TEKNIK RESERVOIR

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

minyak memiliki karakteristik yang berbeda-beda tergantung dari komposisi, temperature dan

tekanan pada tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya. 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 dikembangkan 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.

Suatu reservoir minyak biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu adanya batuan

reservoir, lapisan penutup dan perangkap. Beberapa syarat terakumulasinya minyak dan gas

bumi adalah :

a. Batuan Induk (Source Rock)

Merupakan batuan sedimen yang mengandung bahan organik seperti sisa-sisa

hewan dan tumbuhan yang telah mengalami proses pematangan dengan waktu yang

sangat lama sehingga menghasilkan minyak dan gas bumi.

b. Batuan waduk (Reservoir Rock)

Merupakan batuan sedimen yang mempunyai pori, sehingga minyak dan gas

bumi yang dihasilkan batuan induk dapat masuk dan terakumulasi.

c. Batuan perangkap

Merupakan batuan yang berfungsi sebagai penghalang bermigrasinya minyak

dan gas bumi lebih jauh.

d. Batuan penutup (Cap Rock)

Merupakan batuan sedimen yang tidak dapat dilalui oleh cairan

(impermeable), sehingga minyak dan gas bumi terjebak dalam batuan tersebut.

e. Migrasi

Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan induk sampai terakumulasi

pada perangkap.

1. Sifat-Sifat Fisik Batuan Reservoir

Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral

dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang

menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang terbentuk. Batuan reservoir

umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir dan karbonat (sedimen

klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadang-kadang vulkanik.

Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian

juga dengan sifat fisiknya.

Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asal

mempunyai kemampuan menyimpan dan menyalurkan minyak bumi. Komponen

penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 1.

1.1. Porositas (∅)

Dalam reservoir minyak, porositas mengambarkan persentase dari total

ruang yang tersedia untuk ditempati oleh suatu cairan atau gas. Porositas dapat

didefinisikan sebagai perbandingan antara volume total pori-pori batuan

dengan volume total batuan per satuan volume tertentu, yang jika

dirumuskan :

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

Vp = Volume pori-pori, cc

Vb = Volume batuan (total), cc

Vgr = Volume butiran, cc

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:

1. Porositas absolut

Perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total

yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai

persamaan sebagai berikut:

2. Porositas efektif, adalah

Perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan

terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.

Dimana :∅e = Porositas efektif, fraksi (%)

ρg = Densitas butiran, gr/cc

ρb = Densitas total, gr/cc

ρf = Densitas formasi, gr/cc

Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga

diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer

Porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses

pengendapan berlangsung.

2. Porositas sekunder, yaitu

Porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan.

Besar kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu

ukuran butir, susunan butir, sudut kemiringan dan komposisi mineral

pembentuk batuan. Untuk pegangan dilapangan, ukuran porositas dapat dilihat

pada Tabel 1. berikut :

1.2. Permeabilitas ( k )

Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk

meloloskan/melewatkan fluida. Apabila media berporinya tidak saling

berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai permeabilitas. Oleh

karena itu ada hubungan antara permeabilitas batuan dengan porositas efektif.

Sekitar tahun 1856, Henry Darcy seorang ahli hidrologi dari Prancis

mempelajari aliran air yang melewati suatu lapisan batu pasir. Hasil

penemuannya diformulasikan kedalam hukum aliran fluida dan diberi nama

Hukum Darcy. Dapat dilihat pada gambar 2 dibawah :

Dapat dinyatakan dalam rumus sebagai berikut

Dimana :

Q = laju alir fluida, cc/det

k = permeabilitas, darcy

μ = viskositas, cp

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

A = luas penampang, cm2

Besaran permeabilitas satu darcy didefinisikan sebagai permeabilitas

yang melewatkan fluida dengan viskositas 1 centipoises dengan kecepatan alir

1 cc/det melalui suatu penampang dengan luas 1 cm2 dengan penurunan

tekanan 1 atm/cm. Persamaan 4 Darcy berlaku pada kondisi :

1. Alirannya mantap (steady state)

2. Fluida yang mengalir satu fasa

3. Viskositas fluida yang mengalir konstan

4. Kondisi aliran isothermal

5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

6. Fluidanya incompressible

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir,

permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

• Permeabilitas absolute (Kabs)

Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang

mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100%

fluida, misalnya hanya minyak atau gas saja.

• Permeabilitas efektif (Keff)

Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang

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

dan minyak) atau ketiga-tiganya. Harga permeabilitas efektif dinyatakan

sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas dan air.

