Bab I Reservoir [PDF]

Citation preview

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 lapisanlapisan 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 :



1



1. Adanya batuan Induk (Source Rock) Merupakan batuan sedimen yang mengandung bahan organik seperti sisasisa 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 Induk)



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



2



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 Struktural



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.



3



Gambar 1.4. Trap Stratigrafi



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 Kombinasi 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.



4



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 Migrasi



5



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. Petroleum System Process



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.



6



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 (SiO 2 ), feldspar (KNaCa(AlSi3 O 8 )) 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(CO 3 )2 ) dan material pengikat (semen), yaitu karbonat dan silika.



7



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



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 batu`an akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Porositas secara matematis dapat ditulis :







Vp Vb



 100% 



Vb  Vg Vb



 100% …………………………………… (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.



9



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:



a 



Volume pori total x 100% ............................................................. (1-2) bulk volume



2. Porositas



efektif,



adalah



perbandingan



volume



pori-pori batuan



yang



berhubungan terhadap volume batuan total, yang dapat dituliskan dengan persamaan:



eff 



Volume pori yang berhubungan x 100% ..................................... (1-3) bulk volume



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.



90



o



90 o 90 o



a. Cubic (porosity = 47,6 %)



90



90 o 90



o



o



b. Rhombohedral (porosity = 25,96 %)



Gambar 1.9. Bentuk-Bentuk Susunan Butir (a) Bentuk Kubik (b) Bentuk Rhombohedral



10



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 permeabilitas



pertama



kali



kuantitatif



dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam



hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut: V 



k







x



dP ........................................................................................ (1-4) dL



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.



11



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. kabs =



qμ L …………………..………………………………… (1-5) A (P1  P2 )



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 ketigatiganya. Permeabilitas efektif untuk masing- masing fluida adalah : Permeabilitas efektif gas (kg) kg =



qg μg L A (P1  P2 )



…………………………………………..……..….. (1-6)



Permeabilitas efektif minyak (ko) ko =



qo μo L …………………………………………………….. (1-7) A (P1  P2 )



Permeabilitas efektif air (kw) kw =



qw μw L ………………………………………………..…… (1-8) A (P1  P2 )



3. Permeabilitas relative Merupakan



perbandingan



antara



permeabilitas



efektif



dengan



permeabilitas absolut. Permeabilitas relatif dapat dituliskankan sebagai berikut : krel = krel =



k eff …………………………………………………. (1-9) k abs



atau krg =



kg k



;



kro =



ko k ; krw = w k k



12



Keterkaitan antara harga permeabilitas efektif minyak dan air terhadap harga saturasinya digambarkan oleh suatu kurva grafik yang ditunjukkan gambar dibawah. 1



0



0



Effective Permeab ility to Oil, k o



Effective Permeab ility to Water, k w



1



0



Oil Saturation, So



1



1



Water Sa turation, Sw



0



Gambar 1.10 Hubungan antara Permeabilitas Efektif Minyak dan Air 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).



13



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 poripori 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 :



So  



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



Saturasi air (Sw) adalah :



Sw  



volume pori  pori yang diisi oleh oil volume pori  pori total



volume pori  pori yang diisi oleh air ..................................... (1-11) volume pori  pori total



Saturasi gas (Sg) adalah :



Sg 



volume pori  pori yang diisi oleh gas volume pori  pori total



.................................. (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



14



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 mineral 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)



15



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.



16



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 tarikmenarik 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 : Pc = Pnw – Pw .................................................................................... (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).



17



Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut:



Pc 



2  cos    g h r



......................................................................(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.



18



Gambar 1.13. Kurva Tekanan Kapiler



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 batuan terhadap 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



19



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 C r atau : Cr 



1 dVr .................................................................................... x Vr dP



(1-



19) Sedangkan perubahan bentuk volume pori–pori



batuan dapat dinyatakan



sebagai kompressibilitas C p atau : Cp 



1 dV p x ................................................................................... (1-20) V p dP *



dimana : Vr = volume padatan batuan (grains). Vp = 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 (pb) Tekanan gelembung didefinisikan sebagai tekanan dimana saat pertama kali gelembung gas keluar dari fasa minyak.



2. Kelarutan gas dalam minyak (Rso )



20



Kelarutan gas dalam minyak didefinisikan sebagai jumlah gas yang terlarut (SCF) di dalam minyak (STB) pada kondisi dan tekanan temperatur tertentu. Ciri utama kelakuan Rso terhadap tekanan pada saat tekanan gelembung adalah bahwa harga Rso 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 Rso dapat dituliskan sebagai berikut:



Gambar 1.14. Grafik 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).



21



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).



22



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 (Rsob – Rso ), dimana Rsob adalah Rs pada pb.



