Bab I Reservoir

8/18/2019 Bab I Reservoir

1/47

1

BAB I

RESERVOIR

Minyak bumi terbentuk pada lapisan sedimen yang terakumulasi pada

suatu daerah cekungan sedimen ( sedimentary basin). Seiring dengan berjalannya

waktu geologi (jutaan tahun), kondisi bumi pun mengalami perubahan secara

alami atau umum disebut sebagai proses geologis. Proses geologis ini yang

mengatur sehingga lapisan sediman dalam cekungan yang awalnya datar ( flat )

saja, akhirnya mengalami lipatan-lipatan ( folding ) atau pensesaran ( faulting ). Hal

ini secara regional akhirnya yang mengendalikan batuan sedimen yang awalnya

berada di lautan ada yang menjadi daratan.

Pada prinsipnya bahan organik yang terdapat pada lapisan sedimen

tersebut (fosil) setelah mengalami proses pemanasan yang berlangsung jutaan

tahun akhirnya beralih menjadi menjadi minyak. Sementara proses menjadi

minyak terbentuk, lapisan batuan sumber tadi terus mengalami perubahan menjadi

bentuk hidrokarbon dalam wujud carian (minyak bumi), gas (gas bumi) atau padat

(aspal bumi). Akhirnya minyak dan gas bumi tersebut bermigrasi mencari lapisan-

lapisan yang berlubang atau mempunyai pori-pori. Lapisan-lapisan ini dikenal

dengan sebutan reservoir bed atau reservoir rock . Pada lapisan seperti inilah

minyak-minyak berkumpul sehingga lapisan seperti ini pula yang banyak dicari

oleh para ahli pertambangan migas.

1.1. Pembentukan Minyak Bumi

Pembentukan minyak bumi atau Petroleum System merupakan teori

pembentukan fluida minyak dan gas. Dalam petroleum system dibagi menjadi dua

unsur yang penting dalam pembentukan migas, yaitu petroleum element dan

petroleum process.

Petroleum system element atau unsur minyak bumi bisa dibagi menjadi 5

bagian, antara lain :


2/47

2

1.

Adanya 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.

Gambar 1.1. Source Rock (Batuan I nduk)

2.

Adanya batuan penyimpan ( Reservoir Rock )

Merupakan batuan sedimen yang mempunyai pori, sehingga minyak dan

gas bumi yang dihasilkan batuan induk dapat masuk dan terakumulasi.

Gambar 1.2. Reservoir Rock


3/47

3

3.

Adanya struktur batuan perangkap (Trap)

Merupakan batuan yang berfungsi sebagai penghalang bermigrasinya

minyak dan gas bumi lebih jauh. Adapun trap dibedakan menjadi 3, yaitu :

a.

Trap Struktural

Trap ini dipengaruhi oleh kejadian deformasi dengan terbentuknya

struktur lipatan dan patahan yang merupakan respon dari kejadian

tektonik.

Gambar 1.3. Trap Struktur al

b. Trap Stratigrafi

Trap reservoir ini dipengaruhi oleh variasi perlapisan secara vertikal dan

lateral, perubahan facies batuan dan ketidakselarasan, serta variasi lateral

dalam litologi pada suatu lapisan reservoir dalam perpindahan minyak

bumi.


4/47

4

Gambar 1.4. Trap Strati grafi

c. Trap Kombinasi

Trap ini merupakan gabungan antara struktural dan stratigrafi, dimana trap

ini merupakan faktor bersama dalam membatasi pergerakan dari minyak

bumi.

Gambar 1.5. Trap Kombi nasi Piercement Dome

4. Adanya batuan penutup (Cap Rock atau Seal Rock )

Merupakan batuan sedimen yang tidak dapat dilalui oleh cairan

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


5/47

5

Gambar 1.6. Cap Rock atau Seal Rock

5. Adanya jalur migrasi ( Migration)

Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan induk sampai

terakumulasi pada perangkap.

Migrasi Primer : Migrasi yang terjadi dari Source Rock .

Migrasi Sekunder : Transportasi Carrier Bed menuju ke Trap

Gambar 1.7. Jalur M igr asi


6/47

6

Sedangkan Petroleum system Process dibagi menjadi 5 tahap :

1. Generation, merupakan proses dimana batuan induk mengalami pemanasan

dan tekanan yang cukup untuk merubah material organik menjadi

hidrokarbon.

2.

Migration, merupakan proses pergerakan atau perpindahan hidrokarbon keluar

dari batuan induk menuju dan masuk ke dalam perangkap.

3. Accumulation, merupakan proses terakumulasinya volume hidrokarbon setelah

bermigrasi menuju perangkap.

4. Preservation, merupakan sisa hidrokarbon dalam reservoir dan tidak terubah

oleh proses biodegradation atau pun water – washing .

5. Timing, merupakan waktu yang dibutuhkan perangkap untuk terbentuk

sebelum dan selama hidrokarbon bermigrasi.

Gambar 1.8. Petrol eum System Pr ocess

Dan dapat disimpulkan bahwa, minyak bumi dalam bentuk butiran-butiran

halus dalam batuan sedimen (batuan induk) akan bermigrasi dan bergerak menuju

ke daerah yang tekanannya lebih rendah. Karena perbedaan densitas dari gas,

minyak dan air, minyak dan gas selalu berusaha naik sampai terperangkap pada

bagian atas dari perangkap (reservoir) yang mempunyai lapisan yang kedap

(impermeable) atau cap rock .


7/47

7

1.2. Karakteristik Batuan Reservoir

Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa

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

Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda,

begitu pula sifat fisiknya. Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir 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.

1.2.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir

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

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

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

1.2.1.1. Komposisi Batupasir

Batupasir merupakan batuan reservoir 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 kuarsa (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 kuarsanya.

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 kuarsa

yang dominan dan beberapa mineral lain yang stabil, contohnya pyrite (FeS 2),

dolomit (CaMg(CO3)2) dan material pengikat (semen), yaitu karbonat dan

silika.


8/47

8

b.

Graywacke

Graywacke merupakan jenis batupasir yang tersusun dari mineral-mineral

berbutir kasar, terutama mineral kuarsa 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.

c. Arkose

Arkose merupakan jenis batupasir dengan mineral penyusun utama adalah

mineral kuarsa, meskipun kadang-kadang jumlah mineral feldspar lebih besar

dari mineral kuarsanya.

1.2.1.2. 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. 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.

1.3. Sifat Fisik Batuan Reservoir

Pada dasarnya semua batuan dapat menjadi batuan reservoir asalkan

mempunyai porositas dan permeabilitas yang cukup, namun pada kenyataannya

hanya batuan sedimen yang banyak dijumpai sebagai batuan reservoir, khususnya


9/47

9

reservoir minyak. Oleh karena itu dalam penilaian batauan reservoir selanjutnya

akan banyak berhubungan dengan sifat-sifat fisik batuan sedimen, terutama yang

porous dan permeable.

