BAB II
KARAKTERISTIK BATUAN RESERVOIR
2.1.
Karakteristik Karakteristik Batuan Reservoir
Reservoir merupakan batuan yang berpori ( porous ( porous)) dan permeable permeable yang mengandung fluida ( minyak dan gas ). Komponen reservoir terdiri dari: 1. Wadah, yang berupa batuan reservoir. 2. Isi, yang berupa fluida reservoir. 3. Kondisi reservoir, yang berupa tekanan reservoir dan temperatur reservoir. Umumnya batuan reservoir terdiri dari batuan sedimen yang berupa batupasir, batuan karbonat dan batuan shale, atau kadang-kadang batuan vulkanik. Masing-masing batuan memiliki komposisi kimia yang berbeda-beda dan sifat fisik yang berbeda - beda pula.
2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir Reservoir 2.1.1.1.Batupasir
Batupasir ( sandstone) sandstone) merupakan batuan yang paling sering dijumpai di lapangan sebagai batuan reservoir. Batu pasir merupakan hasil dari proses sedimentasi mekanik, yaitu berasal dari proses pelapukan dan disintegrasi, yang kemudian tertransportasi serta mengalami proses kompaksi dan pengendapan. Berdasarkan mineral penyusunnya, menurut Krynine batupasir dikelompokkan menjadi tiga kelompok, yaitu orthoquartzites, orthoquartzites, pasir lempungan ( graywacke), graywacke), dan arkose. arkose.
1. Orthoquartzites
Orthoquartzites Orthoquartzites merupakan jenis batuan sedimen yang terbentuk dari proses sedimentasi yang menghasilkan unsur silika yang tinggi, tanpa
5
6
mengalami metaformosa dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral kwarsa (quartz (quartz ) dan mineral lainnya yang stabil. Orthoquartzites Orthoquartzites merupakan jenis batuan sedimen yang relatif bersih yaitu bebas dari kandungan shale dan clay. clay.
2. Graywacke
Graywacke Graywacke merupakan jenis batupasir yang tersusun dari unsur – unsur mineral yang berbutir besar, terutama kwarsa dan feldspar serta fragmen – fragmen fragmen
batuan. Material pengikatnya adalah clay clay
dan
carbonate. carbonate. Sortasi (pemilahan) butir pada graywacke graywacke tidak bagus karena lingkungan pengendapannya relatif curam dan adanya matriks-matriks batuan. Hal ini juga menyebabkan berkurangnya porositas batuannya.
3. Arkose
Arkose merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari kwarsa sebagai mineral yang dominan, meskipun seringkali mineral arkose feldspar jumlahnya lebih banyak dari kwarsa.
2.1.1.2.Batuan 2.1.1.2.Batuan Karbonat
Batuan karbonat adalah limestone limestone (batugamping), dolomit, dan yang bersifat diantara keduanya. Limestone adalah istilah yang biasa dipakai untuk kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80 % kalsium karbonat atau magnesium. Pada limestone limestone fraksi disusun terutama oleh mineral kalsit, sedangkan pada dolomit dolomit mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomit. Dolomit adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang mengandung unsur karbonat lebi h besar dari 50%, sedangkan untuk batuan – batuan – batuan yang mempunyai komposisi pertengahan antara limestone dan dolomit akan mempunyai nama yang bermacam – macam macam tergantung dari unsur yang dikandungnya. Untuk batuan yang unsur kalsitnya melebihi dolomit disebut dolomit limestone, dan yang unsur dolomitnya melebihi kalsit disebut dengan limy, calcitic, calciferous atau calcitic dolomite
7
2.1.1.3.Batuan 2.1.1.3.Batuan Shale
Batuan shale shale adalah batuan serpih berbutir halus dengan permeabilitas yang mendekati nol (impermeabel). Batuan ini dapat berlaku sebagai batuan reservoir apabila permeabilitasnya besar sebagai akibat perekahan. Pada umumnya unsur penyusun shale shale ini terdiri dari lebih kurang 58% silikon dioksida (SiO 2), 15% alumunium oksida (Al 2O3), 6% besi oksida (FeO) dan Fe2O3,
2% magnesium magnesium oksida (MgO), (MgO), 3% 3% kalsium oksida (CaO), (CaO), 3% 3%
potasium oksida (K 2), 1% sodium oksida (Na 2), dan 5% air (H 2O). Sisanya adalah oksida metal dan anion.
2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir
Sifat fisik batuan reservoir perlu diketahui agar memudahkan dalam memprediksikan banyaknya akumulasi hidrokarbon di dalam reservoir.
2.1.2.1.Porositas
Porositas ( () didefinisikan sebagai perbandingan antara volume ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume). Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis dapat dinyatakan sebagai berikut :
Vp
Vb
x100%
Vb Vg
Vb
x100% ............................................ ...........................................................(2.1) ...............(2.1)
dimana,
= Porositas, %
Vb
= volume batuan total (bulk volume),cm 3
Vg
= volume padatan batuan total (volume grain), cm3
Vp
= volume ruang pori – – pori batuan, cm3
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu: 1. Porositas absolut, adalah persen persen volume pori – – pori volume batuan total (bulk volume).
total terhadap
8
Volume pori total bulk volume volume
,............................................ ................................…..(2.2) ..........…..(2.2) 100% ,......................
2. Porositas efektif, adalah persen volume pori – pori – pori
yang saling
berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).