• Permeabilitas relatif (Krel)

Yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi

tertentu terhadap permeabilitas absolute. Harga permeabilitas relative antara 0

– 1 darcy. Dapat juga dituliskan sebagai beikut

Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga

didalam reservoir akan terdapat Permeabilitas relatif air (Krw), Permeabilitas

relatif minyak (Kro), Permeabilitas relatif gas (Krg) dimana persamaannya

adalah :

Dimana :

Krw = permeabilitas relatif air

Kro = permeabilitas relaitf minyak

Krg = permeabilitas relatif gas

1.3. Tekanan Kapiler (Pc)

Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan

tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan fluida yang bersifat

tidak membasahi batuan jika didalam batuan tersebut terdapat dua atau lebih

fasa fluida yang tidak bercampur dalam kondisi statis. Secara matematis dapat

dilihat bahwa :

Dimana :

Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2

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

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

Hubungan tekanan kapiler di dalam rongga pori batuan dapat

dilukiskan dengan sebuah sistim tabung kapiler. Dimana cairan fluida akan

cenderung untuk naik bila ditempatkan didalam sebuah pipa kapiler dengan

jari-jari yang sangat kecil. Hal ini diakibatkan oleh adanya tegangan adhesi

yang bekerja pada permukaan tabung. Besarnya tegangan adhesi dapat diukur

dari kenaikkan fluida , dimana gaya total untuk menaikan cairan sama dengan

berat kolom fluida. Sehingga dapat dikatakan bahwa tekanan kapiler

merupakan kecenderungan rongga pori batuan untuk menata atau mengisi

setiap pori batuan dengan fluida yang berisi bersifat membasahi.

Tekanan didalam tabung kapiler diukur pada sisi batas antara

permukaan dua fasa fluida. Fluida pada sisi konkaf (cekung) mempunyai

tekanan lebih besar dari pada sisi konvek (cembung). Perbedaan tekanan

diantara dua fasa fluida terebut merupakan besarnya tekanan kapiler didalam

tabung.

Untuk sistem udara-air (gambar 5) :

Untuk sistem minyak-air (gambar 5):

Dimana:

Pa = tekanan udara, dyne/cm2

Pw = tekanan air, dyne/cm2

Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2

ρw = densitas air, gr/cc

ρo = densitas minyak, gr/cc

g = percepatan gravitasi, m/det2

h = tinggi kolom, m

1.4. Saturasi

Saturasi adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan yang

terisi fluida formasi tertentu terhadap total volume pori-pori batuan yang terisi

fluida atau jumlah kejenuhan fluida dalam batuan reservoir per satuan volume

pori. Oleh karena didalam reservoir terdapat tiga jenis fluida, maka saturasi

dibagi menjadi tiga yaitu saturasi air (Sw), saturasi minyak (So) dan saturasi

gas (Sg), dimana secara matematis dapat ditulis :

Total saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida :

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

Beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir adalah :

a. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan.

b. Ketinggian diatas free water level.

c. Adanya perbedaan tekanan kapiler.

Didalam kenyataan, fluida reservoir tidak dapat diproduksi semuanya.

Hal ini disebabkan adanya saturasi minimum fluida yang tidak dapat

diproduksi lagi atau disebut dengan irreducible saturation sehingga berapa

besarnya fluida yang diproduksi dapat dihitung dalam bentuk saturasi dengan

persamaan berikut :

Dimana :

St = saturasi total fluida terproduksi

Swirr = saturasi air tersisa (iireducible)

Sgirr = saturasi gas tersisa (iireducible)

Soirr = saturasi minyak tersisa (iireducible)

1.5. Wettabiliti

Wettabiliti didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk

dibasahi oleh fasa fluida atau kecenderungan dari suatu fluida untuk menyebar

atau melekat ke permukaan batuan. Sebuah cairan fluida akan bersifat

membasahi bila gaya adhesi antara batuan dan partikel cairan lebih besar dari

pada gaya kohesi antara partikel cairan itu sendiri. Tegangan adhesi

merupakan fungsi tegangan permukaan setiap fasa didalam batuan sehingga

wettabiliti berhubungan dengan sifat interaksi (gaya tarik menarik) antara

batuan dengan fasa fluidanya.

Dalam sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak atau gas

yang terletak diantara matrik batuan.

Gambar 3 memperlihatkan sistem air-minyak yang kontak dengan benda

padat, dengan sudut kontak sebesar θ. Sudut kontak diukur antara fluida yang

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

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

dengan persamaan

Dimana :

AT = tegangan adhesi, dyne/cm

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

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

σwo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm

θ = sudut kontak air-minyak

1.6. Resistivitas

Batuan reservoir terdiri atas campuran mineral-mineral, fragmen dan

pori-pori. Padatan-padatan mineral tersebut tidak dapat menghantarkan arus

listrik kecuali mineral clay. Sifat kelistrikan batuan reservoir tergantung pada

geometri pori-pori batuan dan fluida yang mengisi pori. Minyak dan gas

bersifat tidak menghantarkan arus listrik sedangkan air bersifat menghantarkan

arus listrik apabila air melarutkan garam.