Sifat fisik batuan reservoir merupakan sifat penting batuan reservoir dan

hubungannya dengan fluida reservoir yang mengisinya dalam kondisi statis dan

dinamis (jika ada aliran). Sifat fisik batuan reservoir meliputi : porositas,

wettabilitas, tekanan kapiler, permeabilitas, saturasi fluida dan kompressibilitas

batuan.

1.3.1. Porositas

Porositas ditinjau dari segi teknik reservoir 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 batù an akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir.

Porositas secara matematis dapat ditulis :

100%V

VV

100%V

V

b

g b

b

p

…………………………………… (1-1)

Dimana :

= 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.


10/47

10

Sedangkan ditinjau dari sudut teknik reservoir, porositas dibagi menjadi

dua, yaitu:

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

volume batuan total, yang dituliskan dengan persamaan:

%100 xvolumebulk

total poriVolumea ............................................................. (1-2)

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

berhubungan terhadap volume batuan total, yang dapat dituliskan dengan

persamaan:

%100 xvolumebulk

nberhubunga yang poriVolumeeff ..................................... (1-3)

Untuk selanjutnya porositas effektif 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.

90o

90o

90o

a. Cubic (porosity = 47,6 %)

90o

90o

90o

b. Rhombohedral (porosity = 25,96 %)

Gambar 1.9. Bentuk -Bentuk Susunan But i r

(a) Bentuk Kubik

(b) Bentuk Rhombohedral


11/47

11

2.

Susunan butir

Susunan butir berpengaruh besar terhadap porositas seperti butiran yang

tersusun berbentuk kubus akan mempunyai porositas yang lebih besar (47,6%)

dibandingkan dengan susunan butir berbentuk rhombohedral (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.

1.3.2. Permeabilitas

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan

kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida.Definisi kuantitatif

permeabilitas pertama kali dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam

hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut:

dL

dP x

k V

........................................................................................ (1-4)

dimana:

V = kecepatan aliran, cm/sec

= viskositas fluida yang mengalir, cp

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

k = permeabilitas media berpori, mD.

Tanda negatif dalam rumus menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah

dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan

tekanan tersebut. Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam

Persamaan (1-4) adalah :

a) Alirannya mantap (steady state).

b) Fluida yang mengalir satu fasa.

c) Viskositas fluida yang mengalir konstan .

d) Kondisi aliran isothermal.


12/47

12

e) Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.

f) Fluidanya incompressible.

Dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu:

1. Permeabilitas absolut

Merupakan permeabilitas dengan fluida yang mengalir melalui media

berpori hanya terdiri dari satu fasa, misal hanya minyak atau gas saja.

k abs =)P(PA

Lμq

21

…………………..………………………………… (1-5)

2. Permeabilitas efektif

Merupakan permeabilitas batuan dengan fluida yang mengalir lebih dari

satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-

tiganya. Permeabilitas efektif untuk masing- masing fluida adalah :

Permeabilitas efektif gas (kg)

kg =)P(PA

Lμq

21

gg

…………………………………………..……..….. (1-6)

Permeabilitas efektif minyak (ko)

ko =)P(PA

Lμq

21

oo

…………………………………………………….. (1-7)

Permeabilitas efektif air (kw)

kw =)P(PA

Lμq

21

ww

………………………………………………..…… (1-8)

3. Permeabilitas relative

Merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif dengan

permeabilitas absolut. Permeabilitas relatif dapat dituliskankan sebagai berikut

:

krel = k rel =abs

eff

k

k …………………………………………………. (1-9)

atau

krg =k

k g ; kro =

k

k o ; krw =

k

k w


13/47

13

Keterkaitan antara harga permeabilitas efektif minyak dan air terhadap

harga saturasinya digambarkan oleh suatu kurva grafik yang ditunjukkan gambar

dibawah.

E f f e c t i v e P e r m e a b i l i t y t o W a t e r , k w

E f f e c t i v e P e r m e a b i l i t y t o O i l , k o

Oil Saturation, So

Water Sa turation, Sw

0

1

0

1

0

10

1

Gambar 1.10

Hubungan antara Permeabil itas Efekti f M inyak dan Ai r dengan Saturasinya

Dari gambar diatas dapat menguraikan beberapa hal penting yang

berkenaan dengan kedua besaran tersebut, yaitu :

1.

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.

2.

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.

3. 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).


14/47

14

4.

Besarnya harga keff suatu fluida akan selalu lebih kecil dibandingkan

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

hubungan ko + kw.

1.3.3. Saturasi

Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume

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

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

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

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

untuk masing-masing fluida dituliskan dalam persamaan berikut :

Saturasi minyak (So) adalah :

total pori porivolume

oil olehdiisi yang pori porivolumeS o

................................... (1-10)

Saturasi air (Sw) adalah :


air olehdiisi yang pori porivolume

S w

..................................... (1-11)

Saturasi gas (Sg) adalah :


gasolehdiisi yang pori porivolumeS g

.................................. (1-

12)

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

Sg + So + Sw = 1 ...................................................................................... (1-13)

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

So + Sw = 1 ............................................................................................. (1-14)

Faktor-faktor penting yang harus diperhatikan dalam mempelajari saturasi

fluida antara lain adalah :

Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam reservoir,

saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang


15/47

15

porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatif akan mempunyai

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

dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini disebabkan oleh adanya

perbedaan densitas dari masing-masing fluida.

Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak. Jika

minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh air

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

saturasi fluida berubah secara kontinyu.

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

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

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

So V + Sg V = (1 – Sw ) V ............................................... (1-15)

1.3.4. Wettabilitas

Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk

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

(immiscible). Wettabilitas dalam sistem reservoir 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 reservoir. 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 tingkah laku kerja reservoir,

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 minera l yang terkandung dalam batuan reservoir

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 )


16/47

16

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 berikut.

Gambar 1.11. Sistem Water Wet

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 90 O

(θ > 90O), seperti yang ditunjukkan dalam gambar 3.4. Karakter oil wet pada

kondisi batuan reservoir tidak diharapkan terjadi sebab akan menyebabkan

jumlah minyak yang tertinggal pada batuan reservoir saat diproduksi lebih

besar daripada water wet .


17/47

17

Gambar 1.12. Sistem Oil Wet

Reservoir 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).

1.3.5. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler ( Pc ) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada

antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan – cairan atau cairan –

gas) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan

mereka. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan

antara fluida “non – wetting phase” ( Pnw ) dengan fluida “Wetting phase” ( Pw )

atau :

P c = P nw – P w .................................................................................... (1-16)

Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan

permukaan fluida immiscible yang cembung. Di reservoir biasanya air sebagai

fasa yang membasahi (wetting phase), sedangkan minyak dan gas sebagai fasa

tidak membasahi (non-wetting phase).


18/47

18

Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori

dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan

sebagai berikut:

h g r

P c

cos2

......................................................................(1-

17)

dimana :

Pc = tekanan kapiler.

= tegangan permukaan antara dua fluida.

cos = sudut kontak permukaan antara dua fluida.

r = jari-jari lengkung pori-pori, cm.

