bab 2 karakteristik reservoir (fix).docx
TRANSCRIPT
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
1/64
BAB II
KARAKTERISTIK RESERVOIR
Reservoir merupakan batuan porous dan permeable yang berada di bawah
permukaan dan menjadi tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon. Selain
hidrokarbon (gas dan minyak), air juga dapat terakumulasi dalam reservoir ini.
Untuk digolongkan sebagai batuan reservoir maka batuan tersebut harus melewati
beberapa syarat geologi, diantaranya:1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak
bumi, gas bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa
lapisan batuan yang bersifat porous dan permeable .
2. Lapisan penutup ( cap rock ), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat
impermeabel, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga
berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.
3. Perangkap reservoir ( reservoir trap ), merupakan suatu unsur
pembentuk reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa
sehingga lapisan beserta penutupnya dapat menjebak hidrokarbon.
Dari beberapa syarat di atas, ada hal lain yang mempengaruhi kondisi dari
suatu reservoir yaitu karakteristik suatu reservoir. Karakteristik suatu reservoir
sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan penyusunnya, fluida reservoir yang
menempatinya,maupun kondisi reservoir (P&T). Ketiga faktor itulah yang berikut
ini akan dibahas dalam subbab karakteristik reservoir.
2.1. Karakteristik Batuan Reservoir
Batuan merupakan kumpulan dari mineral-mineral yang saling berikatan
satu sama lain dan terbentuk dari proses-proses geologi (contoh: deposisi,
lithifikasi dan kompaksi). Sedangkan mineral dibentuk dari beberapa senyawa
ikatan kimia. Komposisi kimia beserta jenis mineral yang menyusun suatu batuan
pada dasarnya akan sangat menentukan jenis batuan reservoir yang terbentuk.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
2/64
Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa
batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik)
atau terkadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi
kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Komponen penyusun
batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 2.1.
Gambar 2.1.Diagram Komponen Penyusun Batuan Sedimen Amyx.J
Dari diagram di atas, dicermati bahwa batuan reservoir terdiri dari
beberapa jenis batuan sedimen seperti batu pasir ( sandstone ), batu gamping
(limestone ), maupun batu lempung ( shale ) yang memiliki karakteristik kimia yang
sangat berbeda antara satu dengan lainnya.
2.1.1.Komposisi Kimia Batuan Reservoir
Komposisi kimia batuan reservoir merupakan hal yang sangat pentinguntuk diketahui karena komposisi batuan reservoir sangat erat dengan sifat fisik
dan karakteristik reservoir itu sendiri. Hal ini dapat berpengaruh dalam perolehan
dari performa reservoir yang bersangkutan.
2.1.1.1. Batupasir
Sekitar 60% batuan reservoir yang dijumpai ialah batu pasir yang tersusun
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
3/64
atas beberapa komponen penyusun utama, yaitu: matriks, semen dan butir
( grains ). Komponen penyusun bauan ini dapat mehasilkan pori-pori yang dapat
menjadi tempat terakumulasinya hdirokarbon.
TEXTURAL PARAMETERS SANDSTONE
Grains - Quartz- Feldspars- Mica- Rocks Fragments- Mudstone grains
- Bioclasts
- Glaucorula
Matriks - Abrasion product (Silt size,Quartz,Feldspars, mica)
- Clay minerals- Accessory mineral
Cement - Silica - Calcite - Dolomite
- Iron Oxide- Anhydrite- Halite- Clay minerals - Asphalt
Gambar 2.2.Komposisi Mineral Sandstone Pettijohn
Menurut Pettijohn, berdasarkan komposisi mineral batuannya, batupasir
dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu: Orthoquartzites , Graywacke , dan Arkhose .
Kandungan mineral dan komposisi kimia penyusun batuan reservoir sangat
berpengaruh terhadap besarnya sortasi yang dapat mempengaruhi besarnya pori-
pori batuan reservoar.
a. Orthoquartzites
Orthoquartzites merupakan batuan sedimen yang terbentuk dari unsur-
unsur silica yang tinggi dan mineral lainnya yang stabil. Material pengikatnya
(semen) terdiri atas karbonat dan silika. Orthoquartzites merupakan jenis batuan
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
4/64
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
5/64
lainnya. Material pengikatnya adalah clay dan carbonate . Indikator yang dapat
digunakan untuk mengidentifikasi batuan jenis ini adalah adanya mineral illite .
Hal yang sangat penting ialah graywacke memiliki matriks yang cukup
besar, terlebih lagi pemilahan butiran graywacke juga tidak baik, sehingga apabila
bertindak sebagai batuan reservoir graywacke akan memiliki porositas yang kecil.
Komposisi graywacke tersusun dari unsur silika dengan kadar lebih rendah
dibandingkan dengan rata-rata batupasir, dan kebanyakan silika yang ada
bercampur dengan silikat ( silicate ). Secara terperinci komposisi kimia graywacke
dapat dilihat pada Tabel II-2 .
Tabel II-2Komposisi Kimia Batupasir Graywacke Pettijohn
MINERALA B C D E F
SiO 2 68,20 63,67 62,40 61,52 69,69 60,51
TiO 2 0,31 . . . . 0,50 0,62 0,40 0,87
Al2O3 16,63 19,43 15,20 13,42 13,43 15,36
Fe2O3 0,04 3,07 0,57 1,72 0,74 0,76
FeO 3,24 3,51 4,61 4,45 3,10 7,63
MnO 0,30 . . . . . . . . . . . . 0,01 0,16
MgO 1,30 0,84 3,52 3,39 2,00 3,39
CaO 2,45 3,18 4,59 3,56 1,95 2,14
Na 2O 2,43 2,73 2,68 3,73 4,21 2,50
P2O3 0,23 . . . . . . . . . . . . 0,10 0,27
SO 3 0,13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
CO 2 0,50 . . . . 1,30 3,04 0,23 1,01
H2O + 1,752,36
1,56 2,33 2,08 3,38
H2O 0,55 0,07 0,06 0,26 0,15
S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,42
T o t a l 99,84 100,06 99,57 100,01 100,01 100,24
A. Average of 23 graywackes
B. Average of 30 graywackes, after Tyrrell (1933).
C.Average of 2 parts avrg. Shale and 1 part avrg. Arkose.a). Probably in error; Fe 2O3 probably should be 1,4 and the total 100,0
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
6/64
c. Arkose
Arkose ialah jenis batupasir yang tersusun dari kuarsa sebagai mineral
utama, walaupun seringkali mineral arkose feldspar (MgAlSi 3O8) jumlahnya lebih
banyak dari kuarsa. Selain dua mineral utama tersebut, arkose juga mengandung
mineral-mineral yang bersifat kurang stabil, seperti clay {Al 4Si4O10(OH) 8},
microline (KAlSi 3O8), biotite {K(Mg,Fe) 3(AlSi 3O10)(OH) 2}, dan plagioclas
{(Ca,Na)(AlSi)AlSi 2O8}.
Komposisi kimia arkose ditunjukkan pada Tabel II-3 , dimana terlihat
bahwa arkose mengandung lebih sedikit silika jika dibandingkan dengan
orthoquartzites , tetapi kaya akan alumina, lime, potash , dan soda.
Tabel II-3.Komposisi Kimia Batupasir Arkose (%) Pettijohn
M I N E R A LA B C D E F
Si O 269,94 82,14 75,57 73,32 80,89 76,37
Ti O 2 . . . . . . . . 0,42 . . . . 0,40 0,41
Al2 O 313,15 9,75 11,38 11,31 7,57 10,63
Fe 2 O 3 2,48
1,23 0,82 3,54 2,90 2,12
Fe O. . . . 1,63 0,72 1,30 1,22
Mn O0,70 . . . . 0,05 T . . . . 0,25
Mg OT 0,19 0,72 0,24 0,04 0,23
Ca O 3,09 0,15 1,69 1,53 0,04 1,30
Na 2 O 3,30 0,50 2,45 2,34 0,63 1,84K 2 O 5,43 5,27 3,35 6,16 4,75 4,99H2 O + 1,01 0,64 a 1,06 0,30 a 1,11 0,83H2 O 0,05P2 O3 . . . . 0,12 0,30 . . . . . . . . 0,21C O 2 . . . . 0,19 0,51 0,92 . . . . 0,54
T o t a l 99,1 100,18 100 100,2 99,63 100,9
A. Portland stone, Triassic ( Merrill , 1891). a). Loss of ignition.B. Torridon sandstone, Preeambrian ( Mackie , 1905).C. Torridonian arkose (avg. of 3 analyses) ( Kennedy , 1951).D. Lower Old Red Sandstone, Devonian ( Mackie , 1905).E. Sparagmite (unmetamorphosed) (Barth, 1938).F. Average of A E, inclusive.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
7/64
2.1.1.2.Batuan Karbonat
Batuan karbonat yang dimaksud dalam bahasan ini adalah limestone
maupun dolomite, dan yang bersifat diantara keduanya. Limestone dan dolomite
merupakan batuan yang berbeda karena kandungan karbonatnya. Adapun
komposisi dari batuan karbonat terdiri dari butir, semen, beserta matriks yang
tersusun atas mineral-mineral yang ditunjukkan dalam gambar berikut.
TEXTURAL PARAMETERS CARBONATE
Grains - Bioclasts- Feldspars- Quartz
Matrix - Clay minerals
Cement - sparry Calcite
Gambar 2.3. Komposisi MineralBatuan Karbonat Pettijohn
Istilah limestone biasanya dipakai untuk kelompok batuan yang
mengandung paling sedikit 80 % calcium carbonate atau magnesium, juga
dipakai untuk batuan yang mempunyai fraksi carbonate melebihi unsur non
carbonate -nya. Pada limestone, fraksi disusun terutama oleh mineral calcite.
Sedangkan pada dolomite, mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomite.
Komposisi limestone terutama didominasi oleh calcite, sehingga
mengandung CaO dan CO 2 sangat tinggi. Bahkan sering kali jumlahnya
mencapai lebih dari 95 %. Unsur lainnya yang lebih penting adalah MgO, dimana
jika jumlahnya lebih dari 1 % atau 2 %, kemungkinan besar mengandung mineral
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
8/64
dolomite. Kebanyakan limestone mengandung MgCO 3 kurang dari 4 % sampai
lebih dari 40 %.
Sedangkan dolomite adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari
limestone yang mengandung unsur carbonate lebih besar dari 50 %. Sedangkan
untuk batuan-batuan yang mempunyai komposisi antara limestone dan dolomite
akan mempunyai nama bermacam-macam, tergantung dari unsur yang
dikandungnya.
1. Limestone
Komposisi kimia limestone dapat menggambarkan adanya sifat darikomposisi mineralnya yang cukup padat, karena pada limestone sebagian besar
terbentuk dari calcite yang dapat mencapai 95%. Unsur lainnya ialah MgO, bila
jumlahnya lebih dari 1% atau 2%, maka menunjukkan adanya mineral dolomite.