Arus listrik akan terhantarkan oleh air akibat adanya gerakan dari ion-

ion elektronik. Untuk menentukan apakah material didalam reservoir bersifat

menghantar arus listrik atau tidak maka digunakan parameter resistiviti.

Resistiviti didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu material untuk

menghantarkan arus listrik, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut :

Dimana :

ρ = resistiviti fluida didalam batuan, ohm-m

r = tahanan, ohm

A = luas area konduktor, m2

L = panjang konduktor, m

Konsep dasar untuk mempelajari sifat kelistrikan batuan diformasi digunakan

konsep “faktor formasi” dari Archie yang didefinisikan :

Dimana :

Ro = resistiviti batuan yang terisi minyak

Rw = resistiviti batuan yang terisi air

2. Karakteristik Minyak Bumi

Setiap reservoir yang ditemukan, akan diperoleh sekelompok molekul yang

terdiri dari elemen kimia Hidrogen (H) dan Karbon (C). Minyak dan gas bumi terdiri

dari kedua elemen ini, yang mempunyai proporsi yang beraneka ragam. Apabila

ditemukan deposit hidrokarbon disuatu tempat, akan sangat jarang dapat ditemukan di

tempat lain dengan komposisi yang sama, karena daerah pembentukkannya berbeda.

Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon sendiri

terdiri dari fasa cair (minyak bumi) maupun fasa gas, tergantung pada kondisi

(tekanan dan temperatur) reservoir yang ditempati. Perubahan kondisi reservoir akan

mengakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik fluida reservoir.

Fluida minyak bumi dijumpai dalam bentuk cair, sehingga sesuai dengan sifat

cairan pada umumnya. Pada fasa cair, jarak antara molekul-molekulnya relatif lebih

kecil daripada gas. Sifat-sifat minyak bumi yang akan dibahas adalah densitas dan

spesifik grafiti, viskositas, faktor volume formasi, kelarutan gas, kompressibilitas dan

tekanan bubble point.

2.1. Viskositas Minyak ( μo )

Viskositas fluida merupakan sifat fisik suatu fluida yang sangat

penting yang mengendalikan dan mempengaruhi aliran fluida didalam media

berpori maupun didalam pipa. Viskositas didefinisikan sebagai ketahanan

internal suatu fluida untuk mengalir.

Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah

gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan

menurunkan viskositas minyak dan dengan bertambahnya gas yang terlarut

dalam minyak maka viskositas minyak juga akan turun. Hubungan antara

viskositas minyak dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 6.

Gambar 6 menunjukkan bahwa tekanan mula-mula berada di atas

tekanan gelembung (Pb), dengan penurunan tekanan sampai (Pb),

mengakibatkan viskositas minyak berkurang, hal ini akibat adanya

pengembangan volume minyak. Kemudian bila tekanan turun dari Pb sampai

pada harga tekanan tertentu, maka akan menaikkan viskositas minyak, karena

pada kondisi tersebut terjadi pembebasan gas dari larutan minyak.

2.2. Densitas Minyak ( ρo ) dan Spesifik Grafity

( γ )

Densitas didefinisikan sebagai masa dari satuan volume suatu fluida

(minyak) pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Dari definisi tersebut

dapat dirumuskan sebagai beikut :

Dimana:

ρo = densitas minyak, lb/ft3

m = massa minyak, lb

V = volume minyak, ft3

Sedangkan spesifik grafiti merupakan perbandingan dari densitas suatu

fluida (minyak) terhadap densitas air. Baik densitas air maupun fluida tersebut

diukur pada kondisi yang sama (60° F dan 14.7 Psia).

Dimana :

γo = spesifik grafiti minyak

ρo = densitas minyak mentah, lb/ft3

ρw = densitas air, lb/ft3

Meskipun densitas dan spesifik grafiti dipergunakan secara meluas

dalam industri perminyakan, namun API grafiti merupakan skala yang lebih

sering dipakai. Grafiti ini merupakan spesifik grafiti yang dinyatakan dengan

rumus :

API grafiti dari minyak mentah pada umumnya memiliki nilai antara 47 °API

untuk minyak ringan sampai 10 °API untuk minyak berat.