Volume pori yang berhubungan bulk volume volume
100% ,......................................(2.3)
Connected or Effec tive Poro ros sit ity y To ta l Poro ros sit ity y Isolated or Non-Effec tive Poro ros sit ity y
Gambar 2.1. Skema Perbandingan Porositas Efektif, Non-Efektif dan Porositas Absolut Batuan (Amyx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)
Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu : 1. Porositas primer, adalah adalah porositas yang terbentuk pada waktu batuan sedimen diendapkan. 2. Porositas sekunder, adalah porositas batuan batuan yang terbentuk sesudah batuan sedimen terendapkan. Besar – kecilnya kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran butir (semakin
baik
butir (susunan butir
distribusinya,
semakin
baik
porositasnya), susunan
berbentuk kubus mempunyai porositas
dibandingkan bentuk rhombohedral), kompaksi, dan sementasi.
lebih baik
9
90 90
o
o
90
o
a. Cub ic (por (po rosity = 47,6 %) %)
90
90
o
90
o
o
b . Rhomb ohed ral (p (p orosity = 25,96 %) %)
Gambar 2.2. Pengaruh Susunan Butir Butir terhadap Porositas Batuan (Amyx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)
2.1.2.2.Permeabilitas
Permeabilitas didefinisikan sebagai kemampuan suatu fluida melalui celah suatu material yang mempunyai rongga. Permeabilitas batuan merupakan fungsi dari tingkat hubungan ruang antar pori – pori – pori dalam batuan. Definisi kuantitatif permeabilitas pertama – tama tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut : k V
dP
dL
, .......................................... ................................................................ ............................................ ...................... (2.4)
dimana : V
=
kecepatan aliran fluida, cm / sec
=
viskositas fluida yang mengalir, cp
dP / dL =
gradien tekanan dalam arah aliran, atm / cm
k
permeabilitas permeabilit as media berpori, darcy
=
Tanda negatif dalam persamaan tersebut menunjukkan bahwa apabila tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah aliran berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut. Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan (2.4) adalah :
Alirannya mantap ( steady state) state)
Fluida yang mengalir satu fasa
10
Viskositas fluida yang mengalir kostan.
Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal
Fluidanya incompressible.
Tidak ada reaksi antara fluida yang mengalir dengan batuan yang dialirinya
Kondisi aliran isothermal atau temperaturnya konstan
Dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu : 1. Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya minyak atau gas saja. 2. Permeabilitas efektif, adalah 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, adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut. Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy menggunakan batu pasir tidak kompak yang dialiri air. Batu pasir s ilindris yang porus ini 100 % dijenuhi cairan dengan viskositas (), dengan luas penampang (A), dan panjangnya (L). Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P 1 pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q, sedangkan P 2 adalah tekanan keluar. Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q . . L / A . ( P1 – P2 ) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan.
11
Gambar 2.3. Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas (Amyx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)
K
Q.. L A.( P1 P2 )
,.............................................................................................. (2.5)
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :
K (darcy)
Q (cm3 / sec). (centipoise) L (cm) A ( sqcm). ( P1
P2 ) ( atm)
Dari Persamaan (2.5) 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, kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk 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 dinyatakan sebagai berikut : K ro
K o
K
,
K rg
K g
K
,
K rw
K w
K
, .................................................... (2.6)
Besarnya permeabilitas efektif untuk minyak dan air ditunjukkan dengan persamaan (2.7) dan (2.8) berikut ini :
12
K o
K w
Q o . o . L A.( P1 P2 ) Q w . w . L A.( P1 P2 )
, ................................................................................(2.7)
, ...............................................................................(2.8)
Dimana : o
=
viskositas minyak
w
=
viskositas air.
Harga – harga K o dan K w pada Persamaan (2.7)
dan (2.8)
jika diplot
terhadap So dan S w akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan
pada
(Gambar 2.4). Dari (Gambar 2.4), dapat ditunjukkan bahwa K o pada S w = 0 dan So = 1 akan sama dengan harga K absolut, demikian juga untuk harga K absolutnya.
Gambar 2.4. Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air (Amyx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)
13
Gambar 2.5. Kurva Permeabilitas Relatif untuk Sistem Minyak dan Air (A myx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960) 2.1.2.3.Saturasi Fluida
Saturasi
fluida
batuan adalah perbandingan antara volume pori – pori
batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori – pori
total
pada suatu batuan berpori. Saturasi minyak ( So ) adalah : S o
Volume pori - pori yang diisi oleh minyak
Volume pori - pori total
, ............................... (2.9)
Saturasi air ( Sw ) adalah : S w
Volume pori - pori yang diisi oleh air
Volume pori - pori total
,.………………………..(2.10)
Saturasi gas ( Sg ) adalah : S g
Volume pori - pori yang diisi oleh gas
Volume pori - pori total
,………………………..(2.11)
Jika pori – pori batuan diisi oleh gas – minyak – air maka berlaku hubungan : Sg + So + Sw = 1 ,……………………………………………………………..(2.12) Jika diisi oleh minyak dan air saja maka : So + Sw = 1 ,………..........................................................................................(2.13)
14
Terdapat tiga hal yang penting mengenai saturasi fluida, yaitu : 1. Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatif akan mempunyai Sw yang tinggi dan S g yang relatif rendah. Demikian juga untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. 2. 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. 3. Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori – pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume contoh batuan adalah V, ruang pori – porinya adalah , maka ruang pori – pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah : So . . V + S g . . V = ( 1 – Sw ) . . V ,.................................................(2.14)
2.1.2.4.Wettabilitas
Apabila dua fluida bersinggungan dengan benda padat, maka salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya adhesi. Dalam sistem minyak-air benda padat, gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adala h : AT = so – sw = wo. cos wo ,…………………………………………...(2.15)
Dimana : AT
= Gaya adhesi yang menyebabkan cairan naik ke atas batuan, dyne/cm
so
= tegangan permukaan minyak – benda padat, dyne / cm
sw
= tegangan permukaan air – benda padat, dyne / cm
wo
= tegangan permukaan minyak – air, dyne / cm
wo
= sudut kontak minyak – air.