= perbedaan densitas dua fluida, gr/cm3.

g = percepatan gravitasi, cm/sec2.

h = tinggi kolom, cm.

Dari persamaan 1-16 dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan

dengan ketinggian di atas permukaan air bebas (oil –

water contact ), sehingga data

tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot antara h banding saturasi air ( Sw ),

seperti terlihat pada gambar 1.13.

Perubahan ukuran pori – pori dan densitas fluida akan mempengaruhi

bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.

Dari persamaan 1-17 ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika perbedaan

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

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

bertambah besar sehingga akan mempunyai zona transisi minimum. Demikian

juga untuk reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah maka kontak

minyak – air akan mempunyai zona transisi yang panjang.

Ukuran pori – pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan besaran

permeabilitas yang besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan

ketebalan zona transisinya lebih tipis dari pada reservoir dengan permeabilitas

yang rendah.


19/47

19

Gambar 1.13. Kurva Tekanan Kapil er

1.3.6. Kompresibilitas Batuan

Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga konsep kompresibilitas batuan,

yaitu :

Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material

padatan ( grains) terhadap satuan perubahan tekanan.

Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuanterhadap satuan perubahan tekanan.

Kompresibilitas pori – pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori – pori

batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Diantara konsep diatas, kompresibilitas pori – pori batuan dianggap yang

paling penting dalam teknik reservoir khususnya. Batuan yang berada pada

kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, antara lain :

1. Tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori – pori batuan

2.

Tekanan luar (external stress) yang disebabkan oleh berat batuan yang ada

diatasnya (overburden pressure).

3.

Pengosongan fluida dari ruang pori – pori batuan reservoir akan

mengakibatkan perubahan tekanan dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan

pada batuan akan mengalami perubahan pula. Adanya perubahan tekanan ini akan

mengakibatkan perubahan pada butir – butir batuan, pori – pori dan volume


20/47

20

total (bulk ) batuan reservoir. Untuk padatan ( grains) akan mengalami perubahan

yang serupa apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya.

Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai

kompressibilitas Cr atau :

dP

dV x

V C r

r

r

1 .................................................................................... (1-

19)

Sedangkan perubahan bentuk volume pori – pori batuan dapat dinyatakan

sebagai kompressibilitas C p atau :

*

1

dP

dV x

V C

p

p

p ................................................................................... (1-20)

dimana :

Vr = volume padatan batuan ( grains).

V p = volume pori – pori batuan.

P = tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan.

P* = tekanan luar (tekanan overburden).

1.4. Sifat-Sifat Fisik Fluida

Kelakuan sifat-sifat fisik fluida reservoir diperlukan untuk perhitungan

teknik reservoir dalam rangka deskripsi dan evaluasi kinerja reservoir. Sifat fisik

fluida reservoir minyak dapat diperoleh dari pengolahan data hasil percobaan di

laboratorium, atau apabila data tersebut tidak tersedia, dapat dilakukan penentuan

dengan metode korelasi. Sifat-sifat fisik fluida reservoir tersebut yang penting

diantaranya adalah:

1. Tekanan gelembung atau tekanan saturasi (p b)

Tekanan gelembung didefinisikan sebagai tekanan dimana saat pertama

kali gelembung gas keluar dari fasa minyak.

2.

Kelarutan gas dalam minyak (R so

)


21/47

21

Kelarutan gas dalam minyak didefinisikan sebagai jumlah gas yang

terlarut (SCF) di dalam minyak (STB) pada kondisi dan tekanan temperatur

tertentu. Ciri utama kelakuan R so

terhadap tekanan pada saat tekanan

gelembung adalah bahwa harga R so

mencapai maksimum karena jumlah gas

yang terlarut pada saat tersebut belum ada gas yang keluar dari minyak atau

pada saat jumlah gas terbanyak berada dalam minyak. Secara matematis R so

dapat dituliskan sebagai berikut:

Gambar 1.14. Grafi k Rs

3.

Faktor volume formasi minyak (Bo)

Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak pada

kondisi reservoir (reservoir barrel) dibagi dengan volumenya pada kondisi

standar (STB).


22/47

22

Gambar 1.15. Grafik Bo

Pada saat tekanan lebih besar daripada p b, penurunan tekanan dari tekanan

awal menyebabkan berkembangnya volume minyak di reservoir sehingga

harga Bo

membesar. Setelah melewati harga p b, penurunan tekanan lebih lanjut

menyebabkan gas keluar dari minyak yang secara kuantitatif lebih besar dari

pengembangan minyak akibat penurunan tekanan tersebut sehingga

didapatkan volume minyak di reservoir mengecil dan harga Bo

mengecil.

Secara matematis Bo

dpat dituliskan sebagai berikut:

4.

Faktor volume formasi gas (Bg)

Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagai volume gas pada kondisi

reservoir (reservoir barrel) dibagi dengan pada kondisi standar (SCF).


23/47

23

Gambar 1.16. Grafik Bg

5. Faktor volume formasi total (Bt)

Faktor volume formasi total adalah sifat turunan dari sifat-sifat yang telah

dibahas di depan. Faktor volume formasi total didefinisikan sebagai Bt

= Bo

+

Bg

(R sob

– R so

), dimana R sob

adalah R s pada p

b.

6. Kompressibilitas

Kompressibilitas dalam hubungannya dengan sifat fisik lain adalah

sebagai berikut:

a. Kompresibilitas Minyak (Co)


24/47

24

Gambar 1.17. Grafi k Co

b. Kompresibilitas Gas (Cg)

Gambar 1.18. Grafi k Cg


25/47

25

7.

Densitas dan spesific gravity

Densitas untuk minyak yang dapat diwakili oleh API dirumuskan sebagai

berikut :

Terlihat jelas, makin tinggi API akan makin rendah Po. Untuk gas specific

gravity dirumuskan sebagai berikut :

8. Viskositas

Diatas p b, viskositas minyak menurun terhadap turunnya tekanan secara

hampir linier dan tidak tajam. Sedangkan di bawah p b, harga viskositas

bertambah secara eksponensial.

Gambar 1.19. Grafik Vi skositas M inyak

Pada saat tekanan lebih besar dari p b, penurunan tekanan menyebabkan

pengembangan minyak lebih mudah sehingga viskositas turun. Sedangkan

setelah melewati p b, jumlah gas yang berada dalam minyak berkurang terus


26/47


27/47

27

Gambar 1.20. Klasi fi kasi Jeni s-Jeni s Reservoir

1.5.1. Black Oil

Fluida terdiri dari rantai hidrokarbon yang besar, berat dan tidak mudah

menguap. Hal ini dapat dilihat dari diagram fasanya, pada diagram fasa tersebut

dapat dilihat bahwa Temperatur Kritis (Tc) lebih besar daripada Temperaturreservoir (Tr).

Gambar 1.21. Diagr am Fasa Bl ack Oil

Pada saat Pr lebih tinggi dari Pb, fluida dalam kondisi tak jenuh

(undersaturated) dimana pada kondisi ini minyak dapat mengandung banyak gas.


