BAB I

PENDAHULUAN

Reservoir adalah tempat minyak dan gas ( migas atau petroleum )

terakumulasi di dalam bumi, yang dapat berbentuk perangkap struktur (structural

trap ) atau perangkap stratografi ( stratigraphical trap )

Evaluasi terhadap suatu reservoir dimulai sejak reservoir migas ditemukan

oleh satu pemboran eksplorasi. Apabila reservoir tersebut dinilai prospektif

sehingga kemudian dikembangkan ( developed ), serta diproduksikan minyak dan

atau gasnya, maka evaluasi reservoir merupkan pekerjaan rutin yang tidak dapat

diabaikan, yang harus dilakukan berkesinambungan guna menentukan strategi

pengurasan ( recovery ) yang paling menguntungkan.

Memproduksikan migas dari reservoir berbeda dengan mengeluarkan

minyak dari dalam suatu tangki minyak. Minyak terproduksikan dari dalam

reservoir karena tenaga dorong alamiah ( natural reservoir drive mecanism ) yang

bekerja pada reservoir tersebut Selain itu jumlah minyak yang bisa diproduksikan

tergantung kepada cara memproduksikan serta letak ( lokasi ) sumur sumur

penghasilnya. Minyak dari dalam tangki bisa kita peroleh seluruhnya, namun

minyak dari dalam reservoir tidak seluruhnya bisa kita peroleh . Hanya sebagian

kecil minyak bisa diperoleh dengan mengandalkan tenaga dorong alamiahnya.

Berbagai teknologi telah sdikembangkan dan diterapkan guna meningkatkan

perolehan minyak dari reservoir, antara lain dengan melaksanakan teknik

secondary oil recovery, tertiary/enhanced oil recovery (EOR), horizontal

drilling,microbial technology, dan lain lain.

BAB II

PENGERTIAN DASAR

2.1 MIGAS (PETROLEUM).

Minyak bumi atau petroleum adalah campuran senyawa hidrokarbon

yang dapat berupa gas, zat cair, atau zat padat tergantung pada komposisi ,

tekanan dan temperature.

Senyawa hirokarbon terdiri dadari atom-atom karbon dan hydrogen yang

dapat digolongkan menjadi 4 golongan, yakni :

1. Golongan parafinik, dengan rumus umum CnH2n+2

.

2. Golongan Hidrokarbon tidak jenuh, yang dapat dibedakan lagi menjadi :

A. Deretan olefin, rumus umumnya CnH2n.

B. Deretan diolefin, rumus umumnya CnH2n-2

dengan ikatan molekul rangkap 2.

C. Deretan asetilen, rumus umumnya CnH2n-2

dengan ikatan molekul rangkap 3.

3. Golongan nepthena, rumus umumnya CnH2n dengan rantai karbon yang tertutup.

4. Golongan aromatic, dengan rumus umumnya CnH2n-6

.

2.2 JENIS RESERVOIR ATAS DASAR FLUIDA YANG

DIKANDUNGNYA.

Berdasarkan fluida yang terkandung suatu reservoir terbagi menjadi :

1. Undersaturated Reservoir, dimana didalam reservoir hanya terdapat minyak.

2. Saturated oil reservoir, dimana didalam reservoir terdapat minyak dan gas bebas

yang mengisi tudung gas.

3. Volatile oil reservoir, dimana didalam reservoir terdapat minyak ringan.

4. Retrogade condensate reservoir.

5. Non associated gas reservoir, dimana didalam reservoir gas tidak berassosiasi

dengan minyak.

2.3 TENAGA DORONG RESERVOIR (RESERVOIR DRIVE

MECHANISM).

Reservoir drive mechanism adalah daya dorong alamiah yang dimiliki oleh

suatu reservoir untuk menggerakkan minyak atau gas bumi yang

dikandungnya sehingga mampu mengalir sendiri melalui pori-pori batuan ke

sumur-sumur penghasil.

Pada reservoir minyak terdapat tiga macam driving mechanism, yaitu :

1. DEPLETION DRIVE atau SOLUTION GAS DRIVE atau DISSOLVED GAS

DRIVE, yaitu daya dorong oleh gas larut.

2. GAS CAP DRIVE, yaitu daya dorong oleh dari tudung gas.

3. WATER DRIVE, yaitu daya dorong olehair dari akuifer.

Pada reservoir gas , terdapat dua macam driving mechanism, yaitu :

1. DEPLETION DRIVE, yaitu daya dorong oleh gas itu sendiri.

2. WATER DRIVE, yaitu daya dorong oleh air dari akuifer.

Jenis driving mechanism yang bekerja pada suatu reservoir harus diketahui

sejak dini, karena mempengaruhi :

1. Strategi pengurasan reservoir.

2. Ultimate recovery, recovery factor, yaitu jumlah minyak/gas yang bisa dikuras.

3. Individual well production performance, yaitu kinerja masing-masing produksi.

4. Resevoir performance.

5. Kelayakan penerapan EOR.

Di dalam pengelolaan suatu reservoir, pengelolaan yang baik adalah berhasil

mencapai tingkat pengurasan maksimal.

