

Sg = totalporiporivolume

gasolehdiisiyangporiporivolume−

− …………………...(2-14)

Hubungan matematis jika pori-pori batuan batuan diisi oleh gas-minyak-air adalah :

Sg + So + Sw = 1 …………………………………………………...(2-15)

Hubungan matematis jika hanya diisi oleh minyak dan air adalah :

So + Sw = 1 ……………………………………………………...……(2-16)

Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam

reservoar, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang

porous. Bagian struktur reservoar yang lebih rendah relatif akan mempunyai Sw yang

tinggi dan Sg yang relatif rendah. Bagian atas dari struktur reservoar mempunyai Sw

yang rendah dan Sg yang relatif tinggi. Perbedaan saturasi ini disebabkan oleh adanya

perbedaan densitas dari masing-masing fluida.

Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak. Tempat

yang ditinggalkan oleh minyak ketika diproduksikan akan digantikan oleh air dan

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

fluida berubah secara kontinu.

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

yang diisi oleh hidrokarbon. Volume contoh batuan adalah V, ruang pori-porinya

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

So.Ø.V + Sg. Ø.V = (1-Sw). Ø.V …………………………………...(2-17)

Sebagian fluida hidrokarbon masih tertinggal di dalam reservoar ketika fluida

hidrokarbon diproduksikan ke permukaan, hal ini akibat adanya volume fluida yang

terdapat dalam pori-pori batuan tidak dapat bergerak lagi. Saturasi minimum dimana

fluida sudah tidak mampu lagi bergerak disebut saturasi sisa (residual saturation).

Hubungan saturasi fluida dalam batuan reservoar dipengaruhi oleh beberapa

faktor yaitu disamping tekanan dan temperatur reservoar juga dipengaruhi oleh sifat-

sifat fisik batuan dan fluida reservoar. Saturasi air yang merupakan fluida pembasah

akan semakin besar pada harga porositas yang kecil karena terjadinya gaya kapiler.

2.1.2.5. Permeabilitas

Permeabilitas batuan merupakan nilai yang menunjukkan kemampuan suatu

batuan porous untuk mengalirkan fluida. Henry Darcy (1856), dalam percobaan

dengan menggunakan sampel batuan. Definisi batuan mempunyai permeabilitas 1

darcy menurut hasil percobaan ini adalah apabila batuan mampu mengalirkan fluida

1 cm3/s berviskositas 1 cp, sepanjang 1 cm dan mempunyai penampang 1 cm2,

perbedaan tekanan yang dihasilkan sebesar 1 atm. Persamaannya dapat dituliskan :

k = ∆PA

Lµq …………………………………………………………...(2-18)

Dimana :

k = permeabilitas media berpori, darcy

q = debit aliran, cm3/s

µ = viskositas fluida yang menjenuhi, cp

A = luas penampang media berpori, cm2

∆P = beda tekanan masuk dengan tekanan keluar, atm

L = panjang media berpori, cm

Gambar 2.10. Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas (16)

Penggunaan persamaan 2.7. tersebut secara umum memerlukan beberapa

asumsi, sebagaimana yang dilakukan oleh Darcy, yaitu :

1. Aliran fluida dalam kondisi steady state (mantap)

2. Fluida yang mengalir satu fasa

3. Viskositas fluida yang mengalir dalam kondisi konstan

4. Kondisi aliran isothermal

5. Media berpori bersifat homogen

6. Fluida incompressible

7. Tidak terjadi reaksi kimia antara fluida yang mengalir terhadap media berpori

Berdasarkan atas jumlah fasa cairan yang mengalir di dalam media berpori,

maka pada dasarnya permeabilitas batuan dibedakan menjadi :

1. Permeabilitas absolut

Permeabilitas absolut suatu batuan adalah permeabilitas dimana fluida yang

mengalir pada batuan hanya terdiri atas satu fasa, misalnya hanya gas atau

minyak atau air saja. Permeabilitas absolut dapat dituliskan sebagai berikut :

kabs = )P(PA

Lµq

21 − …………………………………………………...(2-19)

2. Permeabilitas efektif

Permeabilitas efektif suatu batuan adalah permeabilitas dimana fluida yang

mengalir pada media berpori lebih dari satu fasa. Permeabilitas efektif untuk

masing-masing fluida adalah

Permeabilitas efektif gas (kg)

kg = )P(PA

Lµq

21

gg

− ………………………………………………..….(2-20)

Permeabilitas efektif minyak (ko)

ko = )P(PA

Lµq

21

oo

− …………………………………………………...(2-21)

Permeabilitas efektif air (kw)

kw = )P(PA

Lµq

21

ww

− …………………………………………………...(2-22)

3. Permeabilitas relatif

Permeabilitas relatif adalah nilai perbandingan antara permeabilitas efektif

dengan permeabilitas absolut. Permeabilitas relatif dapat diformulasikan sebagai

berikut :

krel = abs

eff

kk

…………………………………………………………...(2-23)

atau

krg = k

k g ; kro = k

k o ; krw = k

k w

Keterkaitan antara harga permeabilitas efektif minyak dan air terhadap harga

saturasinya digambarkan oleh suatu kurva grafik yang ditunjukkan gambar 2.11.

Gambar 2.11. Hubungan antara Permeabilitas Efektif Minyak dan Air

dengan Saturasinya (16)

Gambar tersebut dapat menguraikan beberapa hal penting berkenaan dengan kedua

besaran tersebut, yaitu :

Harga ko pada Sw = 0 dan So = 1 serta kw pada Sw = 1 dan So = 0 besarnya akan

sama dengan permeabilitas absolutnya, yang dikonotasikan pada titik A dan titik

B.

Harga ko akan turun dengan bertambahnya nilai Sw dari 0 demikian pula

sebaliknya untuk kw akan turun dengan berkurangnya Sw dari satu. Laju aliran

minyak akan berkurang untuk So yang kecilkarena mempunyai harga ko yang

kecil, demikian halnya dengan air.

Harga keff suatu fluida mencapai nol, saturasi fluida dalam batuan masih ada (titik

C dan D) namun dalam hal ini sudah tidak mampu bergerak lagi. Saturasi ini

sering disebut saturasi sisa suatu fluida, untuk minyak dikonotasikan dengan Sor

(residual oil saturation) dan air dikonotasikan Swirr (irreducible water saturation).

Besarnya harga keff suatu fluida akan selalu lebih kecil dibandingkan

permeabilitas absolut (kecuali pada kondisi titik A dan B) sehingga berlaku

hubungan ko + kw ≤ k

Kurva permeabilitas relatif tiga fasa digunakan apabila minyak, air dan gas

mengalir bersama-sama. Laverett dan Lewis (1941) melakukan percobaan dengan

mengalirkan tiga fasa fluida yang berbeda melalui batupasir yang tidak kompak.

Hasil percobaannya berbentuk grafik seperti terihat pada gambar 2.12.

Gambar 2.12. Kurva Permeabilitas Relatif untuk Sistem Gas-Minyak-Air (2)

(a) Kro sebagai Fungsi dari Sg dan Sw (b) Krg sebagai Fungsi dari So dan Sw

Gambar 2.12a. memperlihatkan bahwa ketergantungan harga kro pada saturasi

fasa yang lain, akibat fasa minyak lebih cenderung untuk membasahi padatan jika

dibandingkan dengan fasa gas. Gaya antar permukaan minyak-air juga lebih kecil jika

dibandingkan dengan gaya antar permukaan air-gas. Bentuk grafik tidak simetris, hal

ini akibat pergerakan ke depan prosentase Sg yang mengalami kenaikan, yang juga

ditunjukkan oleh adanya penurunan mobilitas minyak akibat adanya gas.

(a) (b)

Gambar 2.12b. memperlihatkan bahwa bentuk grafik penyebaran krg simetris,

hal ini disebabkan gas mengalami penurunan pada saat penyebaran minyak dan air.

Variasi harga krg dan Sg terhadap saturasi fasa fluida lainnya konstan, sehingga krg

hanya tergantung dari saturasi fluida total.

2.1.2.6. Kompresibilitas

Dua gaya bekerja pada formasi batuan kedalaman tertentu, yaitu gaya akibat

beban batuan diatasnya (overburden) dan gaya yang timbul akibat adanya fluida yang

terkandung dalam pori-pori batuan tersebut. Kedua gaya berada dalam keadaan

setimbang pada kondisi statis. Kesetimbangan gaya ini terganggu apabila tekanan

reservoar berkurang akibat pengosongan fluida, sehingga terjadi penyesuaian dalam

bentuk volume pori-pori, perubahan batuan dan volume total batuan. Koefisien

penyusutan ini disebut kompresibilitas batuan.

Geertsma (1957) memberikan tiga macam konsep mengenai kompresibilitas

batuan, yaitu :

1. Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume butiran (grain)

terhadap satuan perubahan tekanan.

2. Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan terhadap

satuan perubahan tekanan.

3. Kompresibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-pori batuan

terhadap satuan perubahan tekanan.

Kompresibilitas pori-pori batuan dianggap paling penting dalam teknik reservoar dari

ketiga konsep kompresibilitas tersebut.

Fluida yang diproduksikan dari pori-pori batuan reservoar akan

mengakibatkan perubahan tekanan dalam (internal pressure), akibatnya tekanan

terhadap batuan akan mengalami perubahan juga. Perubahan ini meliputi perubahan

pada butir-butir batuan, volume pori-pori dan volume total batuan.

Perubahan volume bulk batuan dinyatakan sebagai kompresibilitas (Cr), yang secara

matematis dituliskan :

Cr = dPdV

V1 r

r

…………………………………………………………...(2-24)

Dimana :

Vr = volume bulk batuan

P = tekanan hidrostatis fluida dalam batuan

Perubahan bentuk volume pori-pori batuan dinyatakan sebagai Cp, yang besarnya

dapat diformulasikan sebagai berikut:

Cp = dP

dVV1 p

p

…………………………………………………………...(2-25)

Dimana :

Vp = volume pori-pori batuan

P = tekanan luar (external pressure) atau tekanan overburden

Carpenter dan Spencer (1940) melakukan percobaan terhadap sebuah core

dari formasi Woodbine pada kondisi tekanan atmosfer dan mengamati perubahan

volumenya dengan berbagai variasi tekanan luar. Hasil percobaannya terlihat pada

gambar 2.13., yang menunjukkan terjadinya pengurangan volume pori akibat adanya

kenaikan tekanan. Perubahan volume pori ini ditentukan berdasarkan volume air yang

dipaksa keluar dari core jacket akibat tekanan overburden. Penentuan kompresibilitas

pori-pori batuan yang dinyatakan oleh persamaan (2-25) didapat dari kurva yang

dihasilkan.