2.3. Kelarutan Gas ( Rs )

Kelarutan gas bumi didefinisikan sebagai cuft gas yang diukur pada

keadaan standar (14.7 Psi ; 60 °F) didalam larutan minyak sebanyak satu

barrel stock tank minyak pada saat minyak dan gas berada pada tekanan dan

temperatur reservoir.

Kelarutan gas dalam minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan,

temperatur dan komposisi minyak dan gas. Pada temperatur minyak yang

tetap, kelarutan gas tertentu akan bertambah pada setiap penambahan tekanan.

Pada tekanan yang tetap kelarutan gas akan berkurang terhadap kenaikan

temperatur.

2.4. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo )

Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak

pada tekanan dan temperatur reservoir yang ditempati oleh satu stock tank

barrel minyak dan gas dalam larutan. Harga ini selalu lebih besar atau sama

dengan satu. Untuk minyak tersaturasi, Standing membuat korelasi

berdasarkan persamaan :

Dimana :

Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STBO

T = temperature, °F

Rs = kelarutan gas, SCF/STBO

C = faktor tambahan seperti perhitungan Rs

Faktor volume formasi minyak merupakan fungsi dari tekanan.

Gambar 7 memperlihatkan faktor volume formasi minyak.

Terdapat dua hal penting dari gambar 7 diatas, yaitu :

i. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik

dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume

sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan

minyak.

ii. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya

tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan.

2.5. Kompressibilitas Minyak ( Co )

Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume

minyak akibat adanya perubahan tekanan. Secara matematis didefinisikan

sebagai berikut:

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

Dengan menggunakan grafik korelasi, maka harga kompressibilitas

minyak dapat diperoleh dengan persamaan :

Kompressibilitas minyak pada kondisi dibawah bubble point akan

cenderung membesar bila dibandingkan dengan harga ketika diatas bubble

point karena dengan turunnya tekanan, gas membebaskan diri dari larutan.

Volume total minyak yang tertinggal sebenarnya berkurang dengan turunnya

tekanan terebut, akibatnya volume fluida total yang terdiri dari minyak dan gas

makin lama menjadi besar seiring dengan turunnya tekanan.

2.6. Tekanan Bubble Point (Pb)

Tekanan bubble point (titik gelembung) suatu sistem hidrokarbon

didefinisikan sebagai tekanan tertinggi dimana gelembung gas mulai pertama

kali terbebaskan dari minyak. Harga ini ditentukan secara eksperimen terhadap

minyak mentah dengan melakukan test ekspansi constant-composition (test

flash liberation).

Apabila pengukuran laboratorium tidak tersedia untuk menentukan

tekanan bubble point, maka dapat digunakan korelasi Standing. Secara

matematis, tekanan bubble point dapat ditentukan dengan menggunakan

persamaan :

3. Mekanisme Pendorong Reservoir

Minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoir ke lubang sumur

produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongnya. Hampir sebagian besar

reservoir minyak memiliki energi pendorong yang berbeda-beda untuk

memproduksikan suatu reservoir. Dengan turunnya tekanan pada reservoir minyak

dapat mempengaruhi besarnya tenaga pendorong pada reservoir tersebut yang

berperan pada pergerakan minyak mula-mula pada media berpori.

3.1. Water Drive

Jika air berada dibawah zona minyak pada suatu reservoir, maka

dengan tekanan yang dimiliki oleh air ini akan membantu minyak bergerak

keatas. Jika minyak dieksploitasi, tekanan direservoir akan dijaga

(mainteained) oleh gaya hidrostatik air yang masuk menggantikan minyak

yang telah terproduksi. Energi ini dihasilkan oleh air (aquifer) yang berada

pada kondisi bertekanan. Pada umumnya reservoir minyak dan gas berasosiasi

dengan aquifer. Dengan merembesnya air ke reservoir sehingga menjadi suatu

tenaga pendorong yang biasa disebut dengan water drive.

Hal ini dapat dilihat pada gambar 10. yang memperlihatkan proses

pendorongan air terhadap minyak.

Reservoir berpendorong air memiliki cirri-ciri sebagai berikut :

1. Penurunan tekanan reservoir relative kecil

2. GOR permukaan rendah

3. Produksi air mula-mula sedikit kemudian bertambah banyak karena

minyak didorong oleh air

3.2. Kompaksi Batuan

Tenaga ini berasal dari beban overburden batuan di atas dan selalu

berubah akibat diproduksikannya fluida (minyak) dari reservoir tersebut. Hal

tersebut dapat dilihat pada gambar 8 yang memperlihatkan pengaruh kompaksi

batuan terhadap fluida yang berada didalamnya.