28/47

28

Ketika tekanan reservoir (Pr) turun dan dibawah tekanan gelembung (Pb) maka

fluida akan melepaskan gas yang dikandungnya dalam reservoir hanya saja pada

separator jumlah cairan yang dihasilkan masih lebih besar. Ciri-ciri yang dapat

kita temui dalam black oil adalah :

a.

Sebagian besar reservoir minyak berupa black oil.

b. temperatur reservoir selalu lebih kecil daripada temperatur minyak.

c. nama lainnya adalah low shrinkage oil yang berarti sedikit penurunan tekanan

menghasilkan sedikit penurunan persentase fasa cair.

1.5.2. Volatil e oil

Terdiri dari rantai hidrokarbon ringan dan intermediate sehingga mudah

menguap. Temperatur kritis (Tc) lebih kecil daripada black oil bahkan hampir

sama dengan Temperatur reservoirnya (Tr).

Gambar 1.22. Diagram Fasa Vol atil e Oil

Rentang harga temperatur cakupannya lebih kecil dibandingkan black oil.

Penurunan sedikit tekanan selama masa produksi akan mengakibatkan pelepasan

gas cukup besar di reservoir. Jumlah liquid yang dihasilkan pada separator lebih

sedikit dibandingkan black oil. Gambar menunjukan sifat dari fluida jenis

Volatile Oil (minyak yang mudah menguap). Ciri-ciri yang dapat ditemui dalam

volatile oil adalah :


29/47

29

a.

Temperatur reservoir sedikit lebih rendah dibandingkan temperatur kritik

minyak.

b. Nama lainnya adalah high shrinkage oil yang berarti sedikit penurunan

tekanan menghasilkan besar penurunan persentase fasa cair.

c.

Field identification : GOR 2000 - 3300 scf/stb, SG oil 30 - 50 API, warna

coklat tua.

1.5.3. Retrograde Gas

Pada kondisi awal reservoir fluida berbentuk fasa gas, dengan seiring

penurunan tekanan reservoir maka gas akan mengalami pengembunan dan

terbentuklah cairan direservoir.

Gambar 1.23. Diagaram Fasa Retrograde Gas

Diagram fasa dari retrograde gas memiliki temperatur kritik lebih kecil

dari temperatur reservoir dan cricondentherm lebih besar daripada temperatur

reservoir. Cairan yang diproduksi inilah yang disebut dengan gas kondensat. Ciri-

ciri yang ada pada retrograde gas:

a.

Komponen sebagian besar diisi dengan metana dan hidrokarbon intermediate.

b. Suhu reservoir berada pada suhu kritikal dan suhu cricondenterm (suhu

tertinggi yang dapat dicapai).


30/47

30

c.

Di reservoir terjadi kondensat saat tekanan turun mencapai kurang dari dew

pressure. bila tekanan terus menurun maka liquid kembali menjadi gas.

d. Properties di reservoir dengan permukaan berbeda.

e.

Field identification : GOR (8000 - 70.000 scf/stb), initial Specific Gravity

Stock Tank Oil > 40 API, lightly coloured.

f. Lab analysis : C7+ .

1.5.4. Wet Gas

Wet gas terjadi semata-mata sebagai gas di dalam reservoir sepanjang

penurunan tekanan reservoir. Jalur tekanan, garis 1-2, tidak masuk ke dalam

lengkungan fasa maka dari itu, tidak ada cairan yang terbentuk di dalam reservoir.

Walaupun demikian, kondisi separator berada pada lengkungan fasa, yang

mengakibatkan sejumlah cairan terjadi di permukaan (disebut kondensat).

Gambar 1.24. Diagram Fasa Wet Gas

Kata “wet” (basah) pada wet gas (gas basah) bukan berarti gas tersebut

basah oleh air, tetapi mengacu pada cairan hidrokarbon yang terkondensasi pada

kondisi permukaan.kandungan utama dari reservoir ini umumnya hampir sama

dengan dry gas hanya saja lebih banyak kandungan hidrokarbon intermediate (C2

- C4). keadaan hidrokarbon di reservoir adalah berupa gas namun pada saat di

permukaan, terjadi proses kondensasi akibat penurunan tekanan dan temperatur.

perlu diketahui bahwa setiap reservoir ketika sedang diproduksi minyaknya maka

baik tekanan maupun temperatur akan mengalami penurunan. dry gas juga


31/47

31

mengalami penurunan namun karakternya yang berbeda menjadikan fas gas tetap

terbentuk dari reservoir hingga ke permukaan. kondesat yang terbentuk di

permukaan pada wet gas terbilang bernilai mahal sebab dalam perminyakan kita

selalu menginginkan hidrokarbon berantai pendek yang memiliki heating value

yang lebih besar. Berdasarkan hasil data lapangan, reservoir ini memiliki GOR

sebesar 70.000 - 100.000 scf/stb dengan derajat API lebih dari 50.

1.5.5. Dr y Gas

Dry gas terutama merupakan metana dengan sejumlah intermediates. Pada

gambar menunjukkan bahwa campuran hidrokarbon semata-mata berupa gas di

reservoir dan kondisi separator permukaan yang normal berada di luar lengkungan

fasa. Maka dari itu, tidak terbentuk cairan di permukaan. Reservoir dry

gasbiasanya disebut reservoir gas.

Gambar 1.25. Digram Fasa Dry Gas

Pada dry gas, komponen utamanya adalah metana sehingga fasa gas adalah

keadaan reservoirnya. bahkan, reservoir ini tetaplah berfasa gas mulai dari

reservoir hingga ke permukaannnya. segala properti di reservoir dan di permukaan

tidak berubah. berdasarkan data lapangan, reservoir ini memiliki initial GOR ≥

100.000 scf/stb dan kandungan heptana plus sebesar 0,7 % mol.


32/47

32

1.6. Dri ve Mechani sm

Sesudah selesainya tahap komplesi, fluida akan mengalir ke lubang bor.

Fase awal dari produksi ini disebut fase produksi primer (primary production).

Dalam fase ini energi reservoir mendorong HC dari pori-pori reservoir ke dalam

lubang sumur dan naik ke permukaan. Mekanisme pendorong reservoir ini dibagi

empat, yaitu water drive reservoir, dissolved/solution gas drive, gas cap drive dan

combination drive.

Setiap reservoir minyak pasti memiliki mekanisme pendorong. Mekanisme

pendorong reservoir didefinisikan sebagai tenaga yang dimiliki oleh reservoir

secara alamiah, sehingga menyebabkan dapat mengalirnya fluida hidrokarbon dari

formasi menuju ke lubang sumur dan selanjutnya ke permukaan pada saat

produksi berlangsung. Sedangkan besarnya tenaga pendorong ini tergantung dari

kondisi P dan T formasi dimana reservoir tersebut berada, dan pelepasan

energinya dipengaruhi oleh proses dan sejarah produksi yang dilakukan.