Komposisi kimia limestone secara lengkapdapat dilihat pada Tabel II-4 .
Tabel II-4.Komposisi Kimia Limestone Pettijohn
M I N E R A LA B C D E F
Si O 2 5,19 0,70 7,41 2,55 1,15 0,09Ti O 2 0,06 . . . . 0,14 0,02 . . . . . . . .Al2 O3 0,81 0,68 1,55 0,23 0,45
0,11Fe2 O3 0,54 0,08 0,70 0,02 . . . . Fe O . . . . 1,20 0,28 0,26Mn O 0,05 . . . . 0,15 0,04 . . . . . . . .Mg O 7,90 0,59 2,70 7,07 0,56 0,35Ca O 42,61 54,54 45,44 45,65 53,80 55,37
Na 2 O 0,05 0,16 0,15 0,01 0,07 . . . .K 2 O 0,33 None 0,25 0,03 0,04H2 O + 0,56 . . . . 0,38 0,05 0,69 0,32H2 O 0,21 . . . . 0,30 0,18 0,23P2 O3 0,04 . . . . 0,16 0,04 . . . . . . . .C O 2 41,58 42,90 39,27 43,60 42,69 43,11S 0,09 0,25 0,25 0,30 . . . . . . . .Li2 O T . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Organic . . . . T 0,29 0,40 . . . . 0,17
T o t a l 100,09 99,96 100,16 100,04 99,9 100,1
A. Composite analysis of 345 limestones, HN Stokes, analyst ( Clarke , 1924, p. 564)B. Indiana Limestone ( Salem , Mississippian), AW Epperson, analyst ( Loughlin , 1929, p. 150)C. Crystalline, crinoidal limestone (Brassfield, Silurian, Ohio), Down Schaff, analyst ( Stout , 1941, p. 77)D. Dolomitic Limestone (Monroe form., Devonian, Ohio), Down Schaff, analyst ( Stout , 1941, p. 132)E. Lithoeraphic Limestone (Solenhofen, Bavaria), Geo Steigner, analyst ( Clarke , 1924, p. 564)F. Travertine, Mammoth Hot Spring, Yellowstone, FA Gooch, analyst ( Clarke , 1904, p.323)
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
9/64
2. Dolomite
Dolomite adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang
mengandung unsur carbonate lebih besar dari 50 %, sedangkan untuk batuan-
batuan yang mempunyai komposisi pertengahan antara limestone dan dolomite
akan mempunyai nama yang bermacam-macam tergantung dari unsur yang
dikandungnya. Batuan yang unsur calcite -nya melebihi dolomite disebut dolomite
limestone, dan yang unsur dolomite-nya melebihi calcite disebut dengan limy,
calcitic , calciferous atau calcitic dolomite . Komposisi kimia dolomite pada
dasarnya hampir mirip dengan limestone, kecuali pada unsur MgO. Tabel II-5
menunjukkan komposisi kimia unsur penyusun dari dolomite.
Tabel II-5.Komposisi Kimia Dolomite Pettijohn )
M I N E R A LA B C D E F
Si O 2. . . . 2,55 7,96 3,24 24,92 0,73
Ti O 2 . . . . 0,02 0,12 . . . . 0,18 . . . .
Al 2 O 3. . . . 0,23 1,97 0,17 1,82 0,20
Fe 2 O 3 . . . . 0,02 0,14 0,17 0,66 . . . .
Fe O. . . . 0,18 0,56 0,06 0,40 1,03
Mn O. . . . 0,04 0,07 . . . . 0,11 . . . .
Mg O21,90 7,07 19,46 20,84 14,70 20,48
Ca O30,40 45,65 26,72 29,56 22,32 30,97
Na 2 O . . . . 0,01 0,42 . . . . 0,03 . . . .K 2 O . . . . 0,03 0,12 . . . . 0,04 . . . . H2 O + . . . . 0,05 0,33 0,30 0,42 . . . . H2 O . . . . 0,18 0,30 0,36 . . . . P2 O3 . . . . 0,04 0,91 . . . . 0,01 0,05C O 2 47,7 43,60 41,13 43,54 33,82 47,51S . . . . 0,30 0,19 . . . . 0,16 . . . .Sr O . . . . 0,01 none . . . . None . . . .Organic . . . . 0,04 . . . . . . . . 0,08 . . . .
T o t a l 100 100,06 100,40 99,90 100,04 100,9
A. Theoretical composition of pure dolomite.B. Dolomitic LimestoneC. Niagaran Dolomite
D. Knox DolomiteE. Cherty-DolomiteF. Randville Dolomite
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
10/64
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
11/64
Illite ialah kandungan yang umum dan penting dalam clay dan shale yang
mempunyai pola dasar seperti montmorillonite kecuali ion K yang menempati
posisi antara pola lapisan. Illite lebih kompleks dari montmorillonite dan kaolinite .
Pada dasarnya illite adalah clay dalam ukuran muscovite . Illite dikategorikan
sebagai clay non swelling walaupun sedikit mengabsorbsi air.
Kaolinite terdiri dari dua lapisan struktur, yang satu terbentuk dari SiOP 4
dan yang lain terbentuk dari aluminium hidroksil. Pengganti silika atau aluminium
oleh elemen yang lain tidak diperlukan. Sehingga hasil analisa kaolinite
mendekati ikatan kimia (OH) 8Al4Si4O10 dan ikatan oksidanya adalah
4H 2O.2Al 2O3.4SiO 2. Kaolinite relatif tidak mengembang bila terkena air.
Untuk komposisi kimia penyusun batuan shale pada umumnya terdiri atas
kurang lebih 58 % silicon dioxide (SiO 2), 15 % alumunium oxide (Al 2O3), 6 %
iron oxide (FeO) dan Fe 2O3, 2 % magnesium oxide (MgO), 3 % calcium oxide
(CaO), 3 % potassium oxide (K 2O), 1 % sodium oxide (Na 2O), dan 5 % air (H 2O).
Sisanya adalah metal oxide dan anion, seperti terlihat pada Tabel II-6.
Dalam keadaan normal shale mengandung sejumlah besar quartz, silt,
bahkan jumlah ini dapat mencapai 60 %. Tetapi dalam keadaan tertentu shale bisa
mengandung silika dengan kandungan tinggi yang bukan berasal dari kandungan
silt. Kebanyakan kandungan silika yang berlebihan tersebut didapatkan dalam
bentuk crystalline quartz yang sangat halus, chalcedony atau opal. Beberapa
kemungkinan dari keadaan ini adalah hasil dari sejumlah besar diatom atau abu
vulkanik didalam lingkungan pengendapan. Beberapa silika merupakan unsur
tambahan yang mungkin berasal dari proses alterasi kimia dari mineral-mineral
utama silika.
Shale yang kaya akan besi berisi lebih banyak pyrite atau siderite, atau
silikat besi, yang kesemuanya itu secara tidak langsung menunjukkan bahwa pada
kondisi lingkungan pengendapan asalnya tidak terjadi penurunan atau bahkan
kekurangan unsur alumina.
Kandungan potash hampir selalu lebih banyak dibandingkan dengan soda,
yang mana hal ini kemungkinan sebagai hasil fiksasi didalam mineral-mineral
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
12/64
illiticclay . Sedangkan pada beberapa shale yang sangat kaya sekali akan alkali,
maka akan mengandung sejumlah besar authigenic feldspar .
Tabel II-6Komposisi Kimia Shale Pettijohn
M I N E R A L A B C D E F
Si O 258,10 55,43 60,15 60,64 56,30 69,96
Ti O 2 0,54 0,46 0,76 0,73 0,77 0,59
Al 2 O 315,40 13,84 16,45 17,32 17,24 10,52
Fe 2 O 3 4,02 4,00 4,04 2,25 3,83
3,47
Fe O 2,45 1,74 2,90 3,66 5,09
Mn O . . . . T T . . . . 0,10 0,06
Mg O 2,44 2,67 2,32 2,60 2,54 1,41
Ca O 3,11 5,96 1,41 1,54 1,00 2,17
Na 2 O 1,30 1,80 1,01 1,19 1,23 1,51K 2O 3,24 2,67 3,60 3,69 3,79 2,30H2 O + 5,00 3,45 3,82 3,51 3,31 1,96H2 O 2,11 0,89 0,62 0,38 3,78P2 O3 0,17 0,20 0,15 . . . . 0,14 0,18C O 2 2,63 4,62 1,46 1,47 0,84 1,40S O 3 0,64 0,78 0,58 . . . . 0,28 0,03Organic 0,80 a 0,69 a 0,88 a . . . . 1,18 a 0,66Misc. . . . . 0,06 b 0,04 b 0,38 c 1,98 c 0,32
T o t a l 99,95 100,84 100,46 99,60 100,00 100,62
A. Average Shale ( Clarke , 1924, p.24)
B. Composite sample of 27 Mesozoic and Cenozoic shales, HN Stokes, analyst, ( Clarke , 1924, p.552).C. Composite sample of 52 Paleozoic shales, HN Stokes, analyst, ( Clarke , 1924, p.552).D. Unweighted avrg. of 36 analyses of Slate (29 Paleozoic, 1 Mesozoic, 6 Precambrian)( Eckel ,1904).E. Unweighted avrg. of 33 analyses of Precambrian Slate ( Nanz , 1953)F. Composite analyses of 235 samples of Mississippi delta, ( Clarke , 1924, p. 509).
a. Carbon; b. Ba O; c. Fe S 2 .
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
13/64
2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir
2.1.2.1. Porositas
Porositas ( ) ialah perbandingan volume pori batuan pori terhadap volume
batuan total ( bulk volume ). Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan
menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas
dapat dinyatakan sebagai :
VbVp
VbVsVb
................................................................................... (2-1)
Keterangan :
Vb = volume batuan total ( bulk volume )
Vs = volume padatan batuan total (volume grain)
Vp = volume ruang pori-pori batuan.
Berdasarkan hubungan antar porinya, porositas batuan reservoir dapat
diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:
1. Porositas absolut , adalah perbandingan antara volume pori total
terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau
secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :
%100volumebulk
total porivolume (2-2)
2. Porositas efektif , adalah perbandingan antara volume pori-pori yang
saling berhubungan terhadap volume batuan total ( bulk volume ) yang
dinyatakan dalam persen.
%100volumebulk
nberhubunga yang porivolume
...................... (2-3)
Sedangkan berdasarkan waktu dan cara terjadinya, porositas dapat juga
diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:
1. Porositas primer , yaitu porositas yang tebentuk pada saat proses
pengendapan berlangsung. Beberapa contoh batuan yang memiliki
porositas primer ialah batu konglomerat, batupasir, dan batu gamping
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
14/64
2. Porositas sekunder , yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah
proses pengendapan terjadi. Porositas sekunder dapat diklasifikasikan
menjadi tiga golongan, yaitu: porositas larutan, rekahan, dan
dolomitisasi.