6. Kompressibilitas Kompressibilitas



dalam hubungannya



dengan



sifat



fisik



lain adalah



sebagai berikut: a. Kompresibilitas Minyak (Co)



23



Gambar 1.17. Grafik Co



b. Kompresibilitas Gas (Cg)



Gambar 1.18. Grafik Cg



24



7. Densitas dan spesific gravity Densitas untuk minyak yang dapat diwakili oleh API dirumuskan sebagai berikut :



Terlihat jelas, makin tinggi API akan makin rendah P o . Untuk gas specific gravity dirumuskan sebagai berikut :



8. Viskositas Diatas pb, 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 Viskositas Minyak



Pada saat tekanan lebih besar dari p b, penurunan tekanan menyebabkan pengembangan minyak lebih mudah sehingga viskositas turun. Sedangkan setelah melewati pb, jumlah gas yang berada dalam minyak berkurang terus



25



dengan turunnya tekanan sehingga minmyak makin mengental atau makin sulit mengalir. Viskositas gas berkurang dengan turunnya tekanan, karena molekulmolekulnya makin berjauhan dan bergerak lebih bebas. Pengaruh temperatur berlawanan antara kondisi tekanan tinggi dan tekanan rendah. Pada tekanan tinggi, viskositas gas turun dengan naikknya temperatur.



9. Faktor deviasi gas (Z) Faktor deviasi gas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume gas pada tekanan tertentu dengan volumegas tersebut apabila berperilaku seperti gas ideal pada kondisi yang sama, atau dapat dituliskan sebagai berikut: Z = volume nyata / volume ideal



10. Tegangan permukaan Definisi umum tegangan permukaan langsung diterapkan di industri perminyakan misalnya untuk mengjitung tekanan kapiler.



10. Sifat-sifat fisik air Sifat fisik air formasi yang dibahas disini adalah faktor volume formasi (Bw), densitas (pw), kompresibilitas (cw) dan viskositas (μ w). Konsep sifat-sifat fisik tersebut pada dasarnya adalah sama dengan konsep sifat-sifat fisik minyak. 1.5.



Jenis-Jenis Reservoir Klasifikasi jenis-jensis reservoir disini di bedakan berdasarkan fluida yang



terkandung di dalamnya, Fluida reservoir diklasifikasi berdasarkan beberapa parameter yaitu: 1. GOR pada saat awal produksi. 2. API Gravity. 3. Warna dari fluida ketika di stock tank.



26



Gambar 1.20. Klasifikasi Jenis-Jenis 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 Temperatur reservoir (Tr).



Gambar 1.21. Diagram Fasa Black Oil



Pada saat Pr lebih tinggi dari Pb, fluida dalam kondisi tak jenuh (undersaturated) dimana pada kondisi ini minyak dapat mengandung banyak gas. 27



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. Volatile 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 Volatile 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 : 28



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. Ciriciri 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).



29



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



30



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. Dry 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.



31



1.6.



Drive Mechanism 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 :



32



1. Depletion Drive Reservoir. 2. Gas Cap Drive Reservoir. 3. Water Drive Reservoir. 4. Segregation Drive Reservoir. 5. Combination Drive Reservoir.



1.6.1. Depletion Drive Reservoir 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.



33



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.



34



1.6.2. Gas Cap Drive Reservoir 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 Reservoir 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 poripori batuan dan mendesak minyak keluar dari ruang pori batuan tersebut. Kemudian air formasi tadi mengisi pori-pori batuan yang kosong akibat



35



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



36



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. Segregation Drive Reservoir 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.Faktorfaktor 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.



37



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 mulamula, 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.



38



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. Combination Drive 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.



39



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)



transportasi hidrokarbon, Developed



reserves



dan



memiliki fasilitas



untuk



pemrosesan



dan



atau ada komponen pemasangan fasilitas ini.



terbagi



lagi



menjadi



producing



dan



non-



40



producing.Developed



Producing, Producing reserves diperkirakan dapat



diambil dari interval perforasi yang terbuka pada saat perhitungan reserves dan sedang produksi.Developed non-producingmeliputi 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



perencanaan internal atau evaluasi khusus.



reserves



dapat



dibuat



Unproved



reserves tidak



untuk 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. 41



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



42



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). 𝑂𝑂𝐼𝑃 =



Ø x ( 1 − Swi ) Boi



Keterangan Ø



: porositas rata-rata ( % ).



Swi



: Saturasi awal rata-rata ( % ).



Boi



: Faktor formasi volume minyak



RF



: Recovery Factor ( % ).



awal( RB / STB ).



b. Metode Volumentrik Pada metode ini perhitungan didasarkan pada persamaan volume, datadata 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 di gunakan 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.



43



𝐼𝐺𝐼𝑃 =



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 ).



𝐼𝑂𝐼𝑃 =



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.



44



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 45



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. Perbandingan masing-masing metode perhitungan cadangan



Metode Analogi



Data yang Dibutuhkan Data



sumur



lapangan sekitarnya



Kelebihan



Kekurangan



atau Cepat dan murah, Bisa Kurang telliti dilakukan



sebelum



pemboran Volumentrik Lo



Log dan core, perkiraan Informasi luas,



RF



dan



fluida.



Material - data data balance



minimal,cepat Perkiraan



kurang



sifat dapatdilakukan di awal tepat produksi



tekanan,



produksi,



fluida



data Tidak



perlu



perkiraan Dibutuhkan



dan luas, RF dan ketebalan



informasi



batuan.



46



banyak



Decline



Data produksi



Cepat dan murah



Curve



Dibutuhkan kondisi konstan



Simulasi



Data material balance,



Lebih mampu



Reservoir



Data sumur dan Data



menjelaskan secara rinci



Mahal



dan



butuh



waktu lebih lama



geologi



47