Van der Knapp (1959) melakukan studi yang menunjukkan bahwa perubahan

porositas hanya tergantung dari perubahan tekanan fluida dalam pori-pori batuan dan

tekanan luar akibat adanya pembebanan lapisan batuan. Besarnya harga

kompresibilitas pori-pori batupasir dan batugamping berkisar antara 2×10-6 sampai

25×10-6 psi-1.

Gambar 2.13. Kurva Kompresibilitas Pori-Pori Batuan (2)

Hall (1953) melakukan percobaan dari sejumlah batupasir dan batugamping

dengan menggunakan tekanan luar yang konstan sebesar 3000 psi dan tekanan dalam

antara 0-1500 psi. Hasil percobaan terlihat pada gambar 2.14., yang menggambarkan

hubungan antara kompresibilitas efektif batuan dengan porositas.

Gambar 2.14. Kurva Hubungan Kompresibilitas Efektif dengan Porositas (2)

2.1.3. Fluida Reservoar

Fluida yang terdapat dalam reservoar pada tekanan dan temperatur tertentu,

secara alamiah merupakan campuran yang kompleks dalam komposisi kimianya.

Sifat fisik fluida reservoar yang mungkin terkandung di dalamnya akan dibicarakan

dalam sub bab ini.

2.1.3.1. Sifat Fisik Gas

Gas merupakan suatu fluida yang homogen dengan densitas dan viskositas

rendah, tidak tergantung pada bentuk dan volumenya, sehingga dapat mengisi semua

ruangan yang ada. Gas yang terdapat pada suatu reservoar mungkin merupakan gas

bebas, gas yang terlarut dalam minyak, gas yang terlarut dalam air atau sebagian

merupakan gas cair (liquid gas).

Gas berdasarkan jenisnya dapat dibedakan menjadi dua, yaitu :

1. Gas ideal, adalah fluida dimana :

mempunyai molekul yang dapat diabaikan bila dibandingkan dengan volume

fluida keseluruhan,

tidak mempunyai gaya tarik-menarik maupun tolak-menolak antara sesama

molekulnya atau antara molekul-molekul dengan dinding wadahnya, dan

tumbukan antara molekul-molekulnya bersifat lenting sempurna, sehingga tidak

terjadi kehilangan tenaga sebagai akibat tumbukan tersebut.

Persamaan untuk gas ideal adalah :

PV = nRT =Mm RT …………………………………………………...(2-26)

Dimana :

P = tekanan, psi

V = volume, cuft

T = temperatur, oR

n = jumlah mol gas, lb-mol

m = berat gas, lb

M = berat molekul gas, lb/lb-mol

R = konstanta gas, psi.cuft/lb-mol.oR

Tabel 2-7 Harga Konstanta Gas (6)

2. Gas nyata, adalah gas yang tidak mengikuti hukum-hukum gas ideal.

Persamaan untuk gas nyata adalah :

PV = nZRT = Mm ZRT ……………………………………….…..(2-27)

Dimana :

Z = faktor kompresibilitas gas

Besarnya harga Z untuk gas ideal adalah 1, sedangkan untuk gas nyata, besarnya

harga Z bervariasi yang tergantung dari besarnya tekanan dan temperatur yang

bekerja. Gambar 2.15. menunjukkan hubungan antara Z versus tekanan pada

temperatur konstan.

Gambar 2.15. Hubungan Z dan P pada T konstan (15)

Harga Z untuk suatu gas tertentu yang belum diketahui dapat dicari

berdasarkan hukum Coressponding State yang berbunyi, “Pada suatu tekanan dan

temperatur tereduksi yang sama, maka semua hidrokarbon mempunyai harga Z yang

sama”.

Tekanan dan temperatur tereduksi untuk gas murni dapat dinyatakan dengan

persamaan :

Pr = cP

P dan Tr = cT

T …………………………………………………...(2-28)

Dimana :

Pr = tekanan tereduksi untuk gas murni

Tr = temperatur tereduksi untuk gas murni

P = tekanan reservoar, psi

T = temperatur reservoar, oR atau oF

Pc = tekanan kritis untuk gas murni, psi

Tc = temperatur kritis untuk gas murni, oR atau oF

Besarnya harga P dan T dapat diperoleh dari data sumur yang menunjukkan

besarnya harga P dan T reservoar. Besarnya harga Pc dan Tc untuk masing-masing

gas murni dapat ditentukan dari tabel 2-8.

Tabel 2-8 Konstanta Fisik Beberapa Jenis Hidrokarbon Pembentuk Gas Alam (6)

Harga Pr dan Tr diperoleh dari perhitungan persamaan 2-28, kemudian dengan

menggunakan grafik-grafik tertentu yang sesuai dengan jenis gasnya, akan diperoleh

harga Z, seperti terlihat pada gambar 2.16. dan 2.17., yang masing-masing

menunjukkan grafik Z untuk metana dan etana.

Gambar 2.16. Grafk Z vs P dan T untuk Metana (15)

Komposisi campuran gas dengan senyawa pengotor (impurities) seperti N2,

CO2, H2S, harus diketahui terlebih dahulu untuk menentukan besarnya harga Z,

kemudian besarnya P dan T kritis gas campuran dapat ditentukan dengan persamaan :

Ppc = Σ YiPci dan Tpc = Σ YiTci …………………………………...(2-29)

Dimana :

Ppc = tekanan kritis untuk gas campuran, psi

Pci = tekanan komponen ke-i, psi

Tpc = temperatur kritis gas campuran, oR atau oF

Tci = temperatur komponen ke-i, oR atau oF

Yi = fraksi mol komponen ke-i

Gambar 2.17.

Grafik Z vs P dan T untuk Etana (15)

P dan T tereduksi gas campuran dapat ditentukan dengan persamaan :

Ppc = prPP dan Tpr =

prTT …………………………………………...(2-30)

Dimana :

Ppr = tekanan tereduksi untuk gas campuran

Tpr = temperatur tereduksi untuk gas campuran

Harga Ppc dan Tpc dapat ditentukan dengan gambar 2.18. selain menggunakan

persamaan 2-29, dengan terlebih dahulu mengetahui specific gravity gasnya. Harga

Ppc dan Tpc selanjutnya dikoreksi terhadap adanya senyawa pengotor. Harga Ppc dan

Tpc yang telah dikoreksi dimasukkan ke dalam persamaan 2-30, maka akan diperoleh

harga Ppr dan Tpr. Gambar 2.19. digunakan untuk memperoleh harga Z untuk gas

campuran.

Gambar 2.18.

Grafik Ppc dan Tpc vs Specific Gravity Gas (15)

2.1.3.1.1. Densitas Gas

Densitas gas (ρg) didefinisikan sebagai perbandingan berat gas per unit

volume, yang secara matematis dituliskan :

ρg = Vm =

TRMP g ……………………………………………..…….(2-31)

Gambar 2.19. Grafik Z vs Ppr dan Tpr untuk Gas Campuran (15)

Persamaan 2-31 merupakan persamaan densitas untuk gas ideal, sedangkan

untuk gas nyata, adalah :

ρg = Vm =

TRZMP g …………………………………………………...(2-32)

Densitas gas biasanya dinyatakan dalam specific gravity gas (γg), yang

merupakan perbandingan densitas gas pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu

terhadap densitas udara kering pada tekanan dan temperatur yang sama, yang secara

matematis dituliskan :

γg = u

g

ρρ

=

TRMPTR

MP

u

g

= u

g

MM

= 28,97Mg …………………………………...(2-33)

Rumus diatas hanya berlaku untuk gas berkomponen tunggal, sedangkan dalam dunia

perminyakan hanya dijumpai gas dalam bentuk campuran. Campuran gas berisi

molekul dengan berbagai ukuran, sehingga berat molekul campuran gas dinyatakan

sebagai berat molekul tampak (Ma), serta berlaku hukum gas nyata sebagai berikut :

Ma = Σ Yi Mi …………………………………………………………...(2-34)

Dimana :

Ma = berat molekul tampak

Yi = fraksi mol komponen ke-i dalam suatu campuran gas

Mi = berat molekul untuk komponen ke-i

Perhitungan campuran gas adalah sebagai berikut :

ρg = TRZ

MP a ………………………………….………………………..(2-35)

dan

γg = 28,97Ma ……………………………………………………...……(2-36)

Dimana :

γg = specific gravity gas

ρg = densitas gas, lb/cuft

ρu = densitas udara kering, lb/cuft

Mg = berat molekul gas, lb/lb-mol

Mu = berat molekul udara kering, lb/lb-mol = 28,97 lb/lb-mol

Ma = berat molekul tampak, lb/lb-mol

2.1.3.1.2. Viskositas Gas

Viskositas gas (µg) didefinisikan sebagai ukuran ketahanan gas terhadap

aliran, dengan satuan centipoise (cp) atau gr/100 detik/1 cm. Viskositas gas sulit

diukur secara teliti, terutama pada kondisi tekanan dan temperatur reservoar.

Viskositas secara umum dicari dengan menggunakan korelasi seperti yang

dikemukakan oleh Bicher dan Katz, viskositas gas merupakan fungsi dari tekanan,

temperatur dan berat molekul gas. Bertambahnya tekanan dan temperatur

menyebabkan naiknya harga viskositas. Kenaikan tekanan menyebabkan jarak antara

molekul-molekul semakin kecil, sehingga tumbukan antar molekul semakin sering

terjadi. Kenaikan temperatur juga menyebabkan tumbukan antar molekul menjadi

sering terjadi.

Viskositas untuk campuran gas dapat dicari melalui hubungan matematis yang

dikemukakan oleh Herning dan Zipperer (1936) sebagai berikut :

µ1g = ii

iii

MYΣMYµΣ ………………………..………………………….(2-37)

Dimana :

µ1g = viskositas gas campuran pada tekanan 1 atm, cp

µi = viskositas komponen ke-i, cp

Yi = fraksi mol komponen ke-i

Mi = berat molekul komponen ke-i

Besarnya harga µi dapat ditentukan dari grafik korelasi Carr, et al. (1954),

seperti terlihat pada gambar 2.20. Harga µg yang diperoleh merupakan viskositas

campuran pada tekanan 1 atmosfer.

Gambar 2.20. Grafik µg vs T untuk Gas Murni pada P Atmosfer (15)

Viskositas gas campuran pada tekanan 1 atmosfer dapat ditentukan dari grafik

seperti terlihat pada gambar 2.21. , dengan terlebih dahulu mengetahui berat molekul

gas atau specific gravity gas campurannya. Koreksi perlu dilakukan jika terdapat

senyawa pengotor dalam campuran gas tersebut.