Ukuran besar kecilnya porositas juga dapat ditentukan oleh beberapa
faktor seperti ukuran butir (semakin baik distribusinya, maka semakin baik pula
porositasnya), susunan butir (Gambar 2.5) kompaksi, sementasi, dan lingkungan
pengendapannya.
Gambar 2.5.Pengaruh Susunan Butir Terhadap Porositas Batuan Amyx.J
2.1.2.2. Kompresibilitas
Pada formasi batuan di kedalaman terterntu, terdapat dua gaya yang
bekerja, yaitu gaya akibat beban batuan diatasnya ( overburden) dan gaya yang
timbul akibat adanya fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan tersebut.
Pada keadaan statik, kedua gaya berada dalam keadaan setimbang. Bila tekanan
reservoir berkurang akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya akan
terganggu, akibatnya terjadi penyesuaian dalam bentuk volume pori-pori batuan.
Kompresibilitas batuan didefinisikan sebagai perubahan volume batuan
yang disebabkan karena adanya perubahan tekanan batuan. Pengosongan fluida
dari ruang pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan dari
dalam batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan juga akan mengalami
perbuahan. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
15/64
butir-butir batuan, pori-pori dan volume total ( bulk ) batuan reservoir. Menurut
Geerstma (1957) ada 3 (tiga) konsep tentang kompresibilitas batuan, antara lain:
1. Kompresibilitas matriks batuan (C r ), Didefinisikan sebagai fraksi
perubahan volume material padatan ( grains ) terhadap satuan
perubahan tekanan. Secara matematis koefisien kompresibilitas
dinyatakan dengan persamaan berikut:
( ) ...... ................................................................ (2-4)Keterangan:
C r = Koefisien kompresibilitas matrik batuan, psi-1
V r = Volume material padatan ( grains )
T = Temperatur Konstan
2. Kompresibilitas bulk (C B), didefinisikan sebagai fraksi perubahan
volume dari batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Secara
matematis koefisien kompresibilitas dirumuskan sebagai:
(
)...................... ................................................ (2-5)
Keterangan:
CB = Koefisien kompresibilitas batuan, psi-1
VB = Volume bulk
3. Kompresibilitas pori-pori batuan (C p), didefinisikan sebagai fraksi
perubahan volume pori dari batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Secara matematis, dirumuskan koefisien kompresibilitas sebagai:
( ) ...................................................................... (2 -6)Keterangan:
CP = Koefisien kompresibilitas pori batuan, psi-1
V r = Volume material padatan ( grains )
P = Tekanan pori, psi
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
16/64
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 di atasnya ( overburden pressure ).
sedangkan padatan ( grains ) akan mengalami perubahan yang serupa apabila
mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya. Perubahan bentuk bulk
volume batuan dapat dinyatakan sebagai kompresibilitas C r , atau:
....... ..................................................................... (2-7)
sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan sebagai
kompresibilitas C P, atau:
...................... ..................................................... (2-8)Keterangan:
V r = Volume padatan batuan ( grains )
VP = Volume pori-pori batuan
P = Tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan
P*= Tekanan luar ( Overburden Pressure )
2.1.3. Sifat Fisik Batuan Reservoir Terhadap Fluida Reservoir
2.1.3.1. 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 :
1. Saturasi minyak (S o) adalah :
total pori porivolume yak olehdiisi yang pori porivolume
S o min
....... (2-9)
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
17/64
2. Saturasi air (S w) adalah :
total pori porivolumeair olehdiisi yang pori porivolume
S w ... .. (2-10)
3. Saturasi gas (Sg) adalah :
total pori porivolume gasolehdiisi yang pori porivolume
S g .... (2-11)
Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :
Sg + S o + S w = 1 ................................................................................ (2-12)
Sedangkan jika pori-pori batuan hanya terisi minyak dan air, maka :
So + S w = 1 ... (2-13)
2.1.3.2. Wetabilitas
Wetabilitas merupakan kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fluida, jika
diberikan dua fluida yang tak saling campur ( immicible ). Pada bidang antar muka
cairan dengan benda padat terjadi gaya tarik-menarik antara cairan dengan benda
padat (gaya adhesi), yang merupakan faktor dari tegangan permukaan antara
fluida dan batuan. Untuk memperjelas penjelasan di atas, perhatikan gambar
mengenai wetabilitas dalam Gambar 2.6 .
Gambar 2.6.Kesetimbangan Gaya-gaya Pada Batas Air-Minyak-Padatan Amyx.J
Gambar 2.6 memperlihatkan sistem air minyak yang kontak dengan
benda padat, dengan sudut kontak sebesar o. Sudut kontak diukur antara fluida
yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga 0 o - 180 o, yaitu
antara air dengan padatan, sehingga tegangan adhesi (A T) dapat dinyatakan
dengan persamaan:
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
18/64
AT = so - sw = wo. cos wo, ..... (2-14)
Keterangan :so = tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm
sw = tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cm
wo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm
wo = sudut kontak air-minyak.
Suatu cairan dapat dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya
positip ( < 75 o), yang berarti batuan bersifat water wet . Jika sudut kontak 75 -
105 , maka batuan tersebut bersifat intermediet . Apabila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatif ( > 105 o), berarti batuan bersifat oil wet .
Variasi sudut kontak tersebut dapat dilihat pada Gambar 2.7 dan Gambar 2.8.
Gambar 2.7.Sudut Kontak Antar Permukaan Air-Minyak Pada Permukaan Silika Amyx.J
Gambar 2.8.Sudut Kontak Antar Permukaan Air-Minyak Pada Permukaan Kalsit Amyx.J
Pada umumnya reservoir bersifat water wet , sehingga air cenderung untuk
membasahi permukaan batuan sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air.
Jadi minyak tidak mempunyai gaya tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih
mudah mengalir pada saat di produksikan.
Pada saat reservoir mulai diproduksikan, minyak akan lebih mudah
mengalir dikarenakan harga saturasi minyak cukup tinggi dan air hanya
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
19/64
merupakan cincin-cincin yang melekat pada batuan formasi, butiran-butiran air
tidak dapat bergerak atau bersifat immobile , dan saturasi air yang demikian
disebut residual water saturation . Pada saat yang demikian minyak merupakan
fasa yang kontinyu dan bersifat mobile .
Setelah produksi mulai berjalan, minyak akan terus berkurang digantikan
oleh air. Saturasi minyak akan semakin berkurang dan saturasi air akan terus
bertambah, sampai pada saat tertentu saturasi air akan menjadi fasa kontinyu, dan
minyak merupakan cincin-cincin. Pada saat ini, air bersifat mobile dan akan
bergerak bersama-sama minyak. Gambaran tentang water wet dan oil wet
ditunjukkan pada Gambar 2.9 , yaitu pembasahan fluida dalam pori-pori batuan.
Fluida yang membasahi akan cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih
kecil, sedangkan fluida tidak membasahi cenderung menempati pori-pori batuan
yang lebih besar.
Gambar 2.9.Pembasahan Fluida Dalam Pori-pori Batuan Amyx.J
2.1.3.3. Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler (P c) 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 kedua
fluida tersebut. Besarnya tekanan kapiler dipengaruhi oleh tegangan permukaan,
sudut kontak antara minyak air zat padat, dan jari-jari kelengkungan pori.
Pengaruh tekanan kapiler dalam sistem reservoir antara lain adalah :
1. Mengontrol distribusi saturasi fluida di dalam reservoir (Gambar 2.10.)
menunjukkan kurva distribusi fluida yang merupakan hubungan antara
saturasi fluida dengan tekanan kapiler pada beberapa permeabilitas batuan).
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
20/64
Gambar 2.10.Kurva Distribusi Fluida Amyx.J
2. Menjadi mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau
mengalir melalui pori-pori secara vertikal.
Gambar 2.11.Tekanan dalam Pipa Kapiler Amyx.J
Berdasarkan pada Gambar 2.11 , sebuah pipa kapiler dalam suatu bejana
terlihat bahwa air naik ke atas di dalam pipa akibat gaya adhesi antara air dan
dinding pipa yang arah resultannya ke atas. Adapun gaya-gaya yang bekerja pada
sistem tersebut adalah gaya tarik ke atas dan gaya dorong ke bawah. Untuk gaya
tarik ke atas, ditunjukkan dalam persamaan : 2 rA T, dimana r adalah jari-jari pipa
kapiler. Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah: r 2hg( w- o).
Pada kesetimbangan yang tercapai kemudian, gaya ke atas akan sama
dengan gaya ke bawah yang menahannya yaitu gaya berat cairan. Secara
matematis dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut :
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
21/64
)(ghr Ar 2 ow2
T ..... (2-15)
atau
g)(r A2
how
T ...... (2-16)
Keterangan:
h = ketinggian cairan di dalam pipa kapiler, cm
r = jari-jari pipa kapiler, cm.
w = massa jenis air, gr/cc
o = massa jenis minyak, gr/ccg = percepatan gravitasi, cm/dt 2
Dengan memperlihatkan permukaan fasa minyak dan air dalam pipa
kapiler maka akan terdapat perbedaan tekanan yang dikenal dengan tekanan
kapiler (P c). Besarnya P c sama dengan selisih antara tekanan fasa air dengan
tekanan fasa minyak, sehingga diperoleh persamaan sebagai berikut :
Pc =P o Pw = ( o - w) g h .. (2-17)
Tekanan kapiler dinyatakan berdasarkan sudut kontak dalam hubungan
sebagai berikut :
r cos2
Pc .................................................................................. (2-18)
Keterangan :
Pc = tekanan kapiler
= tegangan permukaan minyak-air
= sudut kontak permukaan minyak-air
r = jari-jari pipa kapiler
Menurut Plateau , tekanan kapiler merupakan fungsi tegangan antar muka
dan jari-jari lengkungan bidang antar muka, dan dapat dinyatakan dengan
persamaan :
21c
R
1
R
1P .......................................................................... (2-19)
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
22/64
Keterangan :
R 1 dan R 2 = jari-jari kelengkungan konvek dan konkaf, inch
= tegangan permukaan, lb/inch
Penentuan harga R 1 dan R 2, dilakukan dengan perhitungan jari-jari
kelengkungan rata-rata (R m), yang didapatkan dari perbandingan Persamaan 2-18
dengan Persamaan 2.19 . Dari perbandingan tersebut didapatkan persamaan
perhitungan jari-jari kelengkungan rata-rata sebagai berikut :
hg
r cos2
R 1
R 1
R 1
t21m
........................................... (2-20)
Gambar 2.12. menunjukkan distribusi dan pengukuran R 1 dan R 2. Kedua
jari-jari kelengkungan tersebut diukur pada bidang yang saling tegak lurus.