2.3.1 KARAKTERISTIK RINERJA RESERVOIR BERDAYA DORONG

GAS LARUT.

Daya dorong gas larut merupakan daya dorong alami yang paling

lemah. Bergeraknya minyak adalah karena gas yang terlarut di dalamnya

berusaha mencari tempat bertekanan rendah agar dapat keluar dari

larutannya.

Dengan diproduksikannya minyak dan gas dari dalam reservoir,

tekanan reservoir akan menurun dan jumlah gas yang terlarut akan

berkurang sehingga daya dorong akan melemah dan laju produksi minyak

akan menurun.

Proses pengurasan tersebut diatas akan menghasilkan kinerja reservoir

sebagai berikut :

1. Laju produksi minyak menurun.

2. Tekanan reservoir menurun tajam.

3. Perbandingan produksi gas berbanding minyak meningkat agak pesat,

kemudian menurun.

4. Produksi air tidak ada.

Dengan daya dorong ini, maksimum jumlah minyak yang dapat diraih

adalah 8% - 20 % STOIPnya.

2.3.2 KARAKTERISTIK KINERJA RESERVOIR BERDAYA ORONG

TUDUNG GAS.

Reservoir berdaya dorong gas “gas cap” di tandai dengan adanya

tudung gas ( gas cap ) pada reservoir tersebut.

Bergeraknya minyak adalah karena terdesak oleh gas yang berada

dalam gas yang berusaha mencari tempat bertekanan rendah.

Dengan diproduksikan minyak dan gas dari dalam reservoir, tekanan

reservoir akan menurun, sehingga daya dorong gas cap akan melemah.

Daya dorong ini akan semakin cepat melemah apabila gas yang ada di

gas cap semakin banyak yang ikut terproduksikan bersama minyak.

Prosespengurasan minyak tersebut akan menghasilkan kinerja

reservoir sebagai berikut:

1. Laju produksi minyak menurun.

2. Tekanan reservoir menurun agak lambat.

3. GOR meningkat pesat.

4. Produksi air tidak ada.

Dengan daya dorong ini maksimum jumlah minyak yang dapat

terkuras adalah 25% - 35% STOIPnya.

2.3.3 KARAKTERISTIK KINERJA RESERVOIR BERDAYA DORONG

AIR.

Reservoir berdaya dorong air ditandai dengan adanya akuifer aktif

yang berhubungan dengan reservoir tersebut.

Proses pengurasan minyak tersebut diatas akan menghasilkan kinerja

reservoir sebagai berikut :

1. Laju produksi minyak menurun.

2. Tekanan reservoir lebih kurang konstan, atau menurun relative landai.

3. GOR relative konstan atau meningkat landai.

4. Laju produksi air meningkat tajam.

Dengan adanya daya dorong ini, maksimum jumlah minyak yang dapat

dikuras dari dalam reservoir adalah 40% - 60% STOIPnya.

2.3.4 KARAKTERISTIK RESERVOIR BERDAYA DORONG

KOMBINASI

Reservoir berdaya dorong kombinasi ini ditandai dengan adanya gas

cap dan akuifer aktif pada reservoir tersebut.

2.4 KARAKTERISTIK BATUAN RESERVOIR.

Batuan reservoir merupakan batuan berpori atau berongga. Didalam

ruang pori atau rekahan Itulah fluida reservoir (minyak, air, gas)

terakumulasi. Karena itu penting untuk mengetahui seberapa besar ruang

porinya (menyangkut masalah porositas) , seberapa besar volume minyak,

air dan gas yang terkandung didalamnya (menyangkut masalah saturasi) dan

seberapa besar kemampuan batuan untuk mengalirkan fluidanya

(menyangkut masalah saturasi fluida).

2.4.1 POROSITAS

Porositas adalah suatu ukuran untuk menyatakan seberapa besar

perbandingan volume ruang pori (pore volume) terhadap volume total

batuan, daengan satuan persen (%).

Porositas =� =������ �� ����� ������ �� �����

����� �� ���

����� ������� ������ ������� �� ������

����� ������

Didalam batuan berpori , biasanya terdapat pori – pori yang terisolir

(isolated) dan pori-pori yang saling berhubungan (interconnected).

Porositas absolute mencakup seluruh pori , baik yang terisolir maupun

yang saling berhubungan.

Porositas efektif hanya memperhitungkan pori-pori yang saling

berhubungan saja.