Gambar 2.21.

Grafik µg vs Berat Molekul untuk Gas pada P1atm (15)

Gambar 2.22. Grafik µ/µi vs Ppr dan Tpr

(15)

Harga µg pada kondisi reservoar, dapat ditentukan dari grafik seperti terlihat

pada gambar 2.22., yang menunjukkan hubungan perbandingan viskositas pada

tekanan reservoar dengan viskositas pada tekanan 1 atmosfer (µ/µ1) versus P dan T

tereduksi. Perkalian antara harga µg pada tekanan 1 atm (µ1) dengan perbandingan

harga (µ/µ1)akan menghasilkan harga µg pada kondisi reservoar.

2.1.3.1.3. Faktor Volume Formasi Gas

Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagai banyaknya gas di reservoar

yang diperlukan untuk mendapatkan 1 standart cubic feet (SCF) gas di permukaan.

Pengertian lainnya adalah perbandingan volume gas di reservoar dengan volume gas

di permukaan (pada kondisi standar 14,7 psi dan 60 oF). Faktor volume formasi gas

secara matematis dapat ditulis :

Bg = sc

r

VV …………………………………………………………...(2-38)

Dimana :

Bg = faktor volume formasi gas, cuft/SCF

Vr = volume gas pada kondisi reservoar, cuft

Vsc = volume gas pada kondisi standar, SCF

Volume n mol gas pada kondisi standar, adalah :

Vsc = sc

scsc

PTRnZ

……………………………………………..…….(2-39)

Volume n mol gas pada kondisi reservoar, yaitu :

Vr = r

rr

PTRnZ

…………………………………………………………...(2-40)

Faktor volume formasi gas (Bg) dapat ditentukan dari kedua persamaan diatas sebagai

berikut :

Bg = sc

r

VV =

sc

sc

r

rr

PTRnZ

PTRnZ

= rscsc

scrr

PTZPTZ

…………………………………...(2-41)

Persamaan tersebut selanjutnya dapat ditulis :

Bg = r

rr

P(520)(1)(14,7)TZ = 0,0283

r

rr

PTZ cuft/SCF ………...…………………(2-42)

atau

Bg = 0,0283 5,615

1P

TZ

r

rr × bbl/cuft

Bg = 0,00504 r

rr

PTZ res bbl/ SCF ……….…………………………..(2-43)

Dimana :

Psc = tekanan pada kondisi standar, psi (= 14,7 psi)

Pr = tekanan pada kondisi reservoar, psi

Tsc = temperatur pada kondisi standar, oF (= 60 oF)

Tr = temperatur pada kondisi reservoar, oF

Zsc = faktor kompresibilitas gas pada kondisi standar (= 1)

Zr = faktor kompresibilitas gas pada kondisi reservoar

2.1.3.1.4. Kompresibilitas Gas

Kompresibilitas gas (Cg) didefinisikan sebagai perubahan volume terhadap

perubahan tekanan per unit volume, yang secara matematis dituliskan :

Cg = dPdV

V1 ………………………………………………………...…(2-44)

Persamaan 2-44 hanya mempunyai satu variabel bebas yang memungkinkan untuk

berubah-ubah, yaitu variabel P, sehingga persamaan menjadi :

Cg = [ ][ ]t

t

dPdV

V1 …………………………..……………………………….(2-45)

dimana subscript t menunjukkan bahwa temperatur dianggap konstan.

Persamaan 2-45 didiferensialkan terhadap P, pada T konstan, maka :

[ ][ ]t

t

dPdV = 2P

TRn ……………………………………………...……(2-46)

Substitusikan persamaan 2-46 kedalam persamaan 2-45, dengan harga V = P

TRn ,

maka akan diperoleh harga Cg, yaitu :

Cg =

−

TRnP

− 2P

TRn = P1 ………………………………...…(2-47)

Persamaan 2-47 didiferensialkan terhadap P, pada T konstan, maka :

tdP

dV

= nRT 2P

ZdPdZP −

………………...…………………………(2-48)

Substitusikan persamaan 2-48 ke dalam persamaan 2-45, dengan harga V = P

TRZn ,

maka akan diperoleh harga Cg, yaitu :

Cg =

−

TRZnP

− Z

dPdZP

PTRn

2 …………….……………..(2-49)

Cg = -P1

Z1

dPdZ …………………………………………………...(2-50)

Persamaan 2-50 dijadikan dalam bentuk tereduksi, sesuai dengan hukum

Corresponding State, dimana harga P = Ppc Ppr, maka harga (dZ/dP) pada persamaan

2-50 menjadi :

dPdZ =

dP

dPpr

prdPdZ =

pcP1

prdPdZ ……………………….…..(2-51)

Substitusikan persamaan 2-51 kedalam persamaan 2-50, dengan harga P = Ppc Ppr,

maka akan diperoleh harga Cg, yaitu :

Cg =

−

prpcprpc dPdZ

PZ1

PP1 ………………………………….………..(2-52)

Cg Ppc =

−

prpc dPdZ

Z1

P1 ………………………...…………………(2-53)

Cg Ppc = Cpr atau Cg = pc

pr

PC

…………………………...………………(2-54)

Dimana :

Cg = kompresibilitas gas, psi-1

Cpr = kompresibilitas gas tereduksi

Gambar 2.23. Grafik Cpr vs Ppr dan Tpr untuk Gas (15)

Besarnya harga Cpr dapat ditentukan dari grafik korelasi Trube (1957), seperti terlihat

pada gambar 2.23.

2.1.3.1.5. Kelarutan Gas

Kelarutan gas dalam fluida didefinisikan sebagai banyaknya gas yang terlarut

dalam fluida. Ada dua jenis kelarutan gas yaitu : kelarutan gas dalam minyak dan

kelarutan gas dalam air formasi.

A. Kelarutan Gas Dalam Minyak

Kelarutan gas dalam minyak didefinisikan sebagai banyaknya gas dalam

satuan standart cubic feet (SCF) yang berada di dalam minyak mentah sebanyak 1

stock tank barrel (STB) ketika minyak dan gas tersebut masih berada dalam keadaan

tekanan dan temperatur reservoar.

Gambar 2.24. Kelarutan Gas sebagai Fungsi dari Tekanan (15)

Dasar ukurannya, diambil volume gas dalam keadaan standar (60 OF dan 14,7

psi) dan volume minyak mentah dalam tangki pengumpul sebanyak 1 barrel, juga

pada tekanan dan temperatur standar. Gambar 2.24. memperlihatkan kurva kelarutan

gas sebagai fungsi tekanan, untuk minyak tak jenuh. Gambar tersebut menunjukkan

bahwa apabila penurunan tekanan sampai tekanan tertentu dimana masih diatas

tekanan gelembung, maka kelarutan gas besarnya tetap sebesar Rsi, sedangkan pada

tekanan di bawah tekanan gelembung, kelarutan gas akan menurun karena gas secara

perlahan-lahan akan membebaskan diri dari minyak.

Banyaknya gas yang keluar dari larutan akan tergantung dari keadaan

pembebasan (liberation), dimana terdapat dua jenis pembebasan, yaitu pembebasan

kilat (flash liberation) dan pembebasan diferensial (differential liberation).

Gambar 2.25.

Harga Kelarutan Gas dalam Minyak dari Pembebasan Kilat dan Pembebasan Diferensial (6)

Pengurangan tekanan dengan jumlah tertentu terjadi pada pembebasan kilat,

dimana gas dibebaskan setelah tercapai sehingga komposisi sistem berubah. Proses

yang terjadi pada pembebasan diferensial adalah gas yang membebaskan diri dari

larutan dipindahkan secara kontinu agar tidak berhubungan dengan minyak sehingga

komposisi sistem berubah.

Pembebasan gas di reservoar lebih mendekati proses pembebasan diferensial,

sedangkan pada tubing dan permukaan lebih mendekati pembebasan kilat. Harga Rs

yang diperoleh dengan dua tipe pembebasan gas ini diperlihatkan pada gambar 2.25.

Gambar diatas menunjukkan bahwa kedua cairan pembebasan ini memberikan hasil

yang berlainan untuk kelarutan gasnya (Rs). Harga Rs untuk pembebasan kilat

ternyata lebih kecil dari harga Rs hasil pembebasan diferensial pada suatu tekanan

tertentu.

Pengaruh tekanan untuk temperatur tetap pada kelarutan gas adalah

meningkatnya tekanan akan menyebabkan kenaikan pada harga Rs, sedangkan pada

temperatur dan tekanan tertentu, kenaikan specific gravity gas akan memperbesar

harga Rs. Pengaruh komposisi minyak adalah pada tekanan dan temperatur tertentu,

yaitu harga Rs meningkat dengan kenaikan oAPI minyak.

B. Kelarutan Gas Dalam Air Formasi

Kelarutan gas dalam air formasi tergantung pada temperatur dan tekanan

seperti diperlihatkan pada gambar 2.26a. Kelarutan dinyatakan dalam cubic feet gas

pada 60 oF dan 14,7 psia tiap barrel air pada 60 oF.

Kelarutan gas dalam air formasi dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan

salinitas. Kelarutan gas dalam air formasi lebih rendah daripada air murni pada

temperatur dan tekanan sama karena air formasi adalah air asin. Kelarutan gas dalam

air murni dapat ditentukan dengan menggunakan gambar 2.26b. jika temperatur dan

tekanan diketahui, kemudian untuk menentukan kelarutan gas dalam air formasi yaitu

kelarutan gas dalam air murni dikalikan dengan faktor koreksi yang dapat diperoleh

dari gambar 2.28b.

Kelarutan gas dapat juga diperoleh berdasarkan persamaan yang dikemukakan

oleh Dodson (1944) sebagai berikut :

Rsw = Rswp

−

10000YX1 …………………………………………...(2-55)

Dimana :

Rsw = kelarutan gas dalam air formasi, cuft/bbl

Rswp = kelarutan gas dalam air murni, cuft/bbl

Y = salinitas air, ppm

X = faktor koreksi salinitas (dapat ditentukan dengan tabel II-9)

Gambar 2.26. Kelarutan Gas dalam Air Formasi (6)

(a) (b)

Tabel 2-9

Faktor Koreksi Salinitas (2)

2.1.3.2. Sifat Fisik Minyak

Pengetahuan tentang sifat fisik minyak sangat penting untuk mengetahui

karakteristik reservoarnya. Data-data sifat fisik minyak umumnya diperoleh dari test

PVT cell dan analisa sampel fluida dari dasar sumur. Suatu korelasi empiris dapat

digunakan jika data-data laboratorium tidak tersedia

Kegunaan sifat fisik minyak ini adalah untuk memperkirakan cadangan

akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak dari reservoar menuju dasar

sumur, mengenali jenis reservoarnya, mengontrol gerakan fluida dalam reservoar dan

sebagainya.