Pada dasarnya ada empat sumber tenaga yang bekerja di reservoir, yaitu :

1. Tenaga dorong eksternal / tekanan hidrostatik, yang biasanya berupa

perembesan air (baik dari bawah maupun samping) dan pengembangan tudung

gas.

2. Tenaga penggerak internal, yang terjadi karena adanya pembebasan gas

terlarut dalam cairan.

3. Tenaga potensial, merupakan tenaga yang berasal dari formasi itu sendiri dan

biasanya dipengaruhi oleh adanya gravitasi dan perbedaan kerapatan antara

fluida formasi.

4. Tenaga permukaan fluida, berasal dari gaya-gaya kapiler dalam pori-pori

batuan.

Kenyataan yang ada di lapangan menunjukkan bahwa mekanisme

pendorong yang ada tidak selalu bekerja sendiri-sendiri, akan tetapi lebih sering

dijumpai dalam bentuk kombinasi. Sedangkan jenis-jenis reserevoir berdasarkan

mekanisme pendorongnya dibedakan menjadi :


33/47

33

1. Depletion Drive Reservoir.

2. Gas Cap Drive Reservoir.

3. Water Drive Reservoir.

4. Segregation Drive Reservoir.

5. Combination Drive Reservoir.

1.6.1. Depleti on Dr ive Reservoi r

Sering pula disebut solution gas drive reservoir atau internal gas drive

reservoir. Sumber energi utama yang mendorong minyak dari reservoir adalah

ekspansi gas yang terbebaskan dari dalam larutan minyak selama penurunan

tekanan reservoir. Pada kondisi awal tidak ditunjukkan adanya tudung gas bebas

dan tidak ada water drive yang aktif. Kemudian gas yang terbentuk ini ikut

mendesak minyak ke sumur produksi pada saat penurunan tekanan reservoir

karena produksi tersebut. Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan

produksi minyak dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar

lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari

reservoir menuju lubang bor melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan

disekitar lubang bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas.

Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih sangat kecil (belum

membentuk fasa yang kontinyu), maka gas-gas tersebut terperangkap pada ruang

antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil

dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak, maka gas tersebut turut serta

terproduksi ke permukaan.

Sedangkan karakteristik dari depletion drive reservoir ini adalah :

1. Penurunan tekanan yang cepat

Karena tidak adanya fluida ekstra atau tudung gas bebas dalam jumlah

besar yang akan menempati ruangan pori yang dikosongkan oleh minyak yang

terproduksi.


34/47

34

2. Produksi minyak bebas air

Karena reservoir terisolir dan dengan tidak adanya water drive maka

sangat sedikit atau hampir tidak ada yang ikut terproduksi bersama minyak

selama masa produksi reservoir. Meskipun terdapat connate water tetapi

hampir-hampir tidak dapat terproduksi. Saturasi air interestial tidak akan

terproduksi sampai tercapai harga saturasi minimum.

3. GOR bertambah dengan cepat pada semua struktur sumur

Pada awal produksi, karena gas yang dibebaskan minyak masih

terperangkap pada sela-sela pori-pori batuan, maka GOR produksi akan lebih

kecil jika dibandingkan dengan GOR reservoir.

Setelah tekanan reservoir mencapai tekanan di bawah tekanan saturasi, gas

akan berkembang dari larutan pada saluran pori-pori diseluruh bagian

reservoir. Pada waktu saturasi, gas akan bertambah dan membentuk suatu fasa

yang kontinyu sehingga mencapai titik dimana gas dapat mengalir (saturasi

keseimbangan).

Akibatnya gas bebas ini akan mengalir ke lubang sumur. Gas juga akan

bergerak vertikal akibat adanya gaya gravitasi yang pada akhirnya dapat

membentuk tudung gas. Hal ini terus menerus berlangsung hingga tekanan

reservoir menjadi rendah. Bila tekanan telah cukup rendah maka GOR akan

menjadi berkurang sebab volume gas di dalam reservoirnyapun tinggal sedikit.

Dalam hal ini GOR produksi dan GOR reservoir harganya hampir sama.

4.

Ultimate recovery rendah

Produksi minyak dengan depletion drive biasanya merupakan metode

recovery yang paling tidak efisien dengan perolehan pendapatan yang kurang

dari 5 % hingga 25 %. Hubungan permeabilitas relatif (Kg/Ko) turut

menentukan besarnya perolehan pendapatan dari reservoir jenis ini. Selain itu

jika viscositas minyak bertambah, maka ultimate recovery minyak akan

berkurang. Dengan demikian untuk reservoir jenis ini pada tahap teknik

produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang cukup besar.


35/47

35

1.6.2. Gas Cap Dri ve Reservoi r

Reservoir gas cap drive dapat dikenali oleh adanya tudung gas yang relatif

besar dengan water drive yang relatif kecil atau bahkan tidak ada, sedangkan

reservoir dalam keadaan jenuh. Pada gas cap drive reservoir tenaga pendorongnya

berupa pengembangan di dalam gas cap (tudung gas) akibat dari turunnya tekanan

di dalam reservoir.

Makin besar ukuran gas cap, maka efisiensi pendorong makin besar,

karena dengan penurunan tekanan sedikit saja sudah dapat mendorong minyak

yang cukup besar. Karakteristik reservoir dengan tenaga pendorong gas cap antara

lain :

1. Penurunan tekanan kecil, karena kemampuan dari tudung gas untuk

mengembang dengan cepat, maka penurunan tekanan reservoir tidak begitu

cepat jika dibandingkan dengan reservoir depletion drive dengan ukuran yang

sama.

2. Produksi air kecil.

3.

Kenaikan GOR cepat pada sumur-sumur dengan struktur tinggi, selama

tudung gas mengembang ke zona minyak.

4. Recovery factor cukup tinggi yaitu berkisar antara 20 % - 40 %.Tenaga

dorong dari tudung gas yang ada di atas minyak.

1.6.3. Water Drive Reservoi r

Mekanisme pendorong jenis water drive reservoir merupakan jenis

pendesakan yang paling efisien jika dibandingkan dengan mekanisme pendorong

lainnya. Reservoir ini mengalami kontak langsung antara zona minyak dengan

formasi air (aquifer) yang besar.

Proses pendesakan air ini terjadi selama masa produksi berlangsung,

dimana air formasi mengalami pengembangan akibat dari penurunan tekanan. Air

formasi yang mengalami pengembangan ini akan merembes masuk ke dalam pori-

pori batuan dan mendesak minyak keluar dari ruang pori batuan tersebut.

Kemudian air formasi tadi mengisi pori-pori batuan yang kosong akibat


36/47

36

ditinggalkan oleh minyak. Dengan adanya pendesakan air ini, mungkin akan

terjadi penyusutan ukuran pori. Proses pendesakkan air ini dapat pula terjadi

apabila aquifer berhubungan dengan sumber air di permukaan atau dilakukan

injeksi air. Untuk mendapatkan recovery yang besar, maka harus dihindari

terjadinya water coning. Sedangkan tekanan reservoir dipengaruhi oleh laju

produksi dan laju perembesan air.