3.3. Solution Gas Drive

Solution gas drive atau depletion gas drive adalah mekanisme

pendorong yang berasal dari ekspansi larutan gas yang berada dalam minyak

dan pendesakan terjadi akibat berkurangnya tekanan. Setelah terjadi

penurunan tekanan pada dasar sumur, maka gas yang terlarut dalam minyak

akan bebas keluar sebagai gelembung-gelembung yang tersebar merata dan

merupakan fasa yang terdispersi yang tidak kontinu sehingga mencapai

saturasi minimum. Setelah seluruh gas tergabung dan mencapai saturasi kritik,

maka gas akan mulai bergerak. Hal tersebut dapat dilihat pada gambar 11.

Reservoir jenis pendorong solution gas drive mempunyai ciri sebagai

berikut :

1. Tekanan reservoir turun secara cepat dan kontinu

2. Perbandingan komulatif produksi gas (Gp) dengan komulatif

produksi minyak (Np) meningkat dengan cepat (GOR)

meningkat

3. Produksi air hampir tidak ada (relatif sangat kecil)

3.4. Graviti Drive

Gejala alam yang mempengaruhi fluida formasi yang menyebabkan

terjadinya pemisahan akibat perbedaan berat jenis dari fluida reservoir.

Gambar 9. menggambarkan pengaruh grafitasi terhadap kelakuan fluida yang

mana pada fluida yang mempunyai densitas yang lebih besar akan bermigrasi

kebagian bawah struktur reservoir sedangkan fluida yang mempunyai densitas

yang lebih kecil akan bermigrasi kebagian atas reservoir.

3.5. Gas Cap Drive

Energi alamiah ini berasal dari dua sumber yaitu ekspansi gas cap dan

ekspansi gas yang terlarut kemudian melepaskan diri. Adanya gas cap dalam

reservoir antara lain disebabkan oleh adanya pemisahan secara gravitasi dari

minyak dan fasa gas bebas dibawah tekanan titik gelembung. Karena tekanan

reservoir berada dibawah tekanan gelembung maka komponen hidrokarbon

ringan akan terbebaskan dari fasa cairnya dan membentuk fasa gas. Penurunan

tekanan secara kontinu akan membebaskan gas lebih banyak lagi dan akan

membentuk gas cap pada bagian atas dari minyak. Hal tersebut akan

menyebabkan terdorongnya minyak karena pengembangan dari gas cap akibat

penurunan tekanan secara kontinu. Gamabar 12. memperlihatkan proses

pendorongan gas cap terhadap minyak.

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

1. Tekanan reservoir turun perlahan-lahan dan kontinu

2. Kenaikan GOR sejalan dengan pergerakan permukaan minyak

dengan gas kearah bawah (meningkat secara kontinu)

3. Produksi air hampir tidak ada (relative kecil)

3.6. Combination Drive

Mekanisme pendorong dari tipe ini adalah kombinasi dari beberapa

tipe pendorong yang telah dijelaskan sebelumnya. Combination drive yang

paling umum adalah kombinasi antara gas cap drive dan water drive. Hal ini

dapat dilihat pada gambar 13. dibawah.

4. Jenis-Jenis Reservoir

Jika terjadi suatu retakan atau perekahan pada batuan induk (source rock)

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

migrasi primer. Setelah itu minyak dan gas bumi akan bermigrasi terus sampai

terjebak didalam suatu wadah yang tidak bisa dilalui oleh minyak dan gas, yang biasa

disebut dengan reservoir.

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

ini akan dibahas jenis reservoir jenuh dan reservoir tidak jenuh.

4.1. Reservoir Jenuh

Reservoir jenuh (saturated) biasanya mengandung hidrokarbon dalam

bentuk minyak yang dijenuhi oleh gas terlarut dan dalam bentuk gas bebas

yang terakumulasi membentuk gas cap. Bila minyak dan gas diproduksikan,

kemungkinan akan ada air yang ikut terproduksi, tekanan reservoir akan turun.

Dengan turunnya tekanan reservoir, maka volume gas yang membentuk gas

cap akan mengembang dan merupakan pendorong keluarnya fluida dari dalam

reservoir. Selain pengembangan volume gas cap dan pembebasan gas terlarut,

mungkin juga terjadi perembesan air kedalam reservoir.

4.2. Reservoir Tidak Jenuh

Reservoir tidak jenuh (under saturated) pada keadaan mula-mula tidak

terdapat gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Apabila reservoir

diproduksikan, maka gas akan mengalamai pengembangan yang menyebabkan

bertambahnya volume minyak. Pada saat tekanan reservoir mencapai tekanan

bubble point maka gas akan keluar dari minyak.