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 :
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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 .
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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).
8/18/2019 Bab I Reservoir
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 :
total pori porivolume
air olehdiisi yang pori porivolume
S w
..................................... (1-11)
Saturasi gas (Sg) adalah :
total pori porivolume
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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 )
8/18/2019 Bab I Reservoir
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 .
8/18/2019 Bab I Reservoir
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).
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
)
8/18/2019 Bab I Reservoir
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).
8/18/2019 Bab I Reservoir
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).
8/18/2019 Bab I Reservoir
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)
8/18/2019 Bab I Reservoir
24/47
24
Gambar 1.17. Grafi k Co
b. Kompresibilitas Gas (Cg)
Gambar 1.18. Grafi k Cg
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
26/47
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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 :
8/18/2019 Bab I Reservoir
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).
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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 :
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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-
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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.
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
8/18/2019 Bab I Reservoir
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
Top Related