15
Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positif ( < 900), yang berarti batuan bersifat water wet. Sedangkan bila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatif ( > 900), berarti batuan bersifat oil wet. A.
Water-wet
Minyak
B.
Butiran
Oil-wet Res ervoir
Air
Gambar 2.6. Water Wet dan Oil Wet (Amyx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; W hiting, R.L, 1960)
2.1.2.5.Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler (Pc) adalah perbedaan tekanan antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur. Perbedaan tekanan dua fluida yang dimaksud adalah perbedaan tekanan antara fluida “non-wetting fasa” (Pnw) dengan fluida “Wetting fasa”. (Pw) atau Pc = Pnw - Pw ,...………………………………………....... (2.16)
Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung. Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai nonwetting fasa atau tidak membasahi. Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori dan macam fluidanya, yang secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut : Pc
2. .cos r
. g. h ,................………………………………………...(2.17)
16
dimana : Pc
= tekanan kapiler, dyne/cm2
= tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm
cos = sudut kontak permukaan antara dua fluida, derajat r
= jari-jari kelengkungan pori-pori, cm
= perbedaan densitas dua fluida, gr/cc
g
= percepatan gravitasi, cm/dt2
h
= tinggi kolom, cm
Dari Persamaan (2.17) 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 versus saturasi air (S w), Persamaan (2.17) menunjukkan bahwa h bertambah jika perbedaan densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal ini berarti pada reservoir gas yang terdapat kontak gas-air, perbedaan densitas fluidanya bertambah besar sehingga mempunyai zona transisi minimum. Demikian juga pada reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah, 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 daripada reservoir dengan permeabilitas yang rendah.
Gambar 2.7. Variasi Pc terhadap Sw (Amyx, J.W.; Bass, D,M.Jr.; Whiting, R.L, 1960)
17
a) Untuk Sistem Batuan yang Sama dengan Fluida yang Berbeda. b) Untuk Sistem Fluida yang Sama dengan Batuan yang Berbeda.
2.1.2.6.Kompressibilitas
Kompressibilitas pada batuan menurut Geertsma (1957) terdapat tiga macam kompresibilitas pada batuan antara lain : 1. Kompresibilitas Matriks Batuan Kompresibilitas matriks batuan adalah fraksional perubahan volume dari material padatan batuan terhadap satuan perubahan tekanan. 2. Kompresibilitas Batuan Keseluruhan Kompresibilitas batuan keseluruhan merupakan fraksional perubahan volume batuan terhadap satuan perubahan tekanan 3. Kompresibilitas Pori-Pori Batuan Kompresibiltas pori-pori batuan merupakan fraksional perubahan pori pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, yaitu : a) Internal Stress, yang berasal dari desakan fluida yang terkandung di dalam pori-pori batuan (tekanan hidrostatik fluida formasi). b) Eksternal Stress, yang berasal dari pembebanan batuan yang ada diatasnya (tekanan overburden).
Pengosongan fluida dari ruang pori batuan mengakibatkan perubahan internal stress dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan akan mengalami perubahan juga. Perubahan tekanan ini menyebabkan perubahan pada butiran butiran batuan, pori-pori batuan dan volume total batuan. Perubahan bentuk keseluruhan dari batuan dapat dinyatakan dalam kompresibilitas Cr (psi-1), yang secara matematis dituliskan dengan : Cr
1 dVr
Vr dP
,......................................................................................(2.18)
18
Sedangkan perubahan dari ruang pori-pori batuan dapat dinyatakan dalam kompresibilitas Cp (psi-1), yang secara matematis dituliskan dengan : Cp
1 dVp
Vp dP *
, ..................................................................................... (2.19)
Dimana : Vr = volume padatan batuan (grains), inch3 V p = volume pori – pori batuan, inch3 P
= tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan, psi
P* = tekanan luar (tekanan overburden), psi
2.2.
Karakteristik Fluida Reservoir
Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Karakteristik fluida reservoir ditinjau dari komposisi kimia dan sifat fisiknya.
2.2.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon
Bentuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah, dimana dapat berupa gas, air atau padatan tergantung kepada komposisinya yang khusus serta tekanan dan temperatur yang mempengaruhinya. Hidrokarbon yang berbentuk cair dikenal sebagai minyak bumi, sedangkan yang berupa gas dikenal sebagai gas bumi. Hidrokarbon merupakan senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen. Senyawa karbon dan hidrogen ini mempunyai variasi-variasi ikatan, yang biasanya dibagi dalam dua golongan besar, yaitu : golongan asiklis (terbuka) dan golongan siklis.
2.2.1.1.Golongan Hidrokarbon Jenuh
Seri homolog dari hidrokarbon ini mempunyai rumus umum C nH2n+1 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. Penamaan anggota seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom karbon dalam sebutan Yunani
19
dan diakhiri dengan akhiran “ana” (Inggris : “ane”), seperti methane, ethane, propane, butane, pentane, dll. Pada tekanan dan temperatur normal empat alkana yang pertama merupakan gas. Sebagai hasil meningkatnya titik didih (boiling point) karena penambahan jumlah atom karbon maka mulai pentana (C 5H12) sampai hepta dekana (C17H36) 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 fisik yang 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. Seri n-alkana yang diberikan pada Tabel 2.1. memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang tidak begitu tajam. Tabel 2. 1. Sifat – sifat Fisik n-Alkana (Burchick, E.J.; 1957) Boiling Point
Melting Point
Specific Gravity
o
o
60o/60 oF
No.