Gambar 2.12.Distribusi dan Pengukuran Radius KontakAntara Fluida Pembasah dengan
Padatan Amyx.J
2.1.3.4. Permeabilitas
Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan
kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Definisi kuantitatif
permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam
hubungan empiris dengan bentuk diferensial sebagai berikut :
dLdP
xk
v .................................................................................. (2-21)
Keterangan :
v = kecepatan aliran, cm/sec
= viskositas fluida yang mengalir, cp
dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm
k = permeabilitas media berpori.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
23/64
Tanda negatif pada Persamaan 2-21 menunjukkan bahwa bila tekanan
bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah
pertambahan tekanan tersebut. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam Persamaan
2-21 , yaitu:
1. Alirannya mantap ( steady state ),2. Fluida yang mengalir satu fasa,3. Viskositas fluida yang mengalir konstan ,4. Kondisi aliran isothermal5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.6. Fluidanya incompressible .
Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir,
permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :
1. Permeabilitas absolut , adalah yaitu dimana fluida yang mengalir
melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya
minyak atau gas saja.
2. Permeabilitas efektif , yaitu permeabilitas batuan dimana fluida yang
mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas
dan minyak atau ketiga-tiganya.
3. Permeabilitas relatif , merupakan perbandingan antara permeabilitas
efektif dengan permeabilitas absolut.
Dasar penentuan besaran permeabilitas ialah hasil percobaan yang
dilakukan oleh Henry Darcy., seperti yang terlihat pada Gambar 2.13, berikut ini .
Gambar 2.13.
Skema Percobaan Penentuan PermeabilitasAmyx.J
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
24/64
Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q. .L/A.(P 1-P2) adalah konstan
dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung daricairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur
laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh
harga permeabilitas absolut batuan, sesuai persamaan berikut:
)PP(.AL..Q
k 21
............................................................................. (2-22)
satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :
)atm()PP(.)cm.sq(A)cm(L.)centipoise(.sec)/cm(Q
)darcy(k 21
3......................... (2-23)
Dari Persamaan 2-22 dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran
yaitu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida yang compressible dan
incompressible.
Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa, akan
tetapi dua atau bahkan tiga fasa. Oleh karena itu dikembangkan pula konsep
mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga permeabilitas
efektif dinyatakan sebagai k o, k g, k w, dimana masing-masing untuk minyak, gas,
dan air. Sedangkan permeabilitas relatif untuk masing-masing fluida reservoir
dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :
k k
k oro , k k
k g
rg , .k k
k wrw ............. ..................................... (2-24)
(Keterangan : o = minyak, g = gas dan w = air )
Sedangkan besarnya harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air
dinyatakan dengan persamaan :
)PP(.AL..Q
k 21
ooo ........................................................................... (2-25)
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
25/64
)PP(.AL..Q
k 21
www ........................................................................... (2-26)
Harga-harga k o dan k w pada Persamaan 2-25 dan Persamaan 2-26 jika
diplot terhadap S o dan S w akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada
Gambar 2.14 , yang menunjukkan bahwa k o pada S w = 0 dan pada S o = 1 akan
sama dengan k absolut, demikian juga untuk harga k absolutnya.
Gambar 2.14.Kurva Permeabilitas Efektif Untuk Sistem Minyak dan Air Amyx.J
Dari Gambar 2.14 , ada tiga hal penting untuk kurva permeabilitas efektif
sistem minyak-air yaitu:
1. k o akan turun dengan cepat jika S w bertambah dari nol, demikian juga
k w akan turun dengan cepat jika S w berkurang dari satu, sehingga dapat
dikatakan untuk S o yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak
karena k o-nya yang kecil, demikian pula untuk air.2. k o akan turun menjadi nol, dimana masih ada saturasi minyak dalam
batuan atau disebut Residual Oil Saturation (S or ), demikian juga untuk
air yaitu (S wr ).
3. Harga k o dan k w selalu lebih kecil dari harga k, kecuali pada titik A dan
B, sehingga diperoleh persamaan :
1k k wo .... ...(2-27)
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
26/64
Sedangkan jika harga k ro dan k rw diplot terhadap saturasi fluida S o dan S w,
maka akan didapat kurva seperti Gambar 2.15.
Harga k ro dan k rw berkisar antara 0 sampai 1, sehingga diperoleh persamaan:
1k k rwro ..... .. (2-28)
Untuk sistem gas dan air, harga K rg dan K rw selalu lebih kecil dari satu atau :
1k k rwrg ...... . (2-29)
Gambar 2.15.Kurva k relatif Sistem Air-Minyak
Amyx
2.2. Komponen Fluida Reservoir
Fluida reservoir yang terdapat dalam ruang pori-pori batuan reservoir pada
tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang sangat
kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifat-sifat dari fluida
hidrokarbon perlu dipelajari untuk memperkirakan cadangan akumulasi
hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar
sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain-lain.
2.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir
Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Untuk
hidrokarbon yang sering di suatu reservoir pada umumnya terbentuk dalam fasa
gas maupun fasa minyak sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
27/64
bersama-sama dengan endapan minyak. Adanya fasa cair maupun gas yang
dibentuk di reservoir pada dasarnya sangat dipengaruhi oleh komposisi fluida
reservoir tersebut. Untuk itu, komposisi kimia hidrokarbon beserta air formasi
akan dijelaskan dalam subbab berikut.
2.2.1.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon
Bentuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah, dapat
berupa gas, cair atau padatan tergantung dari komposisinya yang khusus serta
tekanan dan temperatur yang mempengaruhinya. Endapan hidrokarbon yang
berbentuk cair dikenal sebagai minyak bumi, sedangkan yang berbentuk gasdikenal sebagai gas bumi.
Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen.
Senyawa karbon dan hidrogen mempunyai banyak variasi, yang berdasarkan jenis
rantai ikatannya dibagi menjadi dua golongan, yaitu:
1. Golongan Asiklik (Parafin)
Hidrokarbon jenis ini mempunyai rantai ikatan antar atom yang
terbuka, terdiri dari hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tak jenuh.2. Golongan Siklik
Sedangkan hidrokarbon golongan siklik mempunyai rantai tertutup
(susunan cincin). Golongan ini terdiri dari naftena dan aromatik.
2.2.1.1.1. Golongan Asiklik (Parafin)
Golongan asiklik atau alifatik disebut juga parafin. Golongan asilklik dapat
dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan hidrokarbon jenuh dan tak jenuh.
2.2.1.1.1.1. Hidrokarbon Jenuh
Seri homolog dari hidrokarbon ini mempunyai rumus umum C nH2n+2 , dan
mempunyai ciri dimana atom-atom karbon diatur menurut rantai terbuka dan
masing-masing atom dihubungkan oleh ikatan tunggal, dimana tiap-tiap valensi
dari satu atom C berhubungan dengan atom C disebelahnya. Seri homolog
hidrokarbon ini biasanya dikenal dengan nama alkana (Inggris : alkane) dimana
penamaan anggota seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom karbon
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
28/64
dalam sebutan Yunani dan diakhiri dengan ak hiran ana . Contoh dari senyawa
hidrokarbon golongan alkane ditunjukkan dalam gambar di bawah ini.
Gambar 2.16.Contoh Seri Homolog Alkana M c. Cain
Dalam senyawa hidrokarbon sering dijumpai molekul yang berlainan
susunannya, tetapi rumus kimianya sama, atau dengan kata lain senyawa
hidrokarbon dapat mempunyai rumus molekul sama tetapi rumus bangun berbeda.
Keadaan semacam ini disebut sebagai isomeri, sedangkan masing-masing
senyawa hidrokarbon yang mempunyai sifat tersebut dikenal dengan isomer . Seri
n-alkana yang diberikan pada Gambar 2.16 memperlihatkan gradasi sifat-sifat
fisik yang tidak begitu tajam.
Pada tekanan dan temperatur normal (60 oF, 14,7 psia) empat alkana yang
pertama (C 1 sampai C 4) berbentuk gas. Sebagai hasil meningkatnya titik didih
(boiling point ) karena penambahan jumlah atom karbon maka mulai pentana
(C5H12) sampai hepta dekana (C 17H36) merupakan cairan. Sedangkan alkana yang
mengandung 18 atom karbon atau lebih merupakan padatan (solid). Alkana
dengan rantai bercabang memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang berlainan
dengan n-alkana, dimana untuk rantai bercabang memperlihatkan sifat-sifat fisikyang kurang beraturan. Perubahan dalam struktur menyebabkan perubahan
didalam gaya antar molekul ( inter molekuler force ) yang menghasilkan perbedaan
pada titik lebur dan titik didih diantara isomer-isomer alkana.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
29/64
Tabel II-7.Sifat-sifat Fisik n-Alkana M c. Cain
N Name Boiling PointoFMelting Point
oFSpecific Gravity
60 o/60 oF
1 Methane -258.7 -296.6 --
2 Ethane -127.5 -297.9 --
3 Propane -43.7 -305.8 0.508
4 Butane 31.1 -217.0 0.584
5 Pentane 96.9 -201.5 0.631
6 Hexane 155.7 -139.6 0.664
7 Heptane 209.2 -131.1 0.688
8 Octane 258.2 -70.2 0.707
9 Nonane 303.4 -64.3 0.722
10 Decane 345.5 -21.4 0.734
11 Undecane 384.6 -15 0.740
12 Dodecane 421.3 14 0.749
15 Pentadecane 519.1 50 0.769
20 Eicosane 648.9 99 --
30 Triacontane 835.5 151 --
2.2.1.1.1.2. Hidrokarbon Tak Jenuh
Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua ataupun rangkap
tiga ( triple ), yang digunakan untuk mengikat dua atom C yang berdekatan. Oleh
karena itu, valensi yang semula tersedia untuk mengikat atom hidrokarbon telahdigunakan untuk mengikat atom C yang berdekatan, dengan cara ikatan rangkap
dua yang mengikat dua atom C, maka hidrokarbon seperti ini disebut hidrokarbon
tak jenuh atau disebut juga sebagai keluarga alkena (Inggris : alkene). Secara garis
besar, sifat-sifat fisik alkena sama seperti sifat-sifat fisik alkana, sebagai bahan
perbandingan sifat-sifat fisik alkena, dapat dilihat pada Tabel II-8 .
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
30/64
Tabel II-8.Sifat-sifat Fisik Alkena M c. Cain
Sebagaimana pada alkana, alkena mempunyai peningkatan titik didih
dengan bertambahnya kandungan atom karbon, dimana peningkatannya
mendekati 20 - 30 oC untuk setiap penambahan atom karbon. Secara kimiawi,
karena alkena merupakan ikatan rangkap, maka alkena lebih reaktif bila
dibandingkan dengan alkana.
Senyawa hidrokarbon tak jenuh yang dijelaskan di atas adalah yang hanya
mempunyai satu ikatan rangkap dua yang lebih dikenal dengan deretan olefin.
Ada juga hidrokarbon tak jenuh yang mempunyai dua ikatan rangkap dua yang
disebut deretan diolefin .
Rumus umum seri diolefin adalah C nH2n-2 , sedangkan penamaannya
menggunakan akhiran adiena, sebagai contoh adalah sebagai berikut :
CH 2 = C = CH - CH 3 CH 2 = CH - CH = CH 2
1,2 - Butadiena 1,3 - Butadiena
Derajat ketidakjenuhan dari seri diolefin lebih tinggi daripada seri olefin .