Ditinjau dari arah gerakan perembesan air dari aquifer, reservoir water

drive ini dapat dibedakan menjadi :

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

masuk dari arah samping. Zona produktif lebih tebal dari aquifer.

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

vertikal lurus dari bawah ke atas. Tebal lapisan minyak relatif lebih tipis

dibandingkan dengan aquifernya. Batas air minyak terletak pada bidang datar

atau sedikit menyimpang dari bidang datar.

3. Bottom and edge water drive, gerakan air dari aquifer ke reservoir merupakan

gabungan dari samping dan bawah.

Karakteristik dari kedua mekanisme water drive tersebut adalah sama,

hanya berbeda arah gerakannya ke dalam bidang batas antara minyak – air.

Reservoir water drive mempunyai karakteristik yang dapat dipakai untuk

mencirikan mekanisme pendorongnya, yaitu :

1. Penurunan tekanan reservoir adalah relatif kecil dan prosesnya bertahap,

karena volume air yang masuk ke reservoir sebanding dengan volume minyak

yang dikeluarkan.

2. Adanya air formasi yang ikut terproduksikan.

3. Water Oil Ratio (WOR), berubah dengan cepat dan membesar secara

berlebihan, pada saat sumur menembus zona minyak pada struktur yang

rendah.

4. Gas Oil Ratio (GOR) produksi relatif konstan, hal ini dikarenakan tekanan

reservoir tetap besarnya di atas tekanan gelembung (Pb) untuk waktu yang

lama sehingga tidak ada gas bebas di dalam reservoir (tidak ada initial gas


37/47

37

cap), dan hanya ada gas terlarut yang ikut terproduksi bersama dengan

minyaknya.

5. Harga PI relatif tetap, karena penurunan tekanan relatif kecil selama masa

produksi.

6. Selama masa produksi sering dijumpai tekanan tetap lebih besar dari tekanan

gelembung untuk waktu yang lama, sehingga produksi berupa satu fasa

minyak.

7. Biasanya dijumpai pada perangkap struktur.

8. Recovery oil (minyak yang dapat dikuras) dari reservoir adalah berkisar antara

40 % - 85 %.

1.6.4. Segregati on D ri ve Reservoi r

Sering juga disebut gravity drainage atau gravitational segregation.

Mekanisme pendesakan pada reservoir ini terjadi oleh adanya pemisahan atau

perbedaan densitas fluida reservoir karena gaya gravitasi. Gravity drainage

mempunyai peranan yang penting dalam memproduksi minyak dari suatu

reservoir. Sebagai contoh bila kondisinya cocok, maka recovery dari solution gas

drive reservoir bisa ditingkatkan dengan adanya gravity drainage ini.Ciri khas dari

reservoir segregation drive ini, antara lain :

1. Terdapat gas cap, baik besar maupun kecil. Seandainya dalam reservoir itu

terdapat tudung gas primer (primary gas cap) maka tudung gas ini akan

mengembang sebagai proses gravity drainage tersebut. Reservoir yang tidak

mempunyai tudung gas primer segera akan mengadakan pembentukkan

tudung gas sekunder (secondary gas cap).

2. Produksi air sangat kecil, karena dianggap tidak berhubungan dengan aquifer.

3. Umumnya terdapat pada perangkap struktur dengan kelerengan curam.Faktor-

faktor kombinasi seperti viscositas rendah, specific gravity rendah, mengalir

pada atau sepanjang zona dengan permeablilitas tinggi dengan kemiringan

lapisan cukup curam, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran dalam

pergerakan minyak dalam struktur lapisannya.


38/47

38

4. Primary recovery lebih besar dibandingakan dengan reservoir depletion drive,

tetapi lebih kecil dibandingkan dengan water drive reservoir, yaitu berkisar

antara 20 – 40 %. Primary recovery ini tergantung pada ukuran gas cap mula-

mula, permeabilitas vertikal, viscositas gas dan derajat kekekalan gasnya

sendiri.Sedangkan besarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity minyak,

permeabilitas zona produktif dan juga dari kemiringan formasinya sendiri,

Penurunan tekanan lebih lama jika dibandingkan dengan depletion drive,

karena pengembangan gas akan memberikan tenaga yang cukup lama. Bila

gravity drainage baik atau bila laju produksi dibatasi untuk mendapatkan

keuntungan maksimal dari gaya gravity drainage ini maka recovery yang

didapat akan tinggi.

Sedangkan untuk pemisahan gas dari larutan memerlukan beberapa

kondisi yang antara lain :

a. Penurunan tekanan merata diseluruh zona minyak, sehingga gas yang

terbentuk akan dapat bergabung dan bergerak ke atas sebagai aliran yang

kontinyu.

b. Aliran gas ke atas berlangsung dengan gradien tekanan kecil, sehingga sistem

fluida tidak terganggu.

c. Gerakan ke atas dikontrol oleh harga mobilitas terkecil antara minyak dan gas.

Terdapat dua proses pendorongan minyak yang berbeda pada segregation

drive reservoir ini, yaitu :

1.

Segregation drive tanpa counter flow

Dimana gas yang keluar dari larutan tidak bergabung dengan gas cap,

sehingga akan menambah keefektifan gaya dorong. Sering dijumpai pada

formasi dengan permeabilitas kecil atau rendah, seperti lensa pasir. Produksi

gas hanya dari fasa minyak, hasil dari gas cap tidak terbawa. Tidak terdapat

gas coning atau water coning. Saturasi minyak tergantung dari tekanan

reservoir. Bila gas cap cukup besar, GOR akan naik sampai waktu

abandonment.


39/47

39

2. Segregation drive dengan counter flow

Disebut juga dengan gravity drainage. Gas yang dibebaskan dari dalam

larutan akan bergabung dengan gas cap bila permeabilitas vertikal

memungkinkan. Gas dari gas cap ikut terproduksikan bersama dengan minyak

dalam bentuk aliran kontinyu dua fasa.Gerakan ke atas dikontrol oleh besar

kecilnya mobilitas gas dan mobilitas minyak.

1.6.5. Combinati on Dri ve Reservoir

Sebelumnya telah dijelaskan bahwa reservoir minyak dapat dibagi dalam

beberapa jenis sesuai dengan jenis energi pendorongnya. Namun pada umumya di

lapangan, energi-energi pendorong ini bekerja bersama-sama dan simultan. Bila

demikian, maka energi pendorong yang bekerja pada reservoir itu merupakan

kombinasi beberapa energi pendorong, sehingga dikenal dengan nama

combination drive reservoir.

Kombinasi yang umum dijumpai adalah antara gas cap drive dengan water

drive. Sedangkan bentuk kombinasi lainnya seperti antara depletion drive - water

drive, depletion drive - segregation drive, segregation drive - water drive, atau

bahkan terdiri dari tiga mekanisme pendorong seperti depletion-segregation-water

drive reservoir. Ciri-ciri reservoir combination drive adalah :

1. Penurunan tekanan relatif cepat, perembesan air dan pengembangan gas cap

adalah faktor utama yang mengontrol tekanan reservoir.

2. Jika berhubnungan dengan aquifer, perembesan air lambat sehingga produksi

air kecil.

3. Jika berhubungan dengan gas cap yang kecil, kenaikkan GOR konstan sesuai

dengan pengembangan gas cap tersabut. Akan tetapi jika selama produksi,

pengembangan gas cap ditambah gas bebas, GOR justru menurun.

4. Recovery tergantung pada keaktifan masing-masing mekanisme pendorong.

5. Biasanya primary recovery dari combination drive lebih besar dari depletion

drive, tetapi lebih kecil dari segregation drive dan water drive. Semakin kecil

pengaruh depletion, semakin besar harga recovery-nya.


40/47

40

6. Performance reservoir selama masa produksi mirip dengan reservoir depletion

drive.

1.7. Cadangan

Cadangan (reserves) adalah perkiraan volume hidrokarbon (minyak,

kondesat dan gas alam) yang secara komersial dapat diambil dari volume

hidrokarbon yang terakumulasi di reservoir dengan metode operasi yang ada dan

bersifat ekonomis. Perkiraan cadangan didasarkan atas interpretasi data geologi

dan/atay engineering yang tersedia pada saat itu.

Cadangan biasanya direvisi begitu reservoir diproduksikan seiring

bertambahnya data geologi dan/atau engineering yang diperoleh atau karena

perubahan kondisi ekonomi.Perhitungan cadangan melibatkan ketidakpastian

yang tingkatnya sangat tergantung pada tersedianya jumlah data geologi dan

engineering yang dapat dipercaya. Atas dasar ketersediaan data tersebut maka

cadangan digolongkan menjadi dua, yaitu : Cadangan Pasti ( proved reserves) dan

Cadangan Belum Pasti (unproved reserves). Unproved reserves memiliki tingkat

ketidakpastian yang lebih besar disbanding proved reserves dan digolongkan

menjadi Cadangan Mungkin ( probable reserves) dan cadangan Harapan ( possible

reserves).

Cadangan Pasti atau Cadangan Terbukti ( proved reserves) adalah

cadangan yang sudah dibuktikan dengan uji produksi atau bahkan reservoir

sedang diproduksikan dan dapat diperkirakan dengan cukup teliti untuk dapat

diambil atas dasar ekonomi saat itu (current economic conditions). Kondisi

ekonomi tersebut termasuk harga dan biaya pada saat dilakukan perkiraan

(perhitungan) reserves. Proved reserves, berdasarkan statusnya, digolongkan

menjadi 2 yaitu developed dan undeveloped . Penggolongan status menetapkan

status pengembangan dan produksi dari sumur dan/atau reservoir.

a. Developed reserves diyakini dapat diambil dari sumur yang ada (termasuk

reserves behind pipe) dan memiliki fasilitas untuk pemrosesan dan

transportasi hidrokarbon, atau ada komponen pemasangan fasilitas ini.

Developed reserves terbagi lagi menjadi producing dan non-


41/47

41

producing.Developed Producing , Producing reserves diperkirakan dapat

diambil dari interval perforasi yang terbuka pada saat perhitungan reserves

dan sedang produksi. Developed non-producing meliputi shut in dan behind

pipe reserves, Shut in reserves diperkirakan dapat diambil dai interval

perforasi yang terbuka pada saat perhitungan reserves, tetapi belum mulai

produksi, atau ditutup karena kondisi pasar atau sambungan pipa, atau tidak

dapat berproduksi karena alasan mekanik, alasan non teknis lainnya atau

uncertainty waktu jual. Behind pipe reserves diperkirakan dapat diambil dari

zona yang ditembus oleh sumur (behind casing) yang memerlukan kerja

komplesi sebelum dimulai produksi.

b. Undeveloped reserves diperkirakan dapat diambil dari sumur pada daerah

yang belum dibor (undrilled acreage), dari memperdalam sumur yang ada

sehingga menembus reservoir yang berbeda, atauJika diperlukan pembiayaan

yang relative besar untuk melakukan komplesi pada sumur yang ada atau

pemasangan fasilitas produksi dan tarnsportasi.

Sedangkan cadangan Belum Pasti atau unproved reserves adalah cadangan

migas yang belum dibuktikan dengan uji produksi (DST) tetapi baru didasarkan

pada data geologi dan/atau engineering seperti halnya yang digunakan untuk

menentukan proved reserves; ketidakpatisan secara teknik, ekonomi, kontrak dan

regulasi lebih besar.Perhitungan unproved reserves dapat dibuat untuk

perencanaan internal atau evaluasi khusus. Unproved reserves tidak bisa

ditambahkan dalam proved reserves. Unproved reserves dibagi lagi menjadi dua,

yaitu : Cadangan Mungkin ( probable) dan Cadangan Harapan ( possible).

Terkadang kita juga mendengar istilah 1P, 2P dan 3P dalam cadangan, 1P,

yaitu Setara dengan Cadangan Terbukti; menunjukkan skenario “perkiraan

rendah” Cadangan. 2P, yaitu Setara dengan jumlah “Cadangan Terbukti”

ditambah dengan “Cadangan Mungkin”; menunjukkan skenario “perkiraan

terbaik” Cadangan. 3P, yaitu Setara dengan jumlah “Cadangan Terbukti”

ditambah “Cadangan Mungkin” ditambah “Cadangan Possible”; menunjukkan

skenario “perkiraan tinggi” Cadangan.


42/47

42

Gambar 1.26. Pembagian Cadangan

1.7.1. Perhitungan Cadangan

Setelah kita mengetahui mengenai definisi cadangan dan pembagiannya,

kita juga harus mengetahui beberapa metode untuk menghitung perkiraan

cadangan yang ada dalam reservoir. Beberapa metode perhitungan cadangan yang

dapat di pilih berdasarkan pada seberapa banyak data, waktu, serta dana yang kita

miliki. Metode metode tersebut adalahMetode analogi, Metode volumetric,

Metode decline curves, Metode material balance dan Metode simulasi reservoir.

Berikut adalah penjelasan masing-masing metode adalah sebagai berikut :

a.

Metode Analogi

Analogi /statistic metode biasa nya di gunakan untuk prospek belum dibor,

dan untuk melengkapi metode volumetric dalam bidang atau tahap awal

reservoir dari pengembangan dan produksi. Selain itu, metode yang dapat di

gunakan untuk memperkirakan cadangan traktat belum dibor di bidang

sebagian di kembangkan atau reservoir.

Metode volumetric mencoba untuk menentukan jumlah minyak di tempat

dengan menggunakan ukuran reservoir serta sifat batuan dan cairan.

Kemudian di tempat dengan menggunakan ukuran reservoir serta sifat batuan

dan cairan. Kemudian faktor pemulihan di asumsikan, dengan mengguanakan


43/47

43

asumsi dari bidang dengan karakteristik serupa. OOIP dikalikan dengan factor

pemulihan untuk sampai pada nomor cadangan.