Name
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
F
F
20
20
Eicosane
648.9
99
..........
30
Triacontane
835.5
151
..........
2.2.1.2. Golongan Naftena
Senyawa golongan ini merupakan senyawa hidrokarbon, dimana susunan atom karbonnya berbentuk cincin. Golongan ini termasuk hidrokarbon jenuh tetapi rantai karbonnya merupakan rantai tertutup. Yang umum dari golongan ini adalah sikloalkana atau dikenal juga sebagai naftena, sikloparafin atau hidrokarbon alisiklik. Apabila dalam keadaan tidak mengikat gugus lain, maka rumus golongan naftena atau sikloparafin ini adalah C nH2n. Rumus ini sama dengan rumus untuk seri alkena, tetapi sifat fisik keduanya jauh berbeda karena strukturnya yang sangat berbeda.
2.2.1.3. Golongan 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 telah digunakan untuk mengikat atom C yang berdekatan, dengan cara ikatan rangkap dua atau rangkap tiga yang mengikat dua atom C, maka hidrokarbon seperti ini disebut hidrokarbon tak jenuh dengan rumus umum C nH2n. Dalam keadaan yang menguntungkan, hidrokarbon tak jenuh dapat menjadi jenuh dengan penambahan atom-atom hidrokarbon pada rantai ikatan tersebut. Senyawa hidrokarbon tak jenuh ada yang mempunyai satu ikatan rangkap yang lebih dikenal dengan deretan olefin, tetapi ada juga diantara senyawa-senyawa hidrokarbon yang mengandung dua atau lebih ikatan ganda (double bond), seperti alkadiena, alkatriena, serta alkatetraena. Selain ikatan ganda, senyawa hidrokarbon tak jenuh ada juga yang mempunyai ikatan rangkap tiga (triple bond) yang dikenal sebagai deretan asetilen. Rumus umum deretan asetilen adalah C nH2n-2, dimana dalam tiap molekul terdapat ikatan rangkap tiga yang mengikat dua atom karbon yang
21
berdekatan. Pemberian nama untuk deret ini sama dengan untuk deret alkena dengan memberi akhiran “una” (Inggris : “yne”).
Tabel 2.2. Sifat-Sifat Fisik Alkena (Burchick, E.J.; 1957)
Name
Formula
Boiling
Melting
Specific
Point,
Point,
Gravity,
o
o
60o/60 oF
F
F
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-nonene
CH2=CH(CH2)6CH3
295
-
0.731
1-decene
CH2=CH(CH2)7CH3
340
-
0.743
2.2.1.4. Golongan Aromatik
Pada deret ini hanya terdiri dari benzena dan senyawa-senyawa hidrokarbon lainnya yang mengandung benzena. Rumus umum dari golongan ini adalah CnH2n-6, dimana cincin benzena merupakan bentuk segi enam dengan tiga ikatan tunggal dan tiga ikatan rangkap dua secara berselang-seling. Deretan benzena tidak menunjukkan sifat reaktif yang tinggi, ikatan-ikatan dari deret hidrokarbon aromatik terdapat dalam minyak mentah yang merupakan sumber utamanya.
22
Pada suatu suhu dan tekanan standard, hidrokarbon aromatik ini dapat berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzena merupakan zat cair yang tidak berwarna, berbau harum dan mendidih pada temperatur 176 0F.
2.2.2. Komposisi Kimia Air Formasi
Air formasi mempunyai komposisi kimia yang berbeda-beda antara reservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu analisa kimia pada air formasi perlu sekali dilakukan untuk menentukan jenis dan sifat-sifatnya. Dibandingkan dengan air laut, maka air formasi ini rata-rata memiliki kadar garam yang lebih tinggi. Air formasi tersebut terdiri dari bahan-bahan mineral, misalnya kombinasi metal-metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi, dan alumunium serta bahan-bahan organis 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, HCO3, dan SO4. Air formasi mempunyai kation-kation dan anion-anion dengan jumlah tertentu yang biasanya dinyatakan dalam satuan part per million (ppm). Kationkation air formasi antara lain adalah : kalsium (Ca++), magnesium (Mg++), natrium (Na+), ferum (Fe+), dan Barium (Ba++), sedangkan yang termasuk anion-anion air formasi adalah klorida (Cl-), karbonat (CO3) dan Bikarbonat (HCO 3), serta Sulfat (SO4).
2.2.3. Sifat Fisik Fluida Reservoir
Beberapa sifat fisik fluida yang perlu diketahui adalah : densitas, viskositas, faktor volume formasi, kompresibilitas, dan kelarutan gas.
2.2.3.1.Sifat Fisik Minyak A. Densitas Minyak
Berat Jenis Minyak (Densitas minyak) sering dinyatakan dalam Specific Gravity. Hubungan antara Berat Jenis Minyak dengan Specific Gravity didasarkan pada berat jenis air. Berat jenis minyak adalah perbandingan antara berat minyak dengan volume minyak tersebut.