2.1.3.2.1. Densitas Minyak

Densitas minyak (ρo) didefinisikan sebagai perbandingan berat minyak (lb)

terhadap volume minyak (cuft). Densitas minyak biasanya dinyatakan dalam specific

gravity minyak (γo), yang didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak

terhadap densitas air. Penulisannya secara matematis adalah sebagai berikut :

γo = w

o

ρρ

…………………………...………………………………(2-56)

Dimana :

γo = specific gravity minyak

ρo = densitas minyak, lb/cuft

ρw = densitas air, lb/cuft

Istilah specific gravity minyak yang lain dalam industri perminyakan adalah

API gravity (oAPI). Formulasinya dapat dituliskan :

oAPI = oγ

141,5 - 131,5 …………………………….……………………..(2-56)

2.1.3.2.2. Viskositas Minyak

Viskositas minyak (µo) didefinisikan sebagai ukuran ketahanan minyak

terhadap aliran, dengan satuan centipoise (cp) atau gr/100 detik/ 1 cm. Viskositas

minyak tergantung dari tekanan, temperatur, gravity minyak dan kelarutan gas dalam

minyak.

Gambar 2.27. Grafik µo vs Berat Molekul dan T pada P Atmosfer (2)

Viskositas minyak akan turun dengan naiknya temperatur dan akan naik

dengan bertambahnya berat molekul. Hubungan viskositas minyak terhadap berat

molekul dan temperatur pada tekanan atmosfer yang ditunjukkan pada gambar 2.27.

Pengaruh tekanan terhadap viskositas minyak ditunjukkan pada gambar 2.28., yang

menggambarkan bahwa tekanan mula-mula diatas tekanan gelembung (Pb), dengan

adanya penurunan tekanan sampai Pb, mengakibatkan viskositas minyak berkurang.

Kondisi ini diakibatkan oleh adanya pengembangan volume minyak, kemudian bila

tekanan turun dari Pb sampai pada harga tekanan tertentu yang menyebabkan adanya

gas yang terbebaskan dari larutannya, maka akan menaikkan viskositas minyak.

Gambar 2.28. Grafik Hubungan µo vs P (7)

Penentuan harga µo dapat dilakukan dengan menggunakan korelasi Beal

(1946) dan Chew dan Conally (1958) seperti terlihat pada gambar 2.29. dan 2.30.

Harga µo yang diperoleh dari gambar 2.29. adalah µo pada tekanan atmosfer,

kemudian untuk memperoleh harga µo pada kondisi reservoar (dibawah Pb)

digunakan gambar 2.30.

Gambar 2.29. Grafik µo vs Spesific Gravity Minyak dan T pada P Atmosfer (7)

Harga µo diatas Pb dapat diperoleh dengan menggunakan korelasi Beal (1946)

seperti terlihat pada gambar 2.31., yang menunjukkan perkiraan harga µo diatas

tekanan gelembung (Pb).

2.1.3.2.3. Faktor Volume Formasi Minyak

Faktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai banyaknya minyak

termasuk gas yang terlarut dalam barrel pada kondisi reservoar untuk mendapat satu

stock tank barrel (STB) minyak pada kondisi standar (60 oF dan 14,7 psia) di

permukaan. Harga Bo dipengaruhi oleh tekanan, temperatur, jumlah gas yang terlarut,

specific gravity gas dan oAPI minyak.

Grafik 2.30. Grafik µo dengan Gas Bebas (dibawah Pb) vs

µo dengan Gas Terlarut (diatas Pb) (15)

Hubungan antara faktor volume formasi minyak dengan tekanan ditunjukkan

pada gambar 2.32. Gambar tersebut dapat menerangkan bahwa pada kondisi tekanan

reservoar berada diatas tekanan gelembung (Pb), harga Bo mula-mula naik seiring

dengan turunnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume sistem cairan

menjadi bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan minyak. Harga Bo turun

seiring dengan turunnya tekanan setelah Pb tercapai. Penurunan harga Bo ini

disebabkan semakin banyaknya gas yang terbebaskan dari larutannya selama terjadi

penurunan tekanan dibawah Pb.

Gambar 2.31. Grafik µo di Atas Tekanan Gelembung Pb (15)

Gambar 2.32. Faktor Volume Formasi sebagai Fungsi dari Tekanan (15)

Gambar 2.33. Grafik Bo vs Rs, γo, γg dan T (15)

Penentuan harga Bo dapat dilakukan dengan menggunakan korelasi Standing

(1947), dengan terlebih dahulu mengetahui temperatur, gravity minyak, gravity gas

dan kelarutan gas dalam minyak, seperti terlihat pada gambar 2.33.

Minyak dan gas yang terlarut didalamnya berada di dalam pori-pori batuan

bersama-sama pada saat tekanan reservoar diatas tekanan gelembung (Pb), sehingga

keadaan ini disebut faktor volume formasi total (Bt), yang didefinisikan sebagai

banyaknya volume minyak dan gas yang terlarut didalamnya dalam barrel pada

kondisi reservoar untuk mendapatkan satu stock tank barrel (STB) minyak dan gas

yang terlarut didalamnya. Besarnya harga Bt dapat ditentukan dengan peramaan :

Bt = Bo + Bg (Rsi-Rs) ……………..……………………………..(2.57)

Dimana :

Bt = faktor volume formasi total

Rsi = kelarutan gas dalam minyak mula-mula, SCF/STB

Rs = kelarutan gas dalam minyak pada tekanan tertentu, SCF/STB

Gambar 2.34. Grafik Hubungan Bt dan Bo vs P (15)

Gambar 2.34. menunjukkan perbedaan harga Bt dan harga Bo di bawah

tekanan gelembung (Pb), yang dapat diterangkan bahwa besarnya harga Bt akan naik

seiring dengan turunnya tekanan. Kenaikan harga Bt disebabkan semakin banyaknya

gas yang terbebaskan dari minyak, sehingga volume sistem menjadi bertambah

sebagai akibat pengembangan minyak dan gas.

Penentuan harga Bt dapat dilakukan dengan menggunakan korelasi Standing

(1947), dengan terlebih dahulu mengetahui tekanan, temperatur, gravity minyak,

gravity gas dan kelarutan gas dalam minyak, seperti terlihat pada gambar 2.35.

Grafik 2.35. Grafik Bt vs Rs, γo, γg, P dan T (15)

2.1.3.2.4. Kompresibilitas Minyak

Kompresibilitas minyak (Co) didefinisikan sebagai perubahan volume

terhadap perubahan tekanan per unit volume cairan. Persamaannya ditulis :

Co = -V1 [ ]

[ ]TdPdV ………………………………...…………………(2-58)

Dimana subscript T menunjukkan bahwa temperatur dianggap konstan.

Persamaan 2-58 dideferensialkan terhadap P (dengan batas P1 sampai P2) dan V

(dengan batas V1 sampai V2), pada T konstan, maka :

Co ∫2

1

P

PdP = - ∫

2

1

V

V VdV …………………………………………………...(2-59)

Co (P2 – P1) = - ln 1

2

VV …………………………………………...(2-60)

V2 = V1 exp ( )[ ]21o PPC − …………….……………………………..(2-61)

Dimana :

Co = kompresibilitas minyak, psi-1

V1 = volume minyak pada kondisi P1, cuft

V2 = volume minyak pada kondisi P2, cuft

P1 = tekanan pada kondisi 1, psi

P2 = tekanan pada kondisi 2, psi

Persamaan 2-58 selanjutnya dideferensialkan terhadap P, pada T konstan dan

sesuai hukum Coressponding State (dimana P = Ppc Ppr), maka persamaan

kompresibilitas minyak (Co) dituliskan :

Co Ppc = Cpr atau Co P = Cpr Ppr ……………………….…………..(2-62)

Co = PPC prpr …………………………………………………………...(2-63)

Dimana : Cpr = kompresibilitas minyak tereduksi

Besarnya harga Cpr dapat ditentukan dari grafik korelasi Trube (1957), seperti terlihat

pada gambar 2.36.

2.1.3.3. Sifat Fisik Air Formasi

Fluida reservoar selain minyak dan gas juga mengandung air formasi yang

akan selalu ditemukan baik dalam reservoar minyak, reservoar gas ataupun keduanya.

Air formasi merupakan suatu unsur penting yang harus diperhatikan baik dalam

bidang pemboran, reservoar dan produksi. Lapisan reservoar selalu terisi oleh air dan

hampir tidak pernah ada lapisan yang tanpa air. Air formasi yang terdapat dalam

reservoar minyak disebut juga air konat (connate water). Sifat-sifat air formasi

penting untuk diketahui karena air sering menimbulkan problem produksi

Gambar 2.36. Grafik Cpr vs Pcr dan Tpr untuk Minyak (15)

Karakteristik air formasi pada dasarnya perlu diketahui, hal ini menyangkut

kegunaan dari air formasi itu sendiri, yaitu : untuk bahan evaluasi dan peramalan

volume air formasi sebagai water influx pada reservoar water drive, untuk analisa

produksi yang berkaitan dengan problem water coning, untuk data eksplorasi dalam

kepentingan pengukuran electrical resistivity dan untuk bahan analisa water flooding

(injeksi air).

2.1.3.3.1. Densitas Air Formasi

Densitas air formasi pada lapangan minyak untuk kondisi standar merupakan

fungsi dari jumlah padatan yang terlarut, seperti terlihat pada gambar 2.37. Densitas

air formasi dinyatakan dalam massa per unit volume, specific volume dalam volume

per unit massa dan specific gravity.

Gambar 2.37. Grafik ρw sebagai Fungsi dari Jumlah Padatan yang Terlarut (15)

Persamaan specific gravity air formasi dituliskan :

γw = 62,34ρw =

wV62,341 = 0.01604 ρw =

wV0.01604 ……………….…..(2-64)

Dimana :

γw = specific gravity air formasi

ρw = densitas air formasi, lb/cuft

Vw = specific volume air formasi, cuft/lb

Besaran yang diperlukan adalah densitas air formasi pada kondisi reservoar,

yang dapat ditentukan dalam hubungannya dengan densitas air murni pada kondisi

standar, yaitu :

wb

w

VV

= w

wb

ρρ

= Bw ……………………………….…………………..(2-65)

Dimana :

Vwb = specific volume air murni pada kondisi standar, lb/cuft

ρwb = densitas air murni pada kondisi standar, lb/cuft

Bw = faktor volume formasi air formasi, bbl/STB

Koreksi terhadap adanya gas terlarut pada kondisi reservoar juga harus dilakukan.

Gambar 2.38. Grafik µw vs P,T dan Salinitas (10)

2.1.3.3.2. Viskositas Air Formasi

Viskositas air formasi (µw) akan bervariasi terhadap tekanan, temperatur dan

salinitas. Harga µw semakin turun dengan semakin naiknya tekanan dan temperatur,

sedangkan dengan semakin besarnya pengaruh salinitas dalam air formasi, maka

harga µw akan semakin tinggi. Hubungan ini ditunjukkan pada gambar 2.38.

Gambar 2.39. menunjukkan hubungan antara viskositas air formasi terhadap

temperatur pada berbagai tekanan, yang dapat digunakan untuk menentukan

viskositas air formasi tanpa menunjukkan tekanan dan salinitas air formasi.

Gambar 2.39.

Grafik µw vs T pada Berbagai Tekanan (15)

2.1.3.3.3. Faktor Volume Formasi Air Formasi

Faktor volume formasi air formasi (Bw) didefinisikan sebagai banyaknya air

termasuk gas yang terlarut di dalamnya dalam satuan barrel pada kondisi reservoar

untuk mendapatkan satu stock tank barrel (STB) air formasi di permukaan pada

kondisi standar. Besarnya harga Bw dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan

kelarutan gas dalam air formasi. Harga faktor volume formasi air formasi berkisar

antara 0,98 sampai 1,07 bbl/STB. Harga Bw dapat dianggap sama dengan satu.

Gambar 2.40. menunjukkan hubungan antara harga Bw terhadap tekanan, yang

menggambarkan bahwa tekanan mula-mula berada di atas Pb. Harga Bw akan naik,

dengan turunnya tekanan dari Pb, hal ini akibat adanya pengembangan air formasi.

Jumlah gas yang terlarut dalam air formasi kecil sehingga penyusutan volume air

formasi akibat terbebaskannya gas yang terlarut didalamnya relatif kecil jika

dibandingkan dengan pengembangan volume air akibat penurunan tekanan.

Pengembangan volume air ini mengakibatkan besarnya harga Bw akan terus naik

selama penurunan tekanan. Penentuan harga Bw dapat dilakukan dengan korelasi

Dodson (1944), seperti terlihat pada gambar 2.41.

Gambar 2.40. Grafik Hubungan Bw vs P (15)

Gambar 2.41. Grafik Bw vs P dan T (6)

2.1.3.3.5. Kompresibilitas Air Formasi

Persamaan kompresibilitas air formasi (Cw) pada temperatur konstan

dinyatakan dengan persamaan :

Cw = V1

−[ ][ ]TdPdV …………………………..……………………….(2-66)

Dimana subscript T menunjukkan bahwa temperatur dianggap konstan.

Gambar 2.42. menunjukkan bahwa dengan kenaikan tekanan akan

mempengaruhi penurunan harga Cw, sedangkan kenaikan temperatur akan menaikan

harga Cw. Adanya gas yang terlarut dalam air formasi pada tekanan dan temperatur

tertentu akan mempengaruhi harga Cw, dimana harganya akan naik hingga melebihi

harga kompresibilitas air murni pada tekanan dan temperatur yang sama.

Gambar 2.42. Grafik Cw vs P dan T (6)

Dodson (1944) dan Jones (1946) mengemukakan suatu hubungan empiris

untuk maksud yang sama, yaitu :

Cw = Cwp (1 + 0,0088 Rsw) ……………………………………...……(2-67)

Dimana :

Cw = kompresibilitas air formasi, psi-1

Cwp = kompresibilitas air murni, psi-1

Rsw = kelarutan gas dalam air formasi

2.2. Mekanisme Pendorong Reservoar

Mekanisme pendorong reservoar adalah tenaga yang dimiliki oleh reservoar

secara alamiah, sehingga menyebabkan mengalirnya fluida hidrokarbon kearah

lubang sumur menuju ke permukaan atau mendorongnya pada saat diproduksikan.

Mekanisme ini sangat berkaitan dengan jumlah hidrokarbon yang dapat diperoleh

dari seluruh cadangan yang ada dan besarnya laju produksi optimum yang dapat

diperoleh. Besarnya tenaga pendorong ini tergantung dari kondisi formasi dimana

reservoar berada, sedangkan pelepasan energinya dipengaruhi oleh proses dan sejarah

produksi yang dilakukan.

Tenaga pendorong alamiah hidrokarbon dari reservoar yang dapat

mengakibatkan minyak terproduksikan ke permukaan bervariasi, diantaranya adalah

reservoar water drive, reservoar depletion drive dan reservoar gas cap drive.

Ketiganya akan diterangkan dalam sub bab ini.

2.2.1. Reservoar Water Drive

Mekanisme pendorong ini adalah pengembangan air sebagai akibat penurunan

tekanan dan adanya kontak langsung antara zona minyak dan aquifer, akibatnya air

merembes ke dalam zona minyak yang tadinya diisi oleh minyak. Masuknya air ke

dalam reservoar minyak diakibatkan oleh penyusutan volume pori-pori batuan serta

adanya hubungan antara aquifer dengan sumber air di permukaan. Gambar 2.43.

memperlihatkan reservoar water drive.

Reservoar jenis ini dilihat dari pendorongan reservoar oleh aquifer, maka

dapat dibedakan menjadi tiga macam, yaitu :

1. Edge water drive, gerakan air ini sejajar dengan bidang perlapisan dan arahnya

menyamping.

2. Bottom water drive, gerakan air dari aquifer ke reservoar minyak adalah vertikal

lurus dari bawah ke atas.

3. Bottom and Edge Water Drive, gerakan air dari aquifer ke reservoar merupakan

gabungan dari samping dan bawah.

Gambar 2.43.

Reservoar Water Drive (9)

Gambar 2.44. Karakteristik Reservoar Water Drive (9)

Reservoar water drive mempunyai karakteristik yang dapat dipakai untuk mencirikan

mekanisme pendorong, yaitu :

• Penurunan tekanan reservoar adalah relatif rendah dengan bertambahnya recovery

kumulatif minyak, seperti gambar 2.44. Penjelasan hal ini adalah bahwa selama

berlangsungnya produksi minyak, maka volume yang ditinggalkan diisi oleh air

yang merembes (water influx) kedalam zona minyak.

• WOR berubah dengan cepat dan membesar secara berlebihan pada saat sumur

menembus zona minyak pada struktur yang rendah.

• GOR produksi relatif konstan, hal ini dikarenakan tekanan reservoar relatif

konstan diatas tekanan gelembung, untuk waktu yang lama sehingga tidak ada

gas bebas di dalam reservoar (tidak ada tudung gas awal) dan hanya ada gas

terlarut yang ikut terproduksi bersama dengan minyaknya.

• Pendesakan minyak di dalam pori-pori batuan terjadi dengan cara frontal drive

dan air berlaku sebagai tenaga pendorongnya.

• Recovery minyak (minyak yang dapat dikuras) berkisar antara 35% sampai 75%

bahkan pada strong water drive recoverynya dapat mencapai 80%.

2.2.2. Reservoar Depletion Drive

Reservoar depletion drive sering juga disebut sebagai solution gas drive,

dissolved gas drive atau internal gas drive. Energi pendorong pada reservoar jenis ini

adalah terutama dari perubahan fasa hidrokarbon-hidrokarbon ringannya yang semula

merupakan fasa cair menjadi gas. Gas yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke

sumur produksinya pada saat penurunan tekanan reservoar karena produksi tersebut.

Reservoar ini diperlihatkan pada gambar 2.45.

Penurunan tekanan di sekitar lubang bor akan terjadi setelah sumur selesai

dibor menembus reservoar dan produksi minyak dimulai. Penurunan tekanan ini akan

menyebabkan fluida mengalir dari reservoar menuju lubang bor melalui pori-pori

batuan. Penurunan tekanan di sekitar sumur bor akan menimbulkan terjadinya fasa

gas. Saturasi gas tersebut masih kecil (belum membentuk fasa yang kontinu) pada

saat awal. Gas-gas tersebut terperangkap dalam ruang antar butiran reservoarnya,

tetapi setelah tekanan reservoar tersebut cukup kecil dan banyak gas yang terbentuk

dan dapat bergerak maka gas tersebut ikut terproduksi ke permukaan. Kondisi ini

diperlihatkan pada gambar 2.46.

Gambar 2.45.

Reservoar Depletion Drive (9)

Gas yang dibebaskan dari minyak pada awal produksi masih terperangkap

pada sela-sela pori batuan sehingga GOR produksi akan lebih kecil jika dibandingkan

GOR reservoar. GOR produksi akan bertambah besar bila gas pada saluran pori

tersebut mulai banyak, membentuk fasa yang kontinu dan mulai bisa mengalir, hal ini

berlangsung secara terus-menerus sampai tekanan reservoar menjadi rendah. GOR

akan menjadi berkurang saat tekanan telah cukup rendah sebab volume gas di dalam

reservoar tinggal sedikit. GOR produksi dan GOR reservoar dalam hal ini bernilai

hampir sama.

Gambar 2.46. Karakteristik Reservoar Depletion Drive (9)

Recovery yang mungkin diperoleh sekitar 5% sampai 30%, sehingga tahap

primary recovery reservoar jenis ini akan meninggalkan residual oil yang cukup

besar. Produksi air hampir tidak ada karena reservoarnya terisolir, sehingga meskipun

terdapat air konat tetapi hampir tidak dapat terproduksi.

2.2.3. Reservoar Gas Cap Drive

Komponen-komponen ringan dan menengah hidrokarbon kadang-kadang

membentuk suatu fasa gas pada beberapa tempat terakumulasinya hidrokarbon. Gas

bebas ini kemudian melepaskan diri dari minyaknya dan menempati bagian atas dari

reservoar itu membentuk suatu tudung. Tudung gas ini menjadi energi pendesak

untuk mendorong minyak dari reservoar ke lubang sumur dan mengangkatnya ke

permukaan.

Proses terjadinya gas cap terdiri dari dua cara yaitu primary initial gas cap

dan secondary gas cap.

• Primary initial gas cap

Gas cap memang sudah terbentuk dalam reservoar sebelum tahap produksi

dilakukan, dapat dikatakan pula bahwa reservoarnya jenuh.

• Secondary gas cap

Gas yang terbentuk disebabkan oleh gas yang terbebaskan dari minyak saat

tekanan reservoar mengalami penurunan, dapat dikatakan bahwa semula

reservoarnya tak jenuh kemudian menjadi reservoar jenuh.

Reservoar gas cap drive secara skematis dapat dilihat pada gambar 2.47., berikut ini :

Gambar 2.47. Reservoar Gas Cap Drive (15)

Mekanisme yang terjadi pada gas cap drive ini adalah ketika pertama kali

minyak diproduksikan, permukaan antara minyak dan gas akan turun, gas cap akan

berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. Tekanan reservoar umumnya

akan lebih konstan jika dibandingkan dengan depletion drive. Kondisi ini disebabkan

jika volume gas cap telah demikian besar, maka tekanan minyak akan berkurang dan

gas yang terlarut dalam minyak akan melepaskan diri menuju gas cap, dengan

demikian minyak akan bertambah ringan, encer dan mudah untuk mengalir menuju

lubang bor.

Ciri lain dari reservoar ini adalah meningkatnya gas oil ratio (GOR) pada

sumur struktur atas dengan cepat, karena tudung gas berkembang ke dalam zona

minyak dan biasanya bergerak secara frontal. Ultimate recovery-nya lebih besar

daripada depletion drive dimana semakin besar ukuran tudung gasnya, maka ultimate

recovery-nya juga akan bertambah. Ultimate recovery reservoar jenis ini berkisar

antara 20% sampai 40%. Gambar 2.48. memberikan ilustrasi secara grafis kondisi PI,

GOR dan perubahan tekanan versus kumulatif produksinya.

Gambar 2.48. Karakteristik Reservoar Gas Cap Drive (9)

2.3. Kondisi Reservoar

Kondisi reservoar yang dimaksud disini adalah tekanan dan temperatur

reservoar, dimana dua besaran ini sangat berpengaruh terhadap keadaan reservoar,

baik pada batuan maupun fluida reservoar (gas, minyak dan air) Tekanan dan

temperatur reservoar dipengaruhi oleh adanya gradien kedalaman, letak lapisan dan

kandungan fluidanya. Tekanan dan temperatur reservoar akan dibicarakan dalam sub

bab ini.

2.3.1. Tekanan Reservoar

Tekanan yang terjadi dalam pori-pori batuan reservoar dan fluida yang

terkandung didalamnya disebut tekanan reservoar. Adanya tekanan reservoar yang

disebabkan oleh adanya gradien kedalaman, maka akan menyebabkan fluida

reservoar akan mengalir dari reservoar ke lubang sumur yang relatif bertekanan

rendah, sehingga tekanan reservoar akan menurun dengan adanya kegiatan produksi.

Tekanan yang bekerja pada reservoar, pada dasarnya diakibatkan oleh tiga

hal, yaitu :

1. Tekanan hidrostatis

Tekanan hidrostatis merupakan tekanan yang timbul akibat adanya fluida

yang mengisi pori-pori batuan, desakan oleh ekspansi gas (dari tudung gas) dan

desakan gas yang membebaskan diri dari larutan akibat penurunan tekanan selama

proses produksi berlangsung. Ukuran dan bentuk kolom fluida tidak berpengaruh

terhadap besarnya tekanan ini. Persamaan tekanan hidrostatis dituliskan :

Ph = 0,052 γ D ………………………………………….………..(2-68)

Dimana :

Ph = tekanan hidrostatis, psi

γ = densitas fluida rata-rata, ppg

D = tinggi kolom fluida, ft

Besarnya gradien tekanan hidrostatis air tawar adalah 0,433 psi/ft, sedangkan

gradien tekanan hidrostatis air asin adalah 0,465 psi/ft. Penyimpangan terhadap

besarnya gradien tekanan hidrostatis ada dua, yaitu abnormal (apabila gradien

tekanan > 0,465 psi/ft) dan subnormal (apabila gradien tekanan < 0,433 psi/ft).

2. Tekanan kapiler

Tekanan kapiler merupakan tekanan yang ditimbulkan oleh adanya kontak

dua macam fluida yang tak saling campur. Besarnya tekanan kapiler dapat ditentukan

dengan persamaan :

Pc = 144

h (ρw – ρo) …………………….……………………..(2-69)

Dimana :

Pc = tekanan kapiler, psi

h = selisih tinggi permukaan antara dua fluida, ft

ρw = densitas air, lb/cuft

ρo = densitas minyak, lb/cuft

3. Tekanan overburden

Tekanan overburden merupakan tekanan yang diakibatkan oleh adanya berat

batuan dan kandungan fluida yang terdapat dalam pori-pori batuan yang terletak

diatas lapisan produktif, yang secara matematis dituliskan :

Po = A

GG fmb − = D(1-Ø)ρma + Øρfl ……………………………..…….(2-70)

Dimana :

Po = tekanan overburden, psi

Gmb = berat matriks batuan formasi, lb

Gf = berat fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan, lb

A = luas lapisan, in2

D = kedalaman vertikal formasi, ft

Ø = porositas, fraksi

ρma = densitas matriks batuan, lb/cuft

ρfl = densitas fluida, lb/cuft

Besarnya tekanan overburden akan naik dengan meningkatnya kedalaman,

yang biasanya dianggap secara merata. Pertambahan tekanan tiap feet kedalaman

disebut gradien kedalaman. Gambar 2.53. menunjukkan contoh kurva kenaikan

tekanan terhadap kedalaman, yang merupakan hasil dari penelitian lapangan.

Gambar 2.53.

Grafik Gradien Rata-Rata Tekanan (2)

Salah satu test yang harus dilakukan setelah akumulasi hidrokarbon didapat

adalah test untuk menentukan tekanan reservoar, yaitu : tekanan awal reservoar,

tekanan statis sumur, tekanan alir dasar sumur dan gradien tekanan reservoar. Data

tekanan tersebut akan berguna didalam menentukan produktivitas formasi produktif

serta metode produksi yang akan digunakan, sehingga dapat diperoleh recovery

hidrokarbon yang optimum.

Tekanan awal reservoar adalah tekanan reservoar pada saat pertama kali

ditemukan. 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 statis sumur.

2.3.2. Temperatur Reservoar

Temperatur reservoar akan naik dengan meningkatnya kedalaman.

Peningkatan ini disebut gradien geothermis, yang besarnya bervariasi dari tempat

yang satu ke tempat yang lain, akibat sifat konduktivitas batuan. Besarnya harga rata-

rata gradien geothermis ± 2 oF/100 ft, sedangkan gradien geothermis tertinggi

± 4 oF/100ft dan besarnya gradien geothermis terendah ± 0,5 oF/100 ft.

Gambar 2.54. Grafik Gradien Rata-Rata Temperatur (2)

Hubungan antara temperatur terhadap kedalaman dinyatakan dalam

persamaan :

Td = Ts + a D ………………………….………………………………..(2-71)

Dimana :

Td = temperatur formasi pada kedalaman D, OF

Ts = temperatur permukaan rata-rata, OF

a = gradien geothermis, OF/100 ft

D = kedalaman, ft

Pengukuran temperatur reservoar dapat dilakukan setelah sumur dikomplesi

dan temperatur ini dianggap konstan selama reservoar aktif, kecuali bila dilakukan

proses stimulasi. Gambar 2.54. menunjukkan contoh kurva kenaikan temperatur

terhadap kedalaman, yang merupakan hasil penelitian di lapangan.

2.4. Perkiraan Cadangan

Perhitungan perkiraan cadangan hidrokarbon pada suatu reservoar dapat

dipertimbangkan sebagai aspek yang paling penting sebagai bahan pertimbangan

dalam pengembangan eksploitasi reservoar. Cadangan digunakan sebagai langkah

awal untuk mengeksploitasi suatu reservoar untuk mendapatkan ultimate recovery

yang semaksimal mungkin.

Potensi suatu reservoar yang berada di bawah permukaan (subsurface)

merupakan suatu hal yang belum pasti, sehingga perkiraan cadangan dapat berubah-

ubah sesuai dengan perkembangan data yang diperoleh dan berjalannya waktu. Data-

data awal eksplorasi sampai dengan akhir produksi harus dikumpulkan sebagai dasar

perhitungan dan pertimbangan pada masa yang akan datang.

Perkiraan cadangan hidrokarbon dapat dilakukan dengan beberapa metode

sesuai dengan data yang tersedia. Metode-metode itu antara lain :

1. Metode Volumetrik

2. Metode Material Balance

3. Metode Decline Curve

2.4.1. Pengertian Cadangan Reservoar

Cadangan hidrokarbon mempunyai pengertian sebagai volume hidrokarbon

yang mengisi, terperangkap dan terakumulasi di dalam pori-pori batuan reservoar.

Beberapa istilah yang berkaitan dengan pengertian cadangan dalam teknik reservoar

antara lain :

Initial Oil in Place : adalah jumlah minyak mula-mula yang mnempati suatu

reservoar, baik yang bisa diproduksikan maupun yang tidak dapat diproduksikan.

Recoverable Reserve : adalah jumlah cadangan yang mungkin dapat

diproduksikan sesuai dengan kondisi yang ada pada saat itu.

Ultimate Recovery : adalah harga taksiran tertinggi dari jumlah hidrokarbon yang

mungkin dapat diproduksi sampai batas ekonomisnya.

Recovery Factor : adalah angka perbandingan antara minyak yang dapat

diproduksikan dengan jumlah minyak mula-mula di dalam reservoar.

2.4.2. Metode Penentuan Cadangan

Ada tiga metode penentuan cadangan yang akan dibahas disini, yaitu : metode

volumetris, metode material balance dan metode decline curve.

2.4.2.1. Metode Volumetris

Metode penentuan cadangan dengan metode volumetris dapat digunakan atau

dapat dilakukan sebelum proses berlangsung, sebab metode perhitungan ini tidak

memerlukan atau tergantung pada data-data sejarah produksi reservoar, tetapi hanya

didasarkan pada analisa data-data dari logging dan core. Data-data yang diperlukan

pada metode ini adalah porositas (Ø), volume batuan reservoar (Vb), saturasi air (Sw)

dan faktor volume formasi yang didapat dari analisa PVT. Faktor yang penting dalam

metode ini adalah initial oil in place, initial gas in place, ultimate recovery dan

recovery factor.

Initial Oil in Place

Perhitungan initial oil in place dilakukan sebagai berikut :

Ni = oi

wib

B)S(1V7758 −φ

………………………………………..….(2-72)

Dimana :

Ni = initial oil in place, STB

Vb = volume bulk batuan reservoar, acre-ft

Swi = saturasi air mula-mula (initial water saturation), fraksi

φ = porositas, fraksi

Boi = faktor volume formasi minyak mula-mula, bbl/STB

7758 = konversi acre-ft ke bbl

Initial Gas in Place

Perhitungan initial gas in place menggunakan persamaan sebagai berikut :

Gi = gi

wib

B)S(1V43560 −φ

……………………………………..…….(2-73)

Dimana :

Gi = initial gas in place, SCF

Bgi = faktor volume formasi gas mula-mula, cuft/SCF

43560 = konversi acre-ft ke cuft

Besaran yang perlu ditentukan terlebih dahulu dalam perhitungan dengan

metode ini adalah volume bulk batuan reservoar (Vb). Penentuan volume bulk batuan

reservoar memerlukan peta struktur dan peta isopach dari reservoar tersebut,

dimana

Peta struktur adalah peta yang menggambarkan garis-garis yang menghubungkan

titik-titik yang mempunyai kedalaman sama pada tiap-tiap puncak formasi.

Peta isopach adalah peta yang menggambarkan garis-garis yang menunjukkan

ketebalan lapisan batuan produktif yang sama.

Gambar 2.55. Peta Isopach Reservoar (2)

Kedua peta tersebut dibuat berdasarkan data logging. Gambar 2.55.

menunjukkan peta isopach dari suatu reservoar minyak. Perhitungan volume batuan

dari peta isopach dapat dilakukan dengan empat metode, yaitu :

1. Metode Trapezoidal

Metode ini digunakan apabila perbandingan luas garis kontur yang berurutan

(An+1/An) lebih besar dari 0,5. Persamaannya adalah

Vb = 2h (An + An+1) …………………………………………...………(2-74)

atau untuk seri trapezoidal secara berurutan, adalah :

Vb = 2h (A0 + 2A1 +2A2 + … + 2An-1 + An) + tavg An …..….……(2-75)

Dimana :

Vb = volume bulk batuan, acre-ft

h = interval kontur isopach, ft

A0 = luas yang dibatasi oleh kontur dengan ketebalan nol (kontur batas

minyak-air), acre

A1,2,3 = luas daerah yang dibatasi oleh kontur yang lebih dalam, acre

An = luas daerah yang dibatasi oleh kontur ke-n

tavg = ketebalan rata-rata diatas kontur teratas atau ketebalan maksimum

garis isopach, ft

2. Metode Pyramidal

Metode ini digunakan apabila perbandingan luas garis kontur yang berurutan

(An+1/An) kurang atau sama dengan 0,5. Persamaannya adalah :

Vb = 3h (An + An+1 + 1nn .AA + ) …………………………………...(2-76)

Dimana :

An = luas daerah yang dibatasi oleh kontur ke-n, acre

An+1 = luas daerah yang dibatasi oleh kontur yang ada diatasnya (n+1), acre

h = interval antara garis kontur isopach, ft

3. Metode Simpson

Metode Simpson ini mempunyai ketelitian lebih baik jika dibandingkan

dengan metode trapezoidal, namun pada metode ini terdapat kesulitan dalam

pembagian interval kontur yang sama dan harus merupakan bilangan genap.

Persamaan yang digunakan pada metode ini adalah :

Vb = 3h (A0 + 4A1 + 2A2 + 4A3 + … + 2An-2 + 4An-1 + An) …...(2-77)

4. Metode Grafis

Metode grafis ini dilakukan dengan cara membuat plot antara kedalaman yang

ditunjukkan oleh masing-masing garis kontur (kedalaman formasi yang ditunjukkan

pada kontur) terhadap luas daerah yang dibatasi oleh garis kontur, sebagaimana yang

ditunjukkan pada gambar 2.56.. Penentuan besarnya volume bulk reservoar sama

dengan luas daerah yang berada di bawah kurva sesuai dengan gambar tersebut.

Perhitungan untuk menentukan luas daerah (areal) dapat dilakukan dengan cara

numerik atau dengan cara menggunakan planimeter.

Gambar 2.56. Penentuan Volume Bulk dengan Metode Grafis (2)

Luas daerah antara batas minyak-air dan batas minyak-gas menunjukkan

volume total (gross) reservoar yang mengandung hidrokarbon.

Ultimate Recovery

Ultimate recovery dapat dinyatakan dengan hubungan sebagai berikut :

UR = IOIP × RF ………………………………….……………..…(2-78)

Dimana :

UR = ultimate recovery, bbl

IOIP = initial oil in place, bbl

RF = recovery factor, fraksi

Besaran ultimate recovery secara volumetris dapat dinyatakan atau ditentukan dengan

persamaan sebagai berikut :

UR = C (Vb φ oi

oi

BS

- Vb φoa

oa

BS

) ……………………………..…….(2-79)

Dimana :

UR = ultimate recovery

C = konstanta

Soi = saturasi minyak mula-mula

Soa = saturasi minyak saat ditinggalkan

Boi = faktor volume formasi minyak mula-mula

Boa = faktor volume formasi minyak saat ditinggalkan

Recovery Factor

Besarnya recovery factor tergantung pada karakteristik reservoar dan

mekanisme pendorong yang bekerja di dalam reservoar tersebut. Recovery factor

merupakan perbandingan antara selisih volume minyak mula-mula dan volume

minyak tersisa terhadap volume minyak mula-mula.

Besarnya recovery factor (RF) dapat dinyatakan dengan persamaan sebagai

berikut :

RF = 1-

−

oa

oi

oi

oa

BB

SS

……………………………………...………..…..(2-80)

Harga Soa tergantung pada efektivitas mekanisme pendorong yang bekerja di dalam

reservoar, sehingga persamaan ini dapat digunakan dalam berbagai jenis reservoar.

Besaran saturasi disesuaikan dengan mekanisme pendorong yang bekerja di dalam

reservoar itu. Persamaan saturasinya dapat dituliskan sebagai berikut :

Persamaan untuk reservoar depletion drive :

Soa = 1 – Swi – Sgr ……………………………………….…………..(2-81)

Dimana :

Sgr = saturasi gas yang tertinggal

Persamaan untuk reservoar segregation drive :

Soi = 1 – Swi – Sgi …………………………………………...………(2-82)

dan

Soa = 1 – Swi – Sgr …………………………………………...………(2-83)

Dimana :

Sgi = saturasi gas mula-mula pada zona minyak

Persamaan untuk reservoar water drive :

Soa = Sor …………………………………………….……………..(2-84)

Dimana :

Sor = saturasi minyak sisa (residual oil saturation)

2.4.2.2. Metode Material Balance

Perkiraan cadangan dengan menggunakan metode material balance

didasarkan pada kesetimbangan volume fluida reservoar dengan menganggap bahwa

volume reservoar tetap, homogen dan isotropis, temperatur reservoar tetap selama

proses produksi (isothermal), jumlah minyak, air dan gas yang terproduksi harus

diimbangi dengan jumlah air yang masuk dan pengembangan gas dari larutannya.

Bentuk persamaan material balance tergantung dari jenis reservoarnya.

Persamaannya secara umum dapat diperoleh dari perubahan yang terjadi pada volume

gas, minyak dan air di dalam reservoar saat produksi dimulai sampai beberapa waktu

tertentu. Perubahan volume ini diperlihatkan pada gambar 2.57.

Gambar 2.57. Zona Saturasi Secara Ideal dan Perubahan Distribusi Fluida Akibat

Diproduksikannya Hidrokarbon dari Reservoar (2) (a) Kondisi Awal

(b) Kondisi Setelah Diproduksikannya Gas (Gp), Minyak (Np) dan Air (Wp)

Perubahan pada volume minyak

Volume minyak mula-mula = N Boi, cuft

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

Pengurangan pada volume minyak = N Boi – (N-Np) Bo, cuft

Perubahan pada volume gas

m = awalminyakVolumeawalbebasgasVolume =

oi

gi

BNBG

Jadi volume gas bebas awal = G Bgi = m N Boi

SCF gas bebas pada waktu t = SCF gas bebas dan terlarut mula-mula – SCF gas

terproduksi – SCF sisa gas terlarut

Gf = gi

oi

BBNm

+ N Rsi – Np Rp – (N – Np) Rs

Volume gas bebas pada waktu t = (gi

oi

BBNm

+ N Rsi – Np Rp – (N – Np) Rs) Bg

Pengurangan pada volume gas bebas

= m N Boi – (gi

oi

BBNm

– N Rsi + Np Rp + (N-Np) Rs) Bg

Perubahan pada volume air

Volume air mula-mula = W, cuft

Produksi kumulatif air pada waktu t = Wp, SCF

Produksi kumulatif air pada keadaan reservoar = Bw Wp, cuft

Volume water influx pada waktu t = We, cuft

Penambahan pada volume air = (W + We – Bw Wp) – W

= We – Wp Bw

Berdasarkan prinsip kekekalan massa, maka jumlah pengurangan volume dari

minyak dan gas akan sama dengan penambahan volume air, atau :

N Boi – N Bo + Np Bo + m N Boi – gi

goi

BBBNm

– N Rsi Bg + Np Rp Bg + N Bg Rs – Np

Bg Rs = We – Wp Bw

dan apabila ditambah dan dikurangi dengan faktor dari Np Bg Rsi, maka :

N Boi – N Bo + Np Bo + m N Boi – gi

goi

BBBNm

– N Rsi Bg + Np Rp Bg + N Bg Rs – Np

Bg Rs + Np Bg Rsi – Np Bg Rsi = We – Wp Bw

Bila persamaan diatas dikelompokkan, dimana Boi = Bti dan (Bo + (Rsi – Rs)Bg) = Bt,

maka akan diperoleh persamaan material balance secara umum, yaitu :

N = ( ) ( )

( )giggi

titit

wpegsiptp

BBB

BmBB

BWW)BR(RBN

−

+−

−−−+ …………...………(2-85)

Dimana :

N = banyaknya minyak mula-mula yang ada dalam reservoar, STB

Np = produksi kumulatif minyak, STB

Rp = p

p

NG

Rsi = kelarutan gas mula-mula, SCF/STB

Rs = kelarutan gas, SCF/STB

Gp = produksi kumulatif gas

Boi = faktor volume formasi minyak mula-mula, cuft/STB

Bgi = faktor volume formasi gas mula-mula, cuft/STB

Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STB

Bg = faktor volume formasi gas, cuft/STB

Bt = faktor volume formasi total

= Bo + (Rsi + Rs)Bg

Bti = Boi

m = perbandingan antara volume tudung gas reservoar awal dengan

volume reservoar minyak awal

We = water influx kumulatif, bbl

Wp = produksi kumulatif air, bbl

Data-data PVT, petrofisik dan produksi diperlukan untuk menyelesaikan

persamaan diatas. Data-data itu antara lain :

Tekanan awal rata-rata reservoar dan tekanan pada suatu interval waktu tertentu

setelah produksi dimulai.

Jumlah minyak yang diproduksikan pada keadaan standar.

Produksi gas pada keadaan standar.

Perbandingan volume minyak dan gas mula-mula.

Faktor volume formasi dan kelarutan gas

Jumlah air yang ikut terproduksi dan yang merembes ke dalam reservoar.

1. Persamaan Material Balance untuk Reservoar Depletion Drive

Reservoar jenis ini tidak mempunyai tudung gas bebas awal (no initial free

gas cap atau m = 0) dan tidak memiliki pendorong yang aktif (no active water drive)

sehingga We = 0, maka persamaan material balance-nya sebagai berikut :

N = ( )

tit

gsiptp

BB)BR(RBN

−

−+ ………………………………………..….(2-86)

2. Persamaan Material Balance untuk Reservoar Gas Cap Drive

Penggunaan persamaan material balance untuk perkiraan cadangan di tempat

(initial oil in place) pada reservoar jenis ini hampir sama dengan reservoar depletion

drive, hanya saja m≠ 0, tetapi dengan anggapan We maupun Wp kecil sehingga dapat

diabaikan, maka persamaan material balance-nya :

N = ( )

( )giggi

titit

gsiptp

BBB

BmBB

)BR(RBN

−

+−

−− ……………………..…………….(2-87)

3. Persamaan Material Balance untuk Reservoar Water Drive

Reservoar dengan mekanisme water drive dianggap tidak mempunyai gas cap

(m = 0), maka persamaan material balance-nya :

N = ( ) ( )

tit

wpegsiptp

BBBWW)BR(RBN

−

−−−+ ………………….………..(2-88)

4. Persamaan Material Balance untuk Reservoar Segregation Drive

Penggolongan reservoar segregation drive ini ke dalam kelompok sendiri

sebenarnya masih dipertimbangkan, karena merupakan perubahan dari semua jenis

pendorong sebelumnya, oleh karena itu, persamaan material balance untuk jenis ini

sama dengan jenis gas cap drive (persamaan 2-87) dengan mengabaikan produksi air.

5. Persamaan Material Balance untuk Reservoar Combination Drive

Penentuan mekanisme pendorong yang paling dominan sulit dilakukan untuk

reservoar jenis ini, tetapi apabila tenaga pendorong telah berkurang, maka gaya

gravitasilah yang paling dominan. Kombinasi tenaga pendorong yang paling efisien

jika hal itu terjadi adalah kombinasi antara water drive dan gas cap drive, sehingga

persamaan material balance yang digunakan adalah persamaan untuk water drive

atau gas cap drive, mana yang paling dominan.

2.4.2.3. Metode Decline Curve

Decline curve atau disebut pula kurva penurunan yang sebenarnya

menggambarkan kondisi reservoar dan produksinya terhadap waktu, dimana waktu

disini identik dengan besarnya produksi kumulatif.

Analisa decline curve didasarkan pada pemecahan secara matematis dari suatu

bentuk kurva penurunan (ekstrapolasi) tanpa memperlihatkan hukum-hukum fisika

tentang aliran gas dan minyak dalam reservoar. Penentuan batas limit ekonomis

merupakan masalah pada metode decline curve, dimana syarat-syarat decline curve

adalah :

produksi telah turun

sumur diproduksi pada kapasitasnya

tidak terjadi perubahan metode produksi

Penurunan kondisi reservoar akibat diproduksikannya minyak atau fluida

reservoar dapat berupa penurunan dari laju produksi, persentase minyak, produksi

kumulatif minyak, tekanan dan kenaikan batas minyak dan air (WOC).

Production rate decline curve merupakan salah satu jenis decline curve yang

paling banyak digunakan untuk menentukan besarnya cadangan maupun meramalkan

kinerja reservoar di masa yang akan datang. Anggapan-anggapan yang digunakan

dalam penerapan decline curve adalah sebagai berikut :

Kelakuan reservoar di masa mendatang sesuai dengan kelakuan reservoar di masa

lalu.

Produksi pada waktu t merupakan fraksi yang konstan dari laju produksi pada

waktu sebelumnya, artinya penurunan produksi selama suatu interval waktu

tertentu merupakan fraksi yang tetap dari produksi sebelumnya.

Indeks produktivitas sumur selalu konstan sehingga produksi selalu berbanding

lurus dengan tekanan reservoarnya.

Metode decline curve dapat dibagi menjadi 3 (tiga) bentuk kurva bila ditinjau

dari laju produksinya, yaitu

1. Constant percentage decline (Exponential decline)

2. Hyperbolic decline

3. Harmonic decline

Gambar 2.58. menunjukkan berbagai kurva yang dapat dibuat dengan metode decline

curve.

Gambar 2.58. Tiga Macam Decline Curve

dalam Grafik Koordinat Cartesian, Semilog dan Log-Log (12)

1. Exponential Decline Curve

Exponential decline disebut juga geometric semi log constant, yang dicirikan

oleh penurunan laju produksi per unit waktu merupakan suatu fraksi yang tetap dari

laju produksi.

Hubungan laju produksi terhadap waktu

Kurva laju produksi terhadap waktu untuk jenis exponential decline curve

mempunyai suatu loss ratio yang konstan. Hubungan tersebut dapat ditulis dalam

bentuk persamaan matematis sebagai berikut :

dq/dt

q = – a …………………………………………………………...(2-89)

Persamaan diatas dapat diintegrasikan pada laju produksi pada waktu t = 0 sebesar qi

dan laju produksi pada waktu t sebesar q, sehingga menghasilkan persamaan :

q = t/ai eq − ……………………………………………………...……(2-90)

Dimana :

qi = laju produksi pada waktu t = 0

q = laju produksi pada waktu t tertentu

t = waktu produksi

a = decline rate, besarnya dq/dt

dq−

Gambar 2.59. menunjukkan hubungan laju produksi terhadap waktu untuk metode

exponential decline curve.

Gambar 2.59. Analisa Exponential Decline Curve (18)

Hubungan laju produksi terhadap kumulatif produksi

Persamaan untuk kurva laju produksi terhadap kumulatif produksi dapat

diperoleh dari persamaan berikut :

Np = ∫ dtq ………………………………………………...…………(2-91)

Np = ∫ − dteq t/ai ……………………….…………………………..(2-92)

dengan batas integrasi Np = 0 untuk waktu t = 0 maka persamaan menjadi :

Np = a (qi – q) ………………………………..………………….(2-93)

Jika harga q adalah produksi pada akhir produksi maka harga Np pada persamaan 2-

93, merupakan besarnya cadangan minyak terambil.

Gambar 2.60. menunjukkan hubungan laju produksi terhadap kumulatif produksi

pada metode exponential decline curve.

Gambar 2.60. Grafik Laju Produksi versus Kumulatif Produksi (Exponential Decline) (12)

2. Hyperbolic Decline Curve

Penurunan laju produksi per unit waktu pada hyperbolic decline curve yang

merupakan suatu fraksi dari laju produksi sebanding dengan laju produksi pangkat

suatu bilangan pecahan. Bilangan ini berharga dari 0 sampai 1.

dt

dq/dtqd

= – b ……………………………..…………………….(2-94)

Dimana : b merupakan suatu konstanta positif.

Integrasi dari persamaan (2-94) memberikan hasil sebagai berikut :

dq/dt

q = – bt – ao …………………..……………………………….(2-95)

atau

qdq = –

btadt

o + ……………………...……………………………(2-96)

Dimana : ao adalah loss ratio untuk t = 0

Persamaan 2-96 diintegrasikan untuk memperoleh hubungan laju produksi

terhadap waktu dengan mengambil laju produksi qi untuk t = 0 sehingga diperoleh :

q = qi b1/

oabt1

−

+ ………………………...…………………………(2-97)

Produksi kumulatif diperoleh dengan mengintegrasi persamaan 2-97 dengan

mengambil Np = 0 pada t = 0, maka diperoleh persamaan :

Np =

−

+

−

−

1abt1

1bqa b

11

o

io …………………………………...………(2-98)

setelah mengeliminir t dengan persamaan 2-97 maka persamaan 2-98 berubah

menjadi :

Np = ( ) ( ) ( ) b1b1

i

bio qqb1

qa −− −−

…………………………….……………..(2-99)

Jika harga q adalah produksi pada waktu produksi telah mencapai batas akhir

produksinya, maka harga Np pada persamaan diatas merupakan jumlah cadangan

minyak yang dapat diambil.

Gambar 2.61. dan 2.62. merupakan grafik-grafik yang dibuat untuk analisis

hyperbolic decline curve.

Gambar 2.61. Grafik q-b versus Waktu (Hyperbolic Decline) (12)

Gambar 2.62. Hyperbolic Decline Curve (20)

3. Harmonic Decline Curve

Penurunan laju produksi per unit pada harmonic decline curve merupakan

suatu fraksi dari laju produksi per unit merupakan suatu fraksi dari laju produksi

sebanding dengan laju produksi pangkat suatu bilangan. Bilangan tersebut berharga 1

(b = 1)

Hubungan laju produksi terhadap waktu dapat dperoleh dengan jalan

memasukkan harga b = 1 pada persamaan 2-97 sehingga dihasilkan persamaan

sebagai berikut :

q = qi 1

oat1

−

+ ………………………………………………….(2-100)

Hubungan laju produksi terhadap waktu dapat diperoleh dengan

mengintegrasikan persamaan 3-24 dengan mengambil Np = 0 pada t = 0, maka

diperoleh persamaan sebagai berikut :

Np = ao qi (log qi – log q) ……………………………….…………(2-101)

Jika harga q adalah produksi pada waktu telah mencapai batas akhir

produksinya, maka Np pada persamaan diatas merupakan jumlah cadangan minyak

yang dapat diambil.

Grafik hubungan antara 1/q terhadap waktu pada analisa harmonic decline curve

ditunjukkan dengan gambar 2.63.

Gambar 2.63. Grafik 1/q versus Waktu (Harmonic Decline) (12)

Gambar 2.64. menunjukkan hubungan antara log q (laju produksi) dengan kumulatif

produksi pada harmonic decline curve.

Gambar 2.64.

Log q versus Kumulatif Produksi (Harmonic Decline) (12)