Secara kimiawi senyawa diolefin reaktif seperti olefin dan secara fisik mempunyai
sifat yang hampir sama dengan alkana.
Senyawa hidrokarbon tak jenuh juga ada yang mempunyai ikatan rangkap
tiga, yang sering disebut sebagai seri asetilen . Rumus umumnya adalah C nH2n-2 ,
Name Rumus Bangun Boiling Point,oFMelting Point,
oF SG, 60o/60 oF
Ethylene CH2 =CH2 -154.6 -272.5 --
Propylene CH2=CHCH3 -53.9 -301.4 --
1-butene CH2=CH CH2CH3 20.7 -301.6 0.601
1-pentene CH2=CH(CH2)2CH3 86 -265.4 0.646
1-hexene CH2=CH(CH2)3CH3 146 -216 0.675
1-heptene CH2=CH(CH2)4CH3 199 -182 0.698
1-octene CH2=CH(CH2)5CH3 252 -155 0.716
1-decene CH2=CH(CH2)7CH3 340 -- 0.743
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
31/64
dimana terdapat ikatan rangkap tiga yang mengikat dua atom karbon yang
berdekatan. Pemberian nama sama dengan deret alkena dengan memberikan
akhiran una. Sifat deret asetilen hampir sama dengan alkena, sedangkan sifat
kimianya hampir sama dengan alkena dimana keduanya lebih reaktif dari alkana.
2.2.1.1.2. Golongan Siklik
Golongan siklik dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan naftena dan
golongan aromatik.
2.2.1.1.2.1. Golongan Naftena
Golongan naftena sering disebut golongan sikloparafin, atau golongan
sikloalkana, yang mempunyai rumus umum C nH2n yang tertutup dan memiliki
rantai tunggal.
Gambar 2.17.Contoh Seri Homolog Naftena M c. Cain
Dalam golongan sikloparafin, pada dasarnya sifat fisik dari golongan ini
mempunyai mirip dengan parafin sebagaimana terlihat pada Tabel II-9 .
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
32/64
Tabel II-9.Sifat-sifat Fisik Hidrokarbon Naftena M c Cain
2.2.1.1.2.2. Golongan Aromatik
Pada deret ini hanya terdiri dari benzena dan senyawa-senyawa
hidrokarbon lainnya yang mengandung benzena. Rumus umum dari golongan ini
adalah C nH2n-6 , dimana cincin benzena merupakan bentuk segi enam dengan tiga
ikatan tunggal dan tiga ikatan rangkap dua secara berselang-seling, sebagaimana
diunjukkan pada Gambar 2.18.
Gambar 2.18.Contoh benzene M c. Cain
Adanya tiga ikatan rangkap pada cincin benzena seolah-olah memberi
petunjuk bahwa golongan ini sangat reaktif. Tetapi pada kenyataannya tidaklah
demikian, golongan ini stabil sebagaimana golongan parafin. Jadi deretan benzena
tidak menunjukkan sifat reaktif yang tinggi seperti olefin. Secara sederhana dapat
Name Boiling Point,oF Melting Point,oF SG, 60 o/60 oF
Cyclopropane -27 -197 --Cyclobutane 55 -112 --Cyclopentane 121 -137 0.750Cyclooctane 300 57 0.830
Metylcyclopentane 161 -224 0.754Cis-1, 2-dimethylcyclopentane 210a -80 0.772Trans-1, 2-dimethylcyclopentane 198 -184 0.750Methylcyclohexane 214 -196 0.774Cyclopentene 115 -135 0.7741, 3-cyclopentadiene 108 -121 0.798
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
33/64
dikatakan bahwa sifat benzena ini pertengahan antara golongan parafin dan olefin.
Ikatan-ikatan dari deret hidrokarbon aromatik terdapat dalam minyak mentah yang
merupakan sumber utamanya.
Pada suatu suhu dan tekanan standar, hidrokarbon aromatik ini dapat
berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzena merupakan zat cair yang tidak
berwarna dan mendidih pada temperatur 176 oF. Nama hidrokarbon aromatik
diberikan karena anggota deret ini memberikan bau yang kuat (aroma khas).
2.2.1.2. Komposisi Kimia Air Formasi
Air formasi mempunyai komposisi kimia yang berbeda-beda antarareservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu analisa kimia pada air
formasi sangat perlu dilakukan untuk menentukan jenis dan sifat-sifatnya.
Dibandingkan dengan air laut,air formasi ini rata-rata memiliki kadar garam yang
lebih tinggi, sehingga studi mengenai ion-ion air formasi dan sifat-sifat fisiknya
ini menjadi penting artinya karena kedua hal tersebut sangat berhubungan dengan
timbulnya skin pada formasi dan korosi pada peralatan di bawah dan di atas
permukaan.
Air formasi tersebut terdiri dari bahan-bahan mineral, misalnya kombinasi
metal-metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi, dan aluminium serta
bahan-bahan organik seperti asam nafta dan asam gemuk.
Sedangkan komposisi ion-ion penyusun air formasi terdiri dari kation-kation
Ca, Mg, Fe, Ba, dan anion-anion chlorida, CO 3, HCO 3, dan SO 4. Tabel II-10.
memperlihatkan contoh hasil analisa air formasi suatu reservoir.
Tabel II-10.Contoh Hasil Analisa Kandungan Air Formasi M c. Cain
Konstituen Hasil Analisa (ppm) NaCaMgFeCl
HCO 3 SO 4 CO 3
6.715549510
11.172295181
0T o t a l 18,813
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
34/64
Kation-kation yang terkandung dalam air formasi dapat dikelompokkan
sebagai berikut:
1. Alkali : K +, Na + dan Li + yang membentuk basa kuat.2. Metal alkali tanah : Br ++, Mg ++, Ca ++, Sr ++, Ba ++ membentuk basa
lemah.3. Ion Hidrogen : OH +
4. Metal berat : Fe ++, Mn ++
Sedangkan anion-anion yang terkandung dalam air formasi adalah sebagai
berikut :
a. Asam kuat : Cl-
, SO 4=
, NO 3-
b. Asam lemah : CO 3=, HCO 3-, S -
Ion-ion tersebut di atas (kation dan anion) akan bergabung berdasarkan
empat sifat, yaitu:
1. Salinitas primer, yaitu bila alkali bereaksi dengan asam kuat, misalnya
NaCl dan Na 2SO 4.
2. Salinitas sekunder, yaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam kuat,
misalnya CaCl 2, MgCl 2, CaSO 4, MgSO 4.
3. Alkalinitas primer, yaitu apabila alkali bereaksi dengan asam lemah,
seperti Na 2CO 3 dan Na(HCO 3)2
4. Alkalinitas sekunder, yaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam
lemah seperti CaCO 3, MgCO 3, Ca(HCO 3)2 dan Mg(HCO 3)2.
Perkembangan analisa kimia dewasa ini telah memungkinkan untuk
menganalisa secara kuantitatif kation dan anion yang terkandung dalam air
formasi. Besarnya konsentrasi padatan yang terdapat dalam air formasi dinyatakan
dalam satuan parts per million (ppm), miligram per liter, milliequivalent per liter
dan fraksi padatan. Satuan ppm dan miligram per liter digunakan dengan asumsi
densitas air formasinya sama dengan satu.
Satuan fraksi padatan diperoleh dari pembagian ppm dengan 10000.
Sedangkan satuan milliequivalent per liter didapatkan dari konversi ppm, yaitu
dengan dibagi berat ekuivalennya. Pada reaksi ionisasi, berat ekuivalen diperoleh
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
35/64
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
36/64
akurasi pengukuran yang dihasilkan tidak tepat. Metode lain dalam pengukuran
densitas adalah dengan memperkirakan densitas berdasarkan komposisi
minyaknya. Persamaan yang digunakan adalah :
oSCiiiii
oSC MX
MX ..... .. (2-30)
Keterangan :
oSC = densitas minyak (14,7 psia; 60oF)
oSCi = densitas komponen minyak ke-i (14,7 psia; 60oF)
X i = fraksi mol komponen minyak ke-iM i = berat mol komponen minyak ke-i
Densitas minyak sering dinyatakan dalam specific gravity minyak ( o),
yang didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air,
yang secara matematis, dituliskan :
w
oo ... ... (2-31)
Keterangan :
o = specific gravity minyak
o = densitas minyak, lb/cuft
w = densitas air, lb/cuft
Industri perminyakan seringkali menyatakan specific gravity minyak
dalam satuan oAPI, yang dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :
oAPI = 5,1315,141o
........................................................................... (2-32)
2.2.2.1.2. Viskositas MinyakViskositas minyak ( o) didefinisikan sebagai ukuran ketahanan minyak
terhadap aliran, atau dengan kata lain viskositas minyak adalah suatu ukuran
tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir, dengan satuan centipoise
(cp) atau gr/100 detik/1 cm.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
37/64
Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas
yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan menurunkan
viskositas minyak, dan dengan bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak
maka viskositas minyak juga akan turun. Hubungan antara viskositas minyak
dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 2.19.
A
B
C
D
B.P
B.P
B.P
B.P0 1000 2000 3000
1
2
3
4
5
6
7
Pressure, psig
V i s
c o s i
t y , c
p
Gambar 2.19.
Hubungan Viskositas Terhadap TekananM c. Cain
Gambar 2.19 menunjukkan hubungan antara viskositas minyak dan
tekanan reservoir pada temperatur tetap, kurva tersebut menjelaskan bahwa pada
saat tekanan reservoir berada diatas bubble point (Pb) viskositas minvak akan
mengalami penurunan dari Pi ke Pb. Saat tekanan reservoir di bawah bubble point
viskositas minyak mengalami kenaikan yang disebabkan gas yang terlarut
terbebaskan dari minyak.
Secara matematis, besarnya viskositas dapat dinyatakan dengan persamaan :
vy
xAF ................................................................................... (2-33)
Keterangan :
= viskositas, gr/(cm.sec)
F = shear stress
A = luas bidang paralel terhadap aliran, cm 2
v/y = gradient kecepatan, cm/(sec.cm).
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
38/64
Korelasi penentuan viskositas minyak pada tekanan atmosfer dan
temperatur reservoir pada berbagai gravity minyak dapat ditentukan dengan
Gambar 2.20.
Gambar 2.20.Viscositas Minyak Pada Tekanan 1 Atmosfer dan
Temperatur Reservoir M c. Cain
Hubungan antara viskositas minyak pada tekanan bubble point dan
viskositas minyak pada tekanan atmosfer dengan berbagai harga GOR dapat
dilihat pada Gambar 2.21. Gambar 2.21 dapat digunakan untuk menentukan
viskositas minyak pada tekanan bubble point. Harga viskositas minyak pada
tekanan bubble point dapat dicari dengan menghubungkan harga viskositas dari
Gambar 2.20 dengan gas oil ratio ( GOR ).
Viskositas minyak pada tekanan diatas bubble point (undersaturated )
dapat ditentukan dengan korelasi yang ditunjukkan Gambar 2.22. Korelasi pada
Gambar 2.22 . dilakukan dengan menghubungkan harga viskositas minyak pada
tekanan bubble point pada tekanan diatas bubble point . Harga viskositas minvak
pada tekanan diatas bubble point mempunyai harga lebih besar dari harga
viskositas minyak pada kondisi bubble point , hal ini disebabkan adanya cairan
yang terkompresi akibat peningkatan tekanan.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
39/64
Gambar 2.21.Viskositas Minyak Pada Tekanan Saturasi Pb dan
Temperatur Reservoir M c. Cain
Gambar 2.22.Kurva Viscositas Minyak PadaTekananDiatas Tekanan Bubble Point (Pb) M c. Cain
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
40/64
2.2.2.1.3. Faktor Volume Formasi Minyak
Faktor volume formasi minyak (B o) didefinisikan sebagai perbandinganantara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan
volume minyak pada kondisi standar. Satuan yang sering digunakan adalah
bbl/stb. Perhitungan Bo secara empiris ( Standing ) dinyatakan dengan persamaan :
Bo = 0.09759+ (0.000120 . F 1.2).... ... (2-34)
T25.1.R Fo
gs
.. .. (2-35)
Keterangan :R s = kelarutan gas dalam minyak, scf/stb
o =specific gravity minyak
g =specific gravity gas
T =temperatur, oF.
Perubahan B o terhadap tekanan untuk minyak jenuh ditunjukkan oleh
Gambar 2.23 . Tekanan reservoir awal adalah P i dan harga awal faktor volume
formasi adalah B oi. Dengan turunnya tekanan reservoir dibawah tekanan bubble point , maka gas akan terlepaskan dan B o akan turun.
Reservoir pressure, psia
obB
0Pb F o
r m a t
i o n - V o l u m e
F a c
t o r ,
B o
1
Gambar 2.23.Perilaku Faktor Volume FormasiTerhadap
Tekanan untuk Minyak M c. Cain
Terdapat dua hal penting dari Gambar 2.23 , yaitu:
1. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas P b, maka B o akan naik
dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai P b, sehingga volume
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
41/64
sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan
minyak.
2. Setelah P b dicapai, maka harga B o akan turun dengan berkurangnya
tekanan, disebabkan karena gas yang terbebaskan dari minyak.
Proses pembebasan gas ada dua, yaitu:
1. Di ff erential L iberation .
Merupakan proses pembebasan gas secara kontinyu. Dalam proses ini,
penurunan tekanan disertai dengan mengalirnya sebagian fluida
meninggalkan sistem. Minyak hanya berada dalam kesetimbangan
dengan gas yang dibebaskan pada tekanan tertentu dan tidak dengan gas
yang meninggalkan sistem. Jadi selama proses ini berlangsung, maka
komposisi total sistem akan berubah.
2. F lash L iberation
Merupakan proses pembabasan gas dimana tekanan dikurangi dalam
jumlah tertentu dan gas akan terbebaskan setelah kesetimbangan
dicapai.
Harga B o dari kedua proses tersebut berbeda sesuai dengan keadaan
reservoir selama proses produksi berlangsung. Seperti ditunjukkan pada Gambar
2.24 , proses flash liberation mempunyai harga B o yang lebih kecil daripada proses
differential liberation
D I F F ERENTIAL G A S LIBER A TIO N
F L A S H G
A S L I B E
R A T I O N
D I F F E R
E N T I A L
G A S L I
B E R A T I O
N
O R I G I N A L R E S E R V O I R P R E S S U R E
Reservoir Pressure, psia
S p e c
i f i c G r a v
i t y o
f
L i b e r a
t e d G a s
( a i r =
1 , 0
)
G a s
i n S o l u t i o n ,
c u . f t
/ B B L
( S T
.
= 6
0
F )
o i l
o
0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 36000
200
400
600
800
1000
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
Gambar 2.24.Perbedaan Antara F lash L iberation dengan Di ff erential L iberation Mc. Cain
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
42/64
Untuk mengetahui harga B o, suatu minyak dari reservoir, dapat ditentukan
secara empiris atau diperkirakan dengan beberapa korelasi, antara lain:
1. Prinsip Larutan Ideal
or gRs0.0136sto
Bo .................................................................... (2-36)
Keterangan:
sto = densitas minyak pada kondisi stock-tank, lb/cuft
or = densitas minvak pada kondisi reservoir, lb/cuft
Rs =kelarutan gas dalam minyak, scf/STB
g = spesific garvitv gas dipermukaan
Prinsip larutan ideal digunakan untuk memperkirakan harga Bo hanya
pada kondisi tekanan sama atau lebih kecil dari tekanan bubble point ( Pb). Cara
korelasi ini dapat digunakan untuk memperkirakan harga Bo dengan tingkat
kesalahan 5%.
2. Korelasi Standing
Standing telah membuat suatu persamaan empiris untuk memperkirakan
faktor volume formasi minyak pada kondisi tekanan gelembung ( bubble point
pressure ), berdasarkan pada data GOR produksi, spesific gravity gas di
permukaan, spesific gravity minyak di stock-tank, dan temperatur titik gelembung.
Persamaan korelasi Standing, yaitu:
Bo = 0.09759 + (0.000120 F 1.2).......................................................... (2-37)
T o g Rs F 25.1
.......................................................................... (2-38)
Keterangan :
Rs = kelarutan gas dalam minyak, sct/ stb
o = specific gravity minyak
g = specific gravity gas
T = temperatur, 0F
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
43/64
Selain menggunakan Persamaan 2-37 dan Persamaan 2-38 , Standing
juga menggunakan grafik untuk menentukan B o pada kondisi tekanan gelembung
seperti terlihat pada Gambar 2.25 . Penentuan Bo baik secara empiris maupun
grafik dapat digunakan untuk mernperkirakan harga Bo pada tekanan reservoir
(Pres) diatas tekanan gelembung (Pb), apabila harga Rs yang digunakan bukan
harga GOR produksi melainkan harga Rs pada tekanan tertentu. Kesalahan yang
terjadi dengan cara korelasi Standing adalah 3%.
Gambar 2.25.Faktor Volume Formasi Cairan Hidrokarbon Jenuh Mc. Cain
2.2.2.1.4. K elarutan Gas Dalam Minyak Kelarutan gas (R s) adalah banyaknya volume gas yang terlarut dari suatu
minyak pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Kelarutan gas dalam
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
44/64
minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan, komposisi minyak dan
gas. Pada temperatur minyak yang tetap, kelarutan gas tertentu akan bertambah
pada setiap penambahan tekanan. Pada tekanan yang tetap kelarutan gas akan
berkurang terhadap kenaikan temperatur. Dari penjelasan di atas, dapat
divisualisasikan seperti ditunjukkan pada Gambar 2.26
Gambar 2.26.Rs Sebagai Fungsi Tekanan Mc Cain
2.2.2.1.5. Kompresibilitas MinyakKompresibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak
akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai
berikut:
PV
V1
C o .. (2-39)
Persamaan ini memberikan perubahan fraksi volume dari suat cairan saat
tekanan yang diaplikasikan berubah pada saat temperatur konstan.
Kompresibilitas minyak dapat dikatakan konstan kecuali saat tekanan yang ada di
dalam sistem minyak tersebut mendekati bubble point , nilai kompresibilitas
minyak jarang melebihi 35 x 10 -6 psi -1.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
45/64
2.2.2.2. Sifat Fisik Ga s
Sifat fisik gas yang akan dibahas adalah densitas, viskositas gas, faktorvolume formasi gas, kompersibilitas gas, dan faktor kompresibilitas gas.
2.2.2.2.1. Densitas Gas
Densitas atau berat jenis gas didefinisikan sebagai perbandingan antara
rapatan gas tersebut dengan rapatan suatu gas standar. Kedua rapatan diukur pada
tekanan dan temperatur yang sama. Gas yang digunakan sebagai gas standar
adalah udara kering. Secara matematis berat jenis gas dirumuskan sebagai berikut:
u
g gas BJ
..... (2-40)
Definisi matematis dari rapatan gas ( g) adalah MP / RT, dimana M adalah
berat molekul gas, P adalah tekanan, R adalah konstanta dan T adalah temperatur,
sehingga bila gas dan udara dianggap sebagai gas ideal, maka berat jenis gas dapat
dituliskan dengan persamaan sebagai berikut :
BJ gas=T.R P.M
T.R P.M
u
g
=97,28
M g...... (2-41)
Apabila gas merupakan gas campuran, maka berat jenis dapat dihitung
dengan menggunakan persamaan berikut ini :
97,28
BMBJ gas
tampak gas ..... (2-42)
2.2.2.2.1. Viskositas Gas
Viskositas merupakan ukuran tahanan gas terhadap aliran. Viscositas gas
hidrokarbon umumnya lebih rendah daripada viscositas gas non hidrokarbon.
Viscositas gas akan berbanding terbalik dengan temperatur dan berbanding
lurus dengan berat molekulnya. Jadi bila berat molekulnya bertambah besar, maka
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
46/64
viscositasnya akan membesar, sedangkan bila temperaturnya naik, maka
viscositasnya akan semakin kecil.
Naiknya temperatur mengakibatkan kecepatan molekul gas bertambah
besar, sehingga tumbukan antar molekul bertambah banyak, akibatnya geseran
antar molekul juga bertambah besar.
Dalam viscositas sifat-sifat gas akan berlawanan dengan cairan. Untuk gas
sempurna, viscositasnya tidak tergantung pada tekanan. Bila tekanannya
dinaikkan, maka gas sempurna akan berubah menjadi gas tidak sempurna dan
sifat-sifatnya akan mendekati sifat-sifat cairan.
Bila komposisi campuran gas alam diketahui, maka viscositasnya dapat
diketahui dengan menggunakan persamaan:
5,0
5,0
ii
ii gi g M Y
M Y (2-43)
Keterangan :
g = viskositas gas campuran pada tekanan atmosfer
gi = viskositas gas murni
Y i = fraksi mpl gas murni
M i = berat molekul gas murni
Untuk beberapa senyawa hidrokarbon pada tekanan atmosfer hubungan
temperatur dengan viskositas ditunjukkan oleh Gambar 2.27. Dari gambar
tersebut dapat ditentukan harga viskositas murni ( gi ) yang digunakan untuk
Persamaan (2-43).
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
47/64
Gambar 2.27.Viscositas Beberapa Gas Murni Pada Tekanan Atmosfer M c. Cain
2.2.2.2.2. Faktor Volume Formasi Gas
Faktor volume formasi gas (B g) didefinisikan sebagai besarnya
perbandingan volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir dengan
volume gas pada kondisi standar (60 F, 14,7 psia). Pada faktor volume formasi
ini berlaku hukum Boyle - Gay Lussac .
Bila satu standard cubic feet gas ditempatkan dalam reservoir dengan
tekanan P r dan temperatur T r , maka rumus - rumus gas dapat digunakan untuk
mendapatkan hubungan antara kedua keadaan dari gas tersebut, yaitu :
r r
r r
r r
11
TZVP
TZVP
.... (2-44)
Untuk harga P 1 dan T 1 dalam keadaan standar, maka diperoleh :
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
48/64
cuftP
TZ0283.0V
r
r r r ... ........ (2-45)
Untuk keadaan standar, maka V r (cuft) harus dibagi dengan 1 scf untuk
mendapatkan volume standar. Jadi faktor volume formasi gas (B g) dalam satuan
bbl/scf ialah:
scf / bblP
TZ00504.0B
r
r r g ..... (2-46)
2.2.2.2.3. Kompresibilitas Gas
Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume terhadap
perubahan tekanan per unit volume. Adanya perubahan volume gas karena
perubahan tekanan yang mempengaruhinya, yaitu tekanan hidrostatik dan tekanan
udara kering. Secara matematis dinyatakan dengan persamaan:
........................................................................................ (2-47)
2.2.2.2.1. Faktor Kompresibilitas Gas (Z)
Faktor kompresibilitas gas dapat didefinisikan sebagai perbandingan
volume sebenarnya yang ditempati oleh gas pada suatu temperatur dan tekanan
tertentu terhadap apa yang ditempati bila ideal.
.................................................................................................. (2-48)
dimana :
Vs = volume sebenarnya dari n mole pada tekanan dan temperatur sama
V i = volume ideal dari n mol gas pada tekanan dan temperatur samaZ = faktor kompressibilitas gas
Besarnya harga Z untuk gas ideal adalah 1, sedangkan untuk gas nyata
besarnya harga Z bervariasi tergantung dari besarnya tekanan dan temperatur yang
bekerja. Gambar 2.28. menunjukkan hubungan antara Z versus tekanan pada
temperatur konstan.
dPdV
V1
C g
i
s
VV
Z
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
49/64
Gambar 2.28.Hubungan Z dan P pada T konstan Caudle
Harga Z untuk suatu gas tertentu yang belum diketahui dapat dicari
berdasarkan hukum Coressponding State yang berbunyi, Pada suatu tekanan dan
temperatur tereduksi yang sama, maka semua hidrokarbon mempunyai harga Z
yang sama.
Tekanan dan temperatur tereduksi untuk gas murni dapat dinyatakan
dengan persamaan :
Pr = dan T r = ............................................................................. (2-49)
dimana :
Pr = tekanan tereduksi untuk gas murni
Tr = temperatur tereduksi untuk gas murni
P = tekanan reservoar, psi
T = temperatur reservoar, OR atau OF
Pc = tekanan kritis untuk gas murni, psi
Tc = temperatur kritis untuk gas murni,OR atau OF
Besarnya harga P dan T dapat diperoleh dari data sumur yang
menunjukkan besarnya harga P dan T reservoar. Besarnya harga P c dan T c untuk
masing-masing gas murni dapat ditentukan dari Tabel II-12 .
cPP
cTT
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
50/64
Tabel II-12.Konstanta Fisik Beberapa Jenis Hidrokarbon Pembentuk Gas Alam M c. Cain
Harga P r dan T r diperoleh dari perhitungan Persamaan 2-49 dan untuk
mengetahui harga faktor kompresibiltas (Z) dapat diperoleh dari tabel yang
terlihat pada Gambar 2.29 . dan Gambar 2.30. untuk masing-masing jenis
hidrokarbon.
Gambar 2.29.
Grafik Z vs P dan T untuk MetanaM c. Cain
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
51/64
Gambar 2.30.Grafik Z vs P dan T untuk Etana M c. Cain
2.2.2.3. Sifat Fisik Air Formasi
Sifat fisik air formasi yang akan dibahas adalah densitas, viskositas,
kelarutan gas dalam air formasi, faktor volume formasi air formasi, dan
kompresibilitas air formasi.
2.2.2.3.1. Densitas Air Formasi
Densitas air formasi dinyatakan dalam massa per volume. Beberapa satuan
yang umum digunakan untuk menyatakan sifat-sifat air murni pada kondisi
standar adalah sebagai berikut: 0,999010 gr/cc; 8,334 lb/gal; 62,34 lb/cuft; 350
lb/bbl (US); 0,01604 cuft/lb. Dari besaran-besaran satuan tersebut dapat dibuat
suatu hubungan sebagai berikut:
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
52/64
w =34,62
w =wv34,62
1 = w01604,0 =
wv01604,0
....... . (2-50)
Keterangan:
w = specific gravity air formasi
w = density, lb/cuft
vw = specific volume, cuft/lb
Untuk melakukan pengamatan terhadap densitas air formasi dapat
dihubungkan dengan densitas air murni pada kondisi sebagai berikut:
ww
wb
wb
w Bvv
... (2-51)
Keterangan:
vwb = specific volume air pada kondisi dasar, lb/cuft
wb = density dari air pada kondisi dasar, lb/cuft
Bw = faktor volume formasi air
Dengan demikian jika densitas air formasi pada kondisi dasar (standard)
dan faktor volume formasi ada harganya (dari pengukuran langsung), maka
densitas air formasi dapat ditentukan. Faktor yang sangat mempengaruhi densitas
air formasi adalah kadar garam dan temperatur reservoir.
50o F, 0 psia
70o F, 0 psia
80o F, 0 psia
90o
F, 0 psia100
o F, 0 psia
3 2 o F, 8 7 0
0 p s i a
6 8 o F, 8 7 0
0 p s i a
6 8 o F, 5 8 0
0 p s i a
6 8 o F, 2 9 0 0 p s i a
6 8 o F, 0 p
s i a
5 10 15 20 25 30 35 40
63
64
65
66
62
Salinity, ppm x 10 -3
D e n s i t y
, l b
/ c u
. f t
Gambar 2.31.Pengaruh Konsentrasi Garam dan Temperatur
Pada Densitas Air Formasi M c. Cain
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
53/64
2.2.2.3.2. Viskositas Air Formasi
Viskositas air formai adalah ukuran ketahanan untuk mengalir dari air
formasi. Satuan centipoise sering dipakai di kalangan petroleum engineer .
Viskositas dari air formasi pada kondisi reservoir sangat rendah, yaitu selalu
dibawah satu centipoise. Variasi dari viskositas air formasi ditunjukkan pada
Gambar 2.32 . Kurva viskositas air formasi tidak menunjukkan bentuk yang unik
seperti yang ditunjukkan kurva viskositas minyak, hal ini disebabkan karena
hanya terdapat sedikit gas yang terlarut di dalam air formasi yang memberikan
dampak yang kecil pada viskositasnya.
Gambar 2.32.
Viskositas Air Formasi sebagai fungsi dari Tekanan M c Cain
2.2.2.3.3. Kelarutan Gas Dalam Air Formasi
Kelarutan gas dalam air formasi adalah banyaknya gas yang dapat terlarut
di dalam air formasi. Terdapat beberapa hal umum yang berkaitan tentang hal
tersebut, yaitu:
a. Kelarutan gas dalam air formasi lebih kecil jika dibandingkan dengan
kelarutan gas dalam minyak pada kondisi tekanan dan temperatur yang
sama.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
54/64
b. Pada temperatur yang tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik
dengan naiknya tekanan.
c. Kelarutan gas alam dalam air formasi akan berkurang dengan
bertambahnya kadar garam.
d. Kelarutan gas alam dalam air formasi akan berkurang dengan naiknya
berat jenis gas.
2.2.2.3.4. Faktor Volume Formasi Air Formasi
Faktor volume formai adalah menunjukkan perubahan volume dari air
formasi saat dipindahkan dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan (standar).
Satuan yang sering digunakan adalah res bbl/STB/ seperti halnya faktor volume
minyak, terdapat tiga efek yang terjadi, yaitu:
a. Perubahan kadar gas terlarut dari air formasi saat tekanan berkurang
b. Ekspansi dari air formasi saat tekanan berkurang
c. Kontraksi dari air formasi saat temperatur berkurang.
Gambar 2.33 memberikan gambaran tipikal hubungan antara faktor
volume air formasi dengan tekanan. Gambar tersebut menunjukkan tekanan awal
reservoir di atas bubble point pressure dari air. Saat tekanan reservoir berkurang
dari mula-mula ke bubble point pressure , faktor volume formasi meningkat
karena ekspansi dari air formasi di reservoir.
Penurunan tekanan reservoir di bawah bubble point pressure
mengakibatkan perubahan dari gas yang semula berada di dalam air formasi
menjadi ke dalam pori-pori dari reservoir. Hilangnya volume liquid yang
disebabkan oleh evolusi dari gas tidak dapat mengimbangai ekspansi air formasi
karena berkurangnya tekanan. Oleh karena itu, faktor volume formasi terus
bertambah seiring berkurangnya tekanan.
Jika tekanan reservoir turun hingga tekanan atmosfer, harga faktor volume
formasi akan dicapai. Pada titik ini, temperatur harus dikembalikan ke 60 o Funtuk
mengembalikan faktor volume formasi ke 1.0 res bbl/STB.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
55/64
Gambar 2.33.Kurva Faktor Volume Formasi Air Sebagai Fungsi dari Tekanan Pada
Temperatur Reservoir Konstan M c Cain
2.2.2.3.5. Kompresibilitas Air Formasi
Kompresibilitas air formasi ialah perubahan volume dikarenakan adanya
perubahan tekanan, temperature serta kadar gas seperti yang terlihat pada
Gambar 2.34 .
Twp P
V
V
1C
Twp P
V
V
1C
1 0 0 0 p s i a
2 0 0 0
3 0 0 0
40005000
6000
60 100 140 180 220 260
2,8
2,4
3,2
3,6
Tempera ture, Fo
W a
t e r C o m p r e s s
i b i l i t y
,
C
x 1 0
, b b l / b b l . p s i
w
6
Gambar 2.34.Harga Kompressibilitas Air Murni - Temperatur dan Tekanan M c. Cain
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
56/64
Secara matematik, besarnya kompresibilitas air murni dapat ditulis sebagai
berikut:
Twp P
VV1
C
.... (2-52)
Keterangan:
Cwp = kompresibilitas air murni, psi 1
V = volume air murni, bbl
V; P = perubahan volume (bbl) dan tekanan (psi) air murni
Apabila terdapat gas pada air formasi, maka kita dapat menggunakangrafik seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.35.
Gas-Water Ratio, cu.ft/bbl
S o l u t i o n
C o m p r e s s
i b l i t y
W a
t e r C o m p r e s s
i b i l i t y
0 5 10 15 20 251,0
1,1
1,2
1,3
Gambar 2.35Koreksi Kompresibilitas Air Formasi-Kandungan Gas Terlarut M c. Cain
Secara matematik, koreksi terhadap harga kompressibilitas air (C w) dapat
dihitung dengan persamaan sebagai berikut :
)R 0088,01(CC swwpw . (2-53)
Keterangan :
Cwp = kompressibilitas air murni, psi-1
R sw = kelarutan gas dalam air, cu ft/bbl
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
57/64
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
58/64
2.3.1.2. Tekanan Overburden
Tekanan overburden adalah tekanan yang dialami oleh formasi akibat
berat batuan dan fluida diatasnya. Persamaan yang dapat digunakan untuk
menentukan besarnya tekanan overburden adalah :
Po= G o x D .........................................................................................(2-56)
Po= f l ma D A
Gfl Gmb 1 .............................................. (2-57)
Keterangan :
Po = Tekanan overburden, psi
Go = Gradien tekanan overburden, psi/ft (umumnya sebesar 1 psi/ft)
D = Kedalaman vertikal formasi, ft
Gmb = Berat matrik batuan formasi, lb
Gfl = Berat fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan, lb
A = Luas lapisan, in 2
= Porositas, fraksi
ma = Densitas matriks batuan, lb/cuft
f l = Densitas fluida, lb/cuft
Besarnya gradien tekanan overburden yang normal biasanya dianggap
sebesar 1 psi/ft, yaitu diambil dengan menganggap berat jenis batuan rata-rata 2,3
dari berat jenis air. Sedangkan besarnya gradien tekanan air adalah 0,433 psi/ft
maka gradien tekanan overburden sebesar 2,3 x 0,433 psi/ft = 1 psi/ft. Besarnya
tekanan overburden akan naik dengan bertambahnya kedalaman. Pertambahan
tekanan tiap satuan kedalaman disebut gradien tekanan .
2.3.1.3. Tekanan Rekah Formasi
Tekanan rekah adalah tekanan hidrostatis maksimum yang dapat ditahan
oleh formasi tanpa menyebabkan terjadinya pecah formasi. Besarnya gadien
tekananrekah dipengaruhi oleh tekanan overburden , tekanan formasi, dan kondisi
kekuatan batuan. Mengetahui gradien tekanan rekah sangat berguna ketika
meneliti kekuatan dasar casing.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
59/64
Selain hasil log gradien tekanan rekah dapat ditentukan dengan memakai
prinsip leak -off test yaitu memberikan tekanan sedikit-sedikit sedemikian rupa
sampai terlihat tanda-tanda formasi akan pecah, dengan ditunjukkan kenaikan
tekanan secara kontinyu dan tiba-tiba menurun drastis.
Penentuan tekanan rekah dapat digunakan perhitungan diantaranya :
D
P
D
Pob
D
Pf 231
...........................................................................(2-58)
Keterangan :
Pf = tekanan rekah, psi
Pob = tekanan overburden, psi
P = tekanan formasi, psi
D = kedalaman, ft
Bila dianggap gradien tekanan overburden (Pob/D) adalah 1 psi/ft maka
Persamaan (2-58) akan menjadi :
D P
D Pf 2
131
............................................................................................(2-59)
2.3.1.4. Tekanan Formasi
Tekanan formasi dapat dibagi menjadi tiga, yaitu tekanan formasi
abnormal, tekanan formasi normal, dan tekanan formasi subnormal.
a. Tekanan formasi abnormal adalah tekanan formasi yang lebih besar
dari yang diperhitungkan pada gradien hidrostatis.
b. Tekanan formasi Normal adalah besarnya tekanan yang diberikan
cairan yang mengisi rongga formasi yang sama dengan 0.433 psi/ft
0.465 psi/ft (gradien tekanan air formasi)
c. Tekanan formasi subnormal adalah tekanan formasi yang ada di
bawah tekanan hidrostatik.
2.3.2. Temperatur Reservoir
Dalam keadaan normal, temperatur formasi akan bertambah seiring
dengan bertambahnya kedalaman, dimana sering disebut gradien geothermis.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
60/64
Besarnya gradien geothermis ini bervariasi dari satu tempat ke tempat lain. Harga
rata-rata gradien geothermis ini adalah 3 oF/100ft. Hubungan temperatur terhadap
kedalaman dapat dinyatakan sebagai berikut:
xDTaTd @ .............................................................................................(2-60)
Keterangan:
Td = temperatur formasi pada kedalaman D ft, oF
Ta = temperatur pada permukaan, oF
@ = gradien temperatur, oF
D = Kedalaman, ratusan ft
2.4. Heterogenitas Reservoir
2.4.1. Pengertian Heterogenitas Reservoir
Heterogenitas reservoir adalah variasi sifat-sifat fisik batuan dan fluida
dari suatu lokasi ke lokasi lainnya. Heterogenitas ini sebagai akibat adanya proses
pengendapan, patahan, lipatan, diagenesa dalam lithologi reservoir dan perubahan
atau jenis dan sifat dari fluida reservoir. Heterogenitas reservoir dapat terjadi pada
skala mikroskopis ataupun pada skala makroskospis. Heterogenitas dengan skala
mikroskopis disebabkan karena adanya matriks, fracture, vugs ataupun rongga-
rongga dalam batuan. Untuk heterogenitas reservoir dalam suatu skala
makroskopis dan megaskopis yang meliputi batasan fisik batuan, fault, batas
fluida, perubahan ketebalan, perubahan litologi dan beberapa lapisan yang
mempunyai perbedaan sifat-sifat dalam lapisan tersebut. Karakteristik reservoir
lainnya yang berhubungan dengan heterogenitas adalah permeabilitas anisotropy.
Resevoir anisotropy adalah reservoir yang mempunyai variasi permeabilitasdalam arah aliran.
Anisotropy ini disebabkan oleh adanya proses pengendapan (channel fill
deposites) atau oleh proses tektonik (paralel fracture orientation). Anisotropy
dapat terjadi pada reservoir heterogen atau juga dapat terjadi pada reservoir yang
homogen. Anisotropy merupakarn hal yang berhubungan dengan reservoir yang
heterogen. Kebanyakan batuan reservoir mempunyai permeabilitas vertikal lebih
rendah dari pada permeabilitas horizontalnya sehingga akan terjadi anisotropy
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
61/64
dalam reservoir. Heterogenitas reservoir biasanya merupakan sifat reservoir yang
asli, dan heterogenitas reservoir dapat juga terjadi pada formasi yang disebabkan
oleh perbuatan manusia. Heterogenitas reservoir yang disebabkan karena ulah
kerja manusia dan terjadi didekat lubang bor, hal ini disebabkan oleh invasi
lumpur bor selama proses pemboran berlangsung, peretakan hidrolik, pengasaman
atau karena terjadi injeksi fluida. Tingkat heterogenitas reservoir penting untuk
mengetahui adanya sistem heterogenitas.
2.4.2. Klasifikasi Heterogenitas Reservoir
Adapun klasifikasi heterogenitas reservoir dibedakan menjadi tiga bagian :a. Heterogenitas reservoir skala mikroskopis.
b. Heterogenitas reservoir skala makroskopis.
c. Heteregonitas reservoir skala megaskopis.
2.4.2.1. Heterogenitas Reservoir Skala Mikroskopis
(Djebar Tiab) Heterogenitas dalam skala mikorskopik merepresentasikan
volume dimana sifat fisik batuan seperti porositas dan permeabilitas ditentukan
dari: bentuk dan ukuran butir; ukuran dan bentuk pori-pori; distribusi butiran dan
ukuran pori; kekasaran dinding pori-pori; dan adanya mineral lempung di dalam
pori-pori. Penentu utama dari parameter-parameter tersebut adlaah deposisi dari
sedimen dan proses kompaksi, sementasi, dan disolusi setelahnya.
2.4.2.2. Heterogenitas Reservoir Skala Makroskopik
(Djebar Tiab) Analisis core dapat merepresentasikan heterogenitas skala
makroskopis. Uji laboratorium dari porositas, permeabilitas, saturasi fluida,
tekanan kapiler, dan wetabilitas diukur dari skala makroskopis. Sifat fisik batuan
dan fluida digunakan untuk mengkalibrasi log dan well test untuk kemudian
digunakan dalam model simulasi reservoir.
2.4.2.3. Heterogenitas Reservoir Skala Megaskopik
Skala heterogenitas ini merepresentasikan aliran fluida, biasanya diketahui
dari simulasi reservoirr. Pada kenyataanya, reservoir diolah dan dikembangkan
pada skala ini. Heterogenitas skala megaskopik menentukan variasi perolehan
minyak pada hubungan antar sumur. Contoh dari heterogenitas skala megaskopik
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
62/64
adalah: Reservoir compartment, permeabilitas vertikal dan horizontal, lateral
discontinuity dari suatu strata.
2.4.3. Faktor Yang Memengaruhi Heterogenitas Reservoir
Faktor-faktor yang mengontrol adanya heterogenitas di dalam reservoir,
antara lain adalah sedimentasi tektonik regional, komposisi dan tekstur, serta
geometri reservoir.
2.4.3.1. Sedimentasi Tektonik Regional
Faktor sedimentasi tektonik regional, hal ini menyebabkan terjadinya
heterogenitas karena didalam suatu reservoir dimungkinkan terdapat macam-macam lingkungan pengendapan seperti lingkungan pengendapan darat, laut, dan
transisi, sehingga dengan adanya macam-macam lingkungan reservoir heterogen,
diagenesa, dan struktur geologi akan menyebabkan heterogenitasreservoir.
2.4.3.2. Komposisi dan Tekstur batuan
Faktor komposisi dan tekstur, hal ini merupakan kontrol geologi untuk
mengetahui adanya heterogenitas reservoir secara makroskopis, karena komposisi
yang terdiri dari lithologi, mineralogi juga butiran (butiran, matriks dan cement)akan berpengaruh pada harga porositas dan permeabilitas yang merupakan faktor
penentu adanya heterogenitas didalam reservoir.
2.4.3.3. Geometri Reservoir
Faktor geometri reservoir, hal ini dapat digunakan sebagai kontrol adanya
heterogenitas karena geometri reservoir yang terdiri dari ukuran rongga pori (pore
throat size), ukuran tubuh pori (pore body size), peretakan (fracturing),
permukaan butir (surface rougness), dan juga bulk volume akan memengaruhi
besar kecilnya porositas-permeabilitas. Demikian juga untuk permeabilitas akan
dipengaruhi oleh adanya faktor-faktor tersebut diatas.
2.4.4. Penyebaran Heterogenitas Reservoir
Setelah mengetahui parameter-parameter yang penting untuk mengetahui
terjadinya heterogenitas beserta penyebabnya, maka selanjutnya dapat dilakukan
pembagian jenis heterogenitas reservoir. Adapun pembagian jenis heterogenitas
reservoir tersebut ada dua macam, yaitu heterogenitas horizontal dan vertikal.
-
8/11/2019 BAB 2 Karakteristik Reservoir (fix).docx
63/64
2.4.4.1. Heterogenitas Reservoir Arah Vertikal
Untuk mengetahui heterogenita