23
Sedangkan specific gravity (SG) minyak adalah perbandingan antara densitas minyak dengan densitas air, dengan persamaan yang dapat dituliskan sebagai berikut :
SG minyak =
o
,................................................................................(2.20)
w
dimana : o
= densitas minyak, gr/cc
w
= densitas air, gr/cc
Didalam
dunia
perminyakan,
Specific
Gravity
minyak
sering
dinyatakan dalam satuan 0API. Hubungan antara SG minyak dengan 0API dapat dirumuskan sebagai berikut : 0
API =
141,5 SG
131,5 ,.........................................................................(2.21)
Harga-harga untuk beberapa jenis minyak : a) Minyak ringan (light crude), 300API b) Minyak sedang, berkisar 20 – 300API c) Minyak berat, berkisar 10 – 200API
B. Viskositas Minyak
Viskositas
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 centi poise (cp) atau gr/100 detik/1 cm. 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.
24
Gambar 2.8. Hubungan Viskositas terhadap Tekanan (Mc Cain, William D.; 1933)
Secara matematis, besarnya viskositas dapat dinyatakan dengan persamaan :
F A
x
y v
,.......................................................................................(2.22)
dimana :
= viskositas, gr/(cm.sec)
F
= shear stress, dyne
A
= luas bidang paralel terhadap aliran, cm2
y / v
= gradien kecepatan, cm/(sec.cm).
C. Faktor Volume Formasi Minyak
Faktor volume formasi minyak (B o) didefinisikan sebagai volume minyak dalam barrel pada kondisi standar yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain sebagai perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psi, 60 F). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb.
25
Perhitungan Bo secara empiris (Standing ) dinyatakan dengan persamaan : Bo = 0.972 + (0.000147 . F
g o
F R s .
1.175
) ,.......................................................(2.23)
1.25 T ,......................................................................(2.24)
dimana : R s =
kelarutan gas dalam minyak, scf/stb
o =
specific gravity minyak, lb/cuft
g =
specific gravity gas, lb/cuft
T = temperatur, oF.
Tekanan reservoir awal adalah Pi dan harga awal faktor volume formasi adalah Boi. Dengan turunnya tekanan reservoir dibawah tekanan bubble point, maka gas akan keluar dan B o akan turun.
Gambar 2.9. Grafik Faktor Volume Formasi (Bo) Terhadap Tekanan (Warno H,1985)
D. Kompressibilitas Minyak
Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut:
26
Co
1 V
V P
,...............................................................................(2.25) Persamaan 2.25 dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu : Co
Bob
Boi Pi
Boi
P b
,………................................................................(2.26)
dimana : Bob = faktor volume formasi pada tekanan bubble point Boi = faktor volume formasi pada tekanan reservoir Pi
= tekanan reservoir
P b
= tekanan bubble point.
E. Kelarutan Gas Dalam Minyak
Kelarutan gas dalam minyak (R s) didefinisikan sebagai banyaknya SCF gas yang terlarut dalam satu STB minyak pada kondisi standar 14,7 psi dan 60 F, ketika minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir. Kelarutan gas dalam minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan komposisi minyak dan gas. Pada temperatur minyak yang tetap, kelarutan gas tertentu akan bertambah pada setiap penambahan tekanan. Pada tekanan yang tetap kelarutan gas akan berkurang terhadap kenaikan temperatur.
2.2.3.2.Sifat Fisik Gas A. Densitas Gas
Densitas didefinisikan sebagai massa tiap satuan volume dan dalam hal ini massa dapat diganti oleh berat gas, m. Sesuai dengan persamaan gas ideal, maka rumus densitas untuk gas ideal adalah :
27
PM
m g
V
RT
,...................................................................................(2.27)
dimana : m = berat gas, lb V = volume gas, cuft M = berat molekul gas, lb/lb mole P
= tekanan reservoir, psia
T = temperatur, oR R = konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole oR
Rumus di atas hanya berlaku untuk gas berkomponen tunggal. Sedangkan untuk gas campuran digunakan rumus sebagai berikut : g
P Ma zRT
,.........................................................................................(2.28)
dimana : z
=
faktor kompresibilitas gas
Ma =
berat molekul tampak = yi Mi
yi =
fraksi mol komponen ke-i dalam suatu campuran gas
Mi =
berat molekul untuk komponen ke-i dalam suatu campuran gas.
B. Viscositas Gas
Viskositas gas akan naik dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini tabiat gas akan berlainan dengan cairan, untuk gas sempurna viskositasnya tergantung dari tekanan. Gas sempurna berubah menjadi gas tidak sempurna bila tekanannya dinaikkan dan tabiatnya mendekati tabiat zat cair. Salah satu cara untuk menentukan viskositas gas yaitu dengan korelasi grafis (Carretal), dimana cara ini untuk menentukan viskositas gas campuran pada sembarang tekanan maupun suhu dengan memperhatikan adanya gas-gas ikutan, seperti H2S, CO2, dan N 2. Adanya gas-gas nonhidrokarbon tersebut akan memperbesar viskositas gas campuran.