Metodologi ini di dasari pada asumsi bahwa bidang analog, reservoir, atau

baik adalah sebanding dengan field perihal, reservoir, atau baik, tentang

aspek-aspek yang recovery control utama minyak atau gas. Kelemahan

metode ini adalah bahwa validitas asumsi ini tidak dapat di tentukan sampai

bidang subjek atau reservoir telah di produksi berkelanjutan.Analogi

dilakukan apabila data minim(misalnya sebelum eksplorasi). Perlu di ingat

bahwa seminimum apapun datanya, pembuat keputusan memerlukan angka

cadangan dan keekonomian yang dapat di tentukan dengan mengguanakan

barrels per acre foot (BAF).

=Ø x ( 1 − Swi )

Boi

Keterangan

Ø : porositas rata-rata ( % ).

Swi : Saturasi awal rata- rata ( % ).

Boi : Faktor formasi volume minyak awal( RB / STB ).

RF : Recovery Factor ( % ).

b. Metode Volumentrik

Pada metode ini perhitungan didasarkan pada persamaan volume, data-

data yang menunjang dalam perhitungan cadangan ini adalah porositas dan

saturasi hidrokarbon. Persamaan yang di gunakan dalam metode volumetric

adalah IGIP (initial gas in place) atau IOIP(initial oil in place). Yang digunakan dalam perhitungan ini adalah data dari peta isopach.

Peta isopach yaitu: salah satu peta geology yang menampilakan ketebalan

lapisan suatu daerah (reservoir). Peta ini juga di susun berdasarkan peta

kombinasi iso-struktur, sehingga ketebalan lapisan di bawah permukaan dapat

di hitung.


44/47

44

=43560 x Ah x Ø ( 1 − Swi )

Bgi

Keterangan :

A : Luas pengeringan .(Acres)

h : Ketebalan rata-rata formasi (feet).

ø : Porositas rata-rata ( % ).

Swi : Saurasi awal ( % ).

Bgi : Faktor formasi volume gas ( cuft/SCF ).

=7758 x Ah x Ø x ( 1− Swi )

Boi

Keterangan :

A : Luas pengeringan (Acres).

h : Ketebalan rata-rata formasi (feet).

ø : Porositas rata-rata ( % ).

Swi : Saturasi awal ( % ).

Boi : Faktor formasi volume minyak awal ( RB/STB ).

c. Metode decline Curve

Kurva penurunan di gunakan ketika reservoir telah diproduksi untuk

beberapa waktu dan telah menunjukkan kecendrungan yang di amati

(penurunan ) maju dalam tingkat produksi.

Teknik ini adalah untuk membangun sebuah grafik laju produksi terhadap

waktu pada skala semi- log (di mana tingkat produksi dalam skala log dan

waktu pada skala normal) dan kemudian meramalkan tren diamati (penurunan)

maju dalam waktu.

Metode ini di dasakan pada konsep keseimbangan massa. Sederhananya,

massa apapun di wadah sama dengan massa awalnya dalam wadah, kurang

apa yang telah di bawa keluar, di tambah apa yang telah di tambah ini cara

lain berfikir tentang ini adalah jika anda memiliki sebuah wadah besar dengan

tetap.


45/47

45

d. Metode material balance

Material balance dibagi menjadi 2 yaitu, Metode straight line material

balance ( havlene and odeh ) yang mempunyai persamaan :

ket : Gp : produksi kumulatif gas

G : cadangan gas awal

Bg : faktor volume formasi gas (cuft/SCF )

Bgi : faktor volume formasi gas awal(cuft/SCF)

Selanjutnya adalah Metode P/Z Vs Gp , Initial Gas in place dan cadngan

gas dapat di tentukan tanpa harus mengetahui harga A, h, Q, dan S w. jika data

kumulatif produksi dan tekanan reservoir cukup tersedia, yaitu dengan

membuat kesetimbangan massa atau mol dari gas.Untuk menerapkan metode

ini, di butuh kan pengetahuan tentang teknik reservoir.Material balance dapat

digunakan untuk berbagai macam tujuan antara lain:

Memperkirakan isi hidrokarbon awal di tempat.

Memperkirakan kinerja reservoir di massa dating.

Memperkirakan jumlah air yang merembes daaquifer.

Menentukan ukuran dari tudung gas (gas cap).

e. Metode simulasi reservoir

Metode ini terdiri dari membuat atau memilih model, mengumpulkan dan

memasukkan data ke model, history matching dan peramalan. Untuk

melakukannya di butuhkan pengetahuan teknik reservoir dan teknik computer.

Simulasi reservoir merupakan aplikasi konsep dan teknik pembuatan

model matematis dari suatu system reservoir dengan tujuan agar mendapatkan

hidrokarbon (minyak) secara optimal dan ekonomis, model matematis ini

terdiri dari persamaan- persamaan yang mengatur aliran dengan metode solusi

algorithma, sedangkan simulator adalah suatu kumpulan program computer

yang mengaplikasikan model matematik ke dalam computer, dan untuk


46/47

46

mencapai tujuan yang di harapkan maka membutuhkan skripsi reservoir,

metodologi perhitungan hidrokarbon dan distribusi tekanan sebagai fungsi

waktu dan jarak yang tepat.Simulasi Reservoir merupakan salah satu cara

yang digunakan untuk :

1.

Memperkirakan isi minyak gas awal dalam reservoir.

2. Indentifikasi besar dan pengaruh aquifer (cadangan air).

3. Identifikasi pengaruh patahan dalam reservoir.

4. Memperkirakan distribusi fluida.

5. Identifikasi adaya hubungan antar layer secara vertikal.

6. Peramalan produksi untuk masa yang akan datang.

7. Peramalan produksi dengan memasukkan alternatif pengembangan:

Jumlah penambahan sumur produksi

Jenis/cara menambah produksi

Jumlah penambahan sumur injeksi

Sistem/bentuk/luas pattern

8. Membuat bebarpa kasus untuk optimalisasi produksi minyak

Tabel 1.1. Perbandi ngan masing-masing metode perhi tungan cadangan

Metode Data yang Dibutuhkan Kelebihan Kekurangan

Analogi Data sumur atau

lapangan sekitarnya

Cepat dan murah, Bisa

dilakukan sebelum

pemboran

Kurang telliti

Volumentrik Log dan core, perkiraanluas, RF dan sifat

fluida.

Informasi minimal,cepatdapatdilakukan di awal

produksi

Perkiraan kurangtepat

Material

balance

data tekanan, data

produksi, fluida dan

batuan.

Tidak perlu perkiraan

luas, RF dan ketebalan

Dibutuhkan banyak

informasi


47/47

Decline

Curve

Data produksi Cepat dan murah Dibutuhkan kondisi

konstan

Simulasi

Reservoir

Data material balance,

Data sumur dan Data

geologi

Lebih mampu

menjelaskan secara rinci

Mahal dan butuh

waktu lebih lama

Bab I Reservoir

Documents

Transcript of Bab I Reservoir