2.4.2 SATURASI FLUIDA.

Saturasi fluida. Yaitu bias So (oil), Sw (water), Sg (gas), adalah suatu

ukuran yang menyatakan berapa besar volume ruang pori (dalam fraksi atau

%), yang terisi oleh fluida tersebut.

Ex :

�� =��� ��� !" × 100%

'�()� *�+" ��� !"

So = Oil saturation, dalam fraksi atau %

So + Sw + Sg = 1 atau 100 %

Ruang pori adalah tempat fluida reservoir terakumulasi. Fluida

reservoir terdiri dari minyak, air, dan gas.

Meskipun demikian didalam reservoir di daerah minyak, pori batuan

tidak seluruhnya terisi minyak (So ≠100%), begitu juga sebaliknya, hal itu

disebabkan disaat migrasinya migas tidak seluruhnya fluida asal yang

terdapat didalam batuan terdesak keluar.

2.4.3 PERMEABILITAS.

Permeabilitas adalah ukuran kemampuan suatu batun berpori

(reservoir) untuk mengalirkan fluida.

Permeabilitas berpengaruh terhadapbesarnya kemampuan produksi

(laju alir) pada sumur-sumur penghasilnya.

Hubungan lermeabilitas dengan laju alir di suatu system media berpori,

pertama laki dikemukakan oleh Darcy, dengan rumusnya :

V = - k dP

µ dL

Karena v = q/A maka q =- k A dP , dimana A = luas penampang aliran.

µ dL

Bila di dalam pori batuan hanya terdapat satu macam fluida, maka

kemampuan permeabilitasnya tidak tergantung terhadap fluidanya, hal

seperti ini disebut permeabilitas absolute.

Namun bila ada ada lebih dari satu macam fluida maka kemampuan

batuan untuk mengalirkan fluidanya tidak sama, tergantung terhadap saturasi

batuan tersebut.

2.5 KARAKTERISTIK FLUIDA RESERVOIR

Karakteristik fluida reservoir mencakup :

1. Faktor volume formasi untuk minyak atau oil formation volume factor

(Bo).

2. Faktor kelarutan gas atau gas solubility (Rs).

3. Viskositas minyak (µo).

4. Faktor volume formasi gas (Bg).

5. Faktor volume formasi total (minyak+gas) (Bt).

6. Viscositas gas (µg).

BAB III

PERHITUNGAN

Segmen 1 h = 60 – 40 = 20

Segmen 2 h = 80 – 60 = 20

Segmen 3 h = 20 x 0,5 = 10

Luas Segmen 1 = 57 kotak x 90.000 ft2

= 5.130.000 ft2 = Sumur no.3 (A0)

Luas Segmen 2 = 66 kotak x 90.000 ft2 = 5.940.000 ft2 = Sumur no.2 (A1)

Luas Segmen 3 = 15 kotak x 90.000 ft2 = 1.350.000 ft2 = Sumur no.1 (A2)

Jenis

[ ]

[ ]

[ ]

[ ],6333.739.279

1.350.000 x 5.940.000 1.350.000 000.940.53

10

A2 A1 3

t Puramida Vb

0170.100.00

)(5.940.000 2 000.130.52

20

2A1 A0 2

h Trapesium Vb

Piramida0,50,227A1

A2

Trapesium0,51,5 A0

A1

=

++=

+=

=

+=

+=

⇒⟨=

⇒⟩=

BMSTB 178

1011 x 1,78 STOIP

429,1

0,234)-(1 x 0,215 x 9,63203.839.27 x 7758

Boi

) Swi -1 ( x Vb x 7758 STOIP

23,41 210

4918

) 131012128112227107711138 7 9 23 (

(13x26)(10x20)

(12x24)(12x22)(8x20)(11x25)(22x23)(27x22)(10x25)

(7x20)(7x20)(11x23)(13x26)(8x26)(7x28) (9x24) (23x24)

h

h x Sw Average Sw

21,58 210

4533

) 131012128112227107711138 7 9 23 (

(13x20) (10x24)

(12x22) (12x20) (8x18) (11x21) (22x24) (27x22) (10x18)

(7x28) (7x22) (11x18) (13x20) (8x26) (7x24) (9x18) (23x22)

h

h x Average

Boi

) Swi -1 ( x Vb x 7758 STOIP

ft2 9,63203.839.27 ,6333.739.279 0170.100.00 Vb

=

=

=

Φ=

==

++++++++++++++++

++

++++++

++++++++

=

=

==

++++++++++++++++

+

+++++++

++++++++

=

Φ=Φ

Φ=

=+=

ε

ε

ε

ε

BAB IV

PEMBAHASAN

Dari structure map kita dapat mengetahui bahwa pada lapangan Trisakti

memiliki sebuah strukutural kemungkinan hidrokarbon terakumulasi. Dengan peta

structure didapatkan puncak (top) reservoir pada kedalaman 4100 ft dari

permukaan laut. Maka dilakukan pemboran sumur eksplorasi yang berhasil

menemukan minyak pada lapisan reservoir “A-Sand”. Dengan kedalaman 4100 ft,

reservoir ini bisa dikatakan sebagai reservoir dengan tingkat kedalaman

menengah.