28
C. Faktor Volume Formasi Gas
Faktor volume formasi gas adalah perbandingan volume dari sejumlah gas pada kondisi reservoir dengan kondisi standard, dapat dituliskan : Bg
Vres Vsc
,...........................................................................................(2.29)
dimana : Bg
faktor volume formasi gas, Cuft/SCF
Vr
volume gas pada kondisi reservoir, Cuft
Vsc
volume gas pada kondisi standar, SCF
Volume n mol gas pada kondisi standar, adalah : Z sc nRT sc
V sc
P sc
,…........ ...............................................................(2.30)
Sedangkan volume n mol gas pada kondisi reservoir, adalah : V r
Z r nRT r
,...............................................................................(2.31)
P r
Substitusikan persamaan (2.30) dan (2.31) ke dalam persamaan (2.29), maka akan diperoleh harga B g, yaitu: B g B g
0.0282
z T
P
,Cuft/SCF ,.................................................................(2.32)
0,00504
Z T P
,Bbl/SCF ,.........................................................(2.33)
dimana : Zr = faktor kompressibilitas gas pada kondisi reservoir. Zsc = faktor kompressibilitas gas pada kondisi standard (≈1). Tr = Temperatur pada kondisi reservoir, °R Tsc = Temperatur pada kondisi standard = 60 °F = 520 °R Psc = tekanan pada kondisi standard = 14,7 psia
29
D. Kompresibilitas Gas
Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Kompressibilitas Gas dapat dinyatakan dengan : Cg
dV ,.......................................................................... . (2.34) V dP 1
Dalam pembahasan mengenai kompressibilitas gas terdapat dua kemungkinan penyelesaian, yaitu : kompressibilitas gas ideal dan kompressibilitas gas nyata. a. Kompressibilitas gas ideal.
Persamaan gas ideal adalah : P V
n R T
atau
V
n R T
P
n R T dV , ......................................................................... (2.35) P 2 dP
Kombinasi antara persamaan (2.34) dan (2.35) sebagai berikut Cg
1 n R T 2 V P
1
P
, .............................................. (2.36)
b. Kompressibilitas gas nyata
Pada gas nyata, faktor kompressibilitas diperhitungkan. Persamaan tersebut adalah sebagai berikut : V
n R T
Z P
, .............................................................................. (2.37)
Bila dianggap konstan, penurunan persamaan tersebut menghasilkan persamaan sebagai berikut : P
dV dP
Cg
1 dV V dP
n R T
dZ dP 2
P
Z
30
Cg
n R T dZ Z P 2 n R T Z P dP P
1
Cg
1
dZ
P Z dP
.......................................................................... (2.38)
Cara lain untuk menentukan kompressibilitas gas adalah dengan menggunakan hukum keadaan berhubungan yaitu : C pr
Cg
P pc
..................................................................................... . (2.39)
Dimana : C pr
= pseudo-reduced compressibility
P pc
= pseudo-critical pressure
2.2.3.3.Sifat Fisik Air Formasi A. Berat Jenis Air Formasi
Berat jenis air formasi sangat dipengaruhi oleh kadar garam terlarut yang
terdapat
didalamnya.
Susunan
kimia
zat
terlarut
sangat
mempengaruhi berat jenis air. Berat jenis air formasi berkisar antara 1,0 untuk air yang sangat tawar, sampai 1,140 untuk air formasi yang mengandung 210.000 ppm garam. Kita mengenal berat jenis air pada kondisi standart (14,73 psi dan 60 0 F ) adalah : - 0.99010 gr/cc - 8.334 lb/gal - 62.34 lb/cuft - 350 lb/bbl - 0.01604 cuft/lb Hubungan antara berat jenis air, spesific volume dan specifik gravity adalah sebagai berikut : f
w 62.34
1 62.34V w
0.01604
w
0,01604
V w
,.........................(2.40)
31
dimana : σf
= specific gravity (SG)
w
= berat jenis air, lb/cuft
Vw
= spesific volume, cuft/lb
B. Viscositas Air Formasi
Viscositas air formasi (μw) merupakan fungsi dari temperature, tekanan dan kadar garam. Kekentalan air formasi akan naik seiring dengan turunnya temperature, kenaikan tekanan dan kadar garam juga adanya penambahan garam ke dalam air menyebabkan kenaikan kekentalan air. Pengaruh adanya gas hidrokarbon dalam larutan air formasi, ternyata bahwa mengurangi sebagian kecil atau sedikit sekali pengaruhnya di dalam kekentalan air formasi.
C. Faktor Volume Formasi Air Formasi
Besarnya harga faktor volume air formasi (Bw) sangat dipengaruhi oleh tekanan dan temperature. Dengan kenaikan tekanan dan temperature yang tetap maka harga B w akan turun, tetapi pada tekanan dan temperature yang tetap harga B w akan naik dengan kenaikan suhu. Bw = Bwp +
R sw R swp
( Bw ) sat – ( Bw ) pure.........................................(2.41)
D. Kelarutan Air Formasi dalam Gas
Kelarutan air dalam gas adalah penting bagi sifat fisik sejak mulai treating, proses dan transportasi gas. Kelarutan air dalam gas tergantung pada tekanan, temperature dan komposisi keduanya ( air dan gas alam ).
E. Kelarutan Air Formasi dalam Cairan Minyak
Pada kelarutan air dalam cairan minyak bumi ini. Reaksi yang ditunjukkan antara air dan minyak adalah sangat kecil. Karena itu, kelarutan air formasi dalam cairan minyak sangat terbatas. Data yang
32
ditunjukkan tidak cukup untuk mengembangkan suatu korelasi dari kelarutan air formasi dalam cairan minyak pada temperature dan tekanan reservoir.
2.3.
Kondisi Reservoir
Tekanan dan temperatur merupakan besaran – besaran yang sangat penting dan berpengaruh terhadap keadaan reservoir, baik pada batuan maupun fluidanya (air, minyak, dan gas).
2.3.1. Tekanan Reservoir
Konsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan oleh suatu fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan. Tekanan merupakan sumber energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak. Sumber energi atau tekanan tersebut pada prinsipnya berasal dari : 1) Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan oleh adanya beban formasi diatasnya (overburden). 2) Timbulnya tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat-sifat kebasahan batuan.
Tekanan yang bekerja di dalam reservoir pada dasarnya disebabkan oleh : 1. Tekanan hidrostatik Tekanan ini disebabkan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori batuan diatasnya. Secara matematis tekanan hidrostatik dapat dituliskan sebagai berikut : Ph 0.052. .h ,...............................................................................................(2.42)
atau : Ph
(
10
).h ,....................................................................................................(2.43)
33
dimana : ρ = densitas fluida, (ppg atau gr/cc) Ph = tekanan hidrostatik, (psi atau ksc) h = tinggi kolom fluida, (ft atau meter) Gradien hidrostatik untuk air murni adalah 0,433 psi/ft, sedangkan air asin adalah 0,465 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut disebut tekanan abnormal.
2. Tekanan Overburden Tekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi karena beban (berat) batuan diatasnya atau besarnya tekanan yang diakibatkan oleh berat seluruh beban yang berada di atas suatu kedalaman tertentu ti ap satuan luas. Pob
berat material berat cairan luas area
,.....................................................................(2.44)
Gradien tekanan overburden adalah menyatakan tekanan overburden dan tiap kedalaman. Gob
Pob
D
,.........................................................................................................(2.45)
Dimana : Gob
= Gradien tekanan overburden, psi/ft
Pob
= Tekanan overburden, psi
D
= Kedalaman, ft Pada prinsipnya tekanan reservoir adalah bervariasi terhadap kedalaman.
Hubungan antara tekanan dengan kedalaman ini disebut dengan gradien tekanan. Gradien tekanan hidrostatik air murni adalah 0.433 psi/ft sampai 0.465 psi/ft, disebut tekanan normal. Tetapi gradien tekanan lebih besar dari 0.465 psi/ft, disebut tekanan subnormal. Gradien tekanan overburden sebesar 1.0 psi/ft, sedangkan untuk kedalaman yang dangkal gradien tekanan overburdennya lebih kecil dari 1.0 psi/ft. Setelah akumulasi hidrokarbon didapat, maka salah satu test yang harus dilakukan adalah test untuk menentukan tekanan reservoir, yaitu tekanan awal
34
reservoir, tekanan statik sumur, tekanan alir dasar sumur, dan gradien tekanan reservoir. Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali diketemukan. Tekanan dasar sumur pada sumur yang sedang berproduksi disebut tekanan aliran (flowing) sumur. Kemudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu akan didapat tekanan statik sumur.
2.3.2. Temperatur Reservoir
Temperatur reservoir akan bertambah terhadap kedalamannya, yang sering disebut dengan gradien geothermal. Gradien geothermis yang tinggi sekitar 4oF/100 ft, sedangkan yang terendah 0,5 oF/100 ft. Besarnya gradien geothermal / temperatur tersebut bervariasi dari satu tempat dengan tempat yang lainnya dan tergantung pada sifat daya hantar panas batuannya, tetapi umumnya harga tersebut adalah 2 0F / 100 ft. Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah “completion” dan temperatur formasi ini dapat dianggap konstan selama kehidupan reservoir, kecuali bila dilakukan proses stimulasi. Hubungan antara temperatur versus kedalaman merupakan fungsi linier, yang secara matematis dapat juga ditulis dengan persamaan sebagai berikut : Td = Ta + Gt.D ,...............................................................................................(2.46) dimana : Td
= Temperatur formasi pada kedalaman tertentu D ft, 0F
Ta
= Temperatur rata-rata di permukaan, 0F
Gt
= Gradien temperatur, 0F / 100 ft
D
= Kedalaman, ft
2.4.
Jenis – Jenis Reservoir
Reservoir dapat dikelompokkan menjadi tiga, yaitu berdasarkan perangkap reservoir, fasa fluida reservoir, dan mekanisme pendorong.
35
2.4.1. Jenis Reservoir Berdasarkan Perangkap
Pada prinsipnya, suatu perangkap adalah suatu kondisi geologi yang memungkinkan fluida mudah memasuki tetapi sulit untuk keluar darinya. Dan berdasarkan hasil studi geologi terhadap reservoir maka perangkap hidrokarbon dapat diklasifikasikan menjadi : perangkap stratigrafi, perangkap struktur, perangkap kombinasi.
2.4.1.1. Perangkap Stratigrafi
Perangkap stratigrafi adalah perangkap yang terbentuk sebagai akibat dari bentuk tubuh batuan atau sifat hubungan stratigrafi suatu tubuh batuan dengan tubuh batuan sekitarnya. Sifat hubungan stratigrafi secara lateral dapat berupa bentuk lensa, pinch oil , dan fingering . Sedangkan secara vertikal dapat berupa keselarasan dan ketidakselarasan. Prinsip perangkap stratigrafi ialah minyak dan gas terjebak dalam perjalanannya ke atas, terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, karena batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain atau batuan yang karakteristik reservoir menghilang sehingga merupakan penghalang permeabilitasnya. Beberapa unsur yang menyebabkan perangkap dikategorikan sebagai perangkap stratigrafi adalah : 1. Adanya perubahan sifat lithologi dengan beberapa sifat reservoir ke satu
atau
beberapa
arah
sehingga
merupakan
penghalang
permeabilitas. 2. Adanya lapisan penutup/penyekat yang menghimpit lapisan reservoir tersebut ke arah atas atau ke pinggir. 3. Kedudukan struktur lapisan reservoir yang sedemikian rupa sehingga dapat menjebak minyak yang mengalir ke atas/naik. Perubahan sifat litologi / sifat reservoir ke suatu arah daripada lapisan reservoir dapat disebabkan : a. Pembajian, dimana lapisan reservoir yang dihimpit di antara lapisan penyekat menipis dan menghilang.