Dari structure map kita dapat mengetahui letak kedalaman batas air dan

minyak (Oil Water contact), yaitu pada kedalaman 4220 ft sehingga kita dapat

mengetahui batas kedalaman sumur –sumur yang akan kita bor. Untuk sumur-

sumur yang rencananya akan dikembangkan dipastikan untuk tidak dilakukan

pemboran melewati kedalaman 4220 ft karena yang kita cari bukanlah air tetapi

minyak Dari structure map ini kita dapat menghitung luas daerah reservoir “A

Sand” tiap segmen ketebalan.

Dari peta net-oil isopach kita dapat mengetahui ketebalan reservoir kita,

yang nanti datanya digunakan untuk menghitung jumlah cadangan minyak dengan

menggunakan metode volumetric.

Sumur yang telah dilakukan pemboran dilakukan test logging untuk

mendapatkan data-data yang kita perlukan, misalnya menentukan lapisan yang

permeable, menentukan lapisan yang mengandung hidrokarbon, harga porositas

dari net-oil pay, harga saturasi air, batas minyak-gas, dan batas air-minyak, dan

data-data lainnya.

Pada hasil logging yang dilakukan pada ke-tiga sumur, yaitu well TRS-1,

TRS-2, TRS-3, sudah berupa hasil interpretasi secara kuantitative berupa data

harga porositas dan saturasi air dari tiap ketebalan. Data dari hasil logging ke-tiga

sumur ini yang nantinya akan dicari harga rata-rata porositas dan saturasi air nya

dengan perhitungan secara geometri dan hasilnya akan digunakan dalam

penentuan jumlah cadangan minyak dengan menggunakan metode volumetric.

Pada data hasil logging untuk well TRS-2 memiliki lapisan shale, sehingga

harga porositas ,saturasi air, dan ketebalan pada lapisan yang memiliki kandungan

shale tidak perlu diperhitungkan dalam mencari harga porositas dan saturasi air.

Dari perhitungan didapatkan harga porositas rata-rata reservoir “A Sand” adalah

21.58 % dan harga saturasi water connate rata-rata nya adalah 23.41%.

Dari data-data geologi, formasi evaluasi, dan harga Boi, kita dapat menghitung

jumlah cadangan minyak dalam reservoir dengan menggunakan metode

volumetric, yaitu sebesar 178 BMSTB.

Pertanyaan

1. Bagaimanakah proses pengurasan pada reservoir berdaya dorong gas

larut ?

Jawab:

• Laju produksi minyak menurun

• Tekanan reservoir merosot tajam

• Perbandingan produksi gas berbanding minyak (GOR) meningkat

agak pesat kemudian menurun

• Produksi air tidak ada

2. Mengapa dalam proses pengurasan suatu reservoir, jenis driving

mechanism yang bekerja pada suatu reservoir perlu diketahui ?

Jawab :

karena jenis driving mechanism yang bekerja pada suatu reservoir akan

mempengaruhi :

• Strategi pengurasan reservoir (Reservoir Drainage Strategy)

• Ultimate primary recovery, recovery factor, yaitu jumlah minyak/gas

yang bisa dikuras.

• Individual well production performance, yaitu kinerja produksi

masing-masing sumur penghasil.

• Reservoir performance, yaitu kinerja reservoir.

• Kelayakan penerapan EOR (Enhanced Oil Recovery)

3. Apakah pengertian dari teknik reservoir?

Jawab :

teknik reservoir adalah bagian dari ilmu teknik perminyakan yang

mempelajari masalah pengurasan cadangan suatu reservoir, termasuk

pemahaman sifat dan kelakuan reservoir masa lalu, sekarang dan yang

akan datang, sehingga mampu membuat peramalan kinerja reservoir

untuk perencanaan strategi pengurasan yang paling menguntungkan

(ekonomis).

TUGAS MATA KULIAH TEKNIK RESERVOIR 1

PERHITUNGAN CADANGAN MINYAK AWAL (STOIP)

MENGGUNAKAN METODE VOLUMETRIS

Oleh

Ilham Dasari Putra (071.03.091)

Widhilaga Gia P. (071.03.156)

Alfaritsy (071.03.011)

Haruns Maharbina (071.03.08 )

Jurusan Teknik Perminyakan

Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi

Universitas Trisakti

2007

LAMPIRAN