36
Gambar 2.10. Bentuk Perangkap Stratigrafi Akibat Pembajian (Kesoemadinata,1980)
b. Penyerpihan ( shale-out ), dimana ketebalan lapisan tetap, akan tetapi sifat lithologi berubah.
Gambar 2.11. Bentuk Perangkap Stratigrafi Akibat Penyerpihan (Kesoemadinata,1980) c. Persentuhan dengan bidang erosi yang diakibatkan oleh adanya erosi pada lapisan batuan permeabel yang miring, kemudian terjadi proses pengendapan di atasnya dan menjadi lapisan penyekat di atas bidang ketidakselarasan.
37
Gambar 2.12. Bentuk Perangkap Stratigrafi Akibat Bidang Ketidakselarasan (Kesoemadinata,1980)
2.4.1.2.Perangkap Struktur
Perangkap struktur merupakan perangkap yang terbentuk sebagai akibat peristiwa deformasi pada lapisan batuan, dan sampai dewasa ini merupakan perangkap yang paling penting. Jelas di sini berbagai unsur perangkap yang membentuk lapisan penyekat dan lapisan reservoir sehingga dapat menangkap minyak, disebabkan gejala tektonik atau struktur, misalnya perlipatan dan patahan.
A. Perangkap Struktur Lipatan
Perangkap struktur lipatan merupakan perangkap struktur yang terbentuk akibat peristiwa perlipatan pada lapisan penyekat dan batuan reservoirnya, yang biasanya berbentuk antiklin. Bentuk lapisan penyekat yang terdapat di bagian atasnya harus berbentuk sedemikian rupa sehingga fluida hidrokarbon tidak bisa mengalir ke mana-mana, baik dari arah atas maupun dari semua arah horizontal.
38
Gambar 2.13. Perangkap Struktur Lipatan (Kesoemadinata,1980)
B. Perangkap Struktur Patahan
Perangkap struktur patahan adalah perangkap yang terbentuk oleh peristiwa patahan pada batuan porous dan permeabel yang berada di bawah lapisan tidak permeabel. Perangkap ini memiliki penyekat berupa bidang sesar pada salah satu sisinya maupun lebih. Ada beberapa unsur lain yang harus dipenuhi untuk terjadinya suatu perangkap yang betul-betul hanya disebabkan karena patahan, yaitu : 1. Adanya kemiringan wilayah Lapisan yang sejajar atau tidak miring tidak dapat membentuk perangkap karena walaupun minyak tersekat pada arah pematahan, tetapi pada arah lain tidak tersekat, kecuali kalau ketiga arah lainnya tertutup oleh berbagai macam patahan. 2. Paling sedikit harus ada dua patahan yang berpotongan jika hanya terdapat suatu kemiringan wilayah dan suatu patahan di satu pihak, maka
dalam
suatu
penampang
kelihatannya
sudah
terjadi
perangkap, tetapi harus dipenuhi juga syarat bahwa perangkap atau penutup itu terjadi dalam tiga dimensi, maka dalam dimensi lainnya harus terjadi juga pematahan atau menutup ke arah tersebut.
39
Gambar 2.14. Bentuk Perangkap Struktur Patahan Dengan Kemiringan Wila yah Dan Dua Patahan Yang Berpotongan (Kesoemadinata,1980)
3. Adanya suatu pelengkungan lapisan penyekatnya atau suatu perlipatan Dalam hal ini, patahan merupakan penyekat ke suatu arah sedangkan pada arah lainnya tertutup oleh adanya pelengkungan dari perlapisan ataupun bagian dari perlipatan.
Gambar 2.15. Bentuk Perangkap Struktur Patahan Dengan Pelengkungan (Kesoemadinata,1980)
4. Pelengkungan dari patahan itu sendiri dan kemiringan wilayah dari lapisan penyekatnya. Di suatu arah mungkin lapisan itu miring tetapi di pihak lainnya terdapat patahan yang melengkung sehingga semua arah tertutup oleh patahan.
40
Gambar 2.16 . Bentuk Perangkap Struktur Patahan Dengan Pelengkungan Patahannya (Kesoemadinata,1980)
C. Perangkap Struktur Kubah Garam
Perangkap struktur kubah garam ini merupakan perangkap struktur yang terbentuk akibat peristiwa intrusi lapisan garam. Beberapa lapisan yang terintrusi biasanya ikut terangkat dan seolah-olah membaji terhadap kolom garam dan sering merupakan jebakan minyak yang baik. Lapisan garam sendiri tidak selalu membentuk perangkap, tetapi biasanya justru deformasi lapisan batuan dan patahan yang ditimbulkan oleh intrusi garam yang membentuk perangkap struktur.
Gambar 2.19
Gambar 2.17. Bentuk Perangkap Struktur Patahan Kubah Garam (Kesoemadinata,1980)
2.4.1.3. Perangkap Kombinasi
Perangkap reservoir kebanyakan merupakan kombinasi perangkap struktur dan perangkap stratigrafi dimana setiap unsur struktur merupakan faktor bersama
41
dalam membatasi bergeraknya minyak dan gas. Beberapa kombinasi antara unsur stratigrafi dan unsur struktur adalah sebagai berikut : 1. Kombinasi antara lipatan dengan pembajian Perangkap jenis ini terjadi setelah proses pembajian lapisan terbentuk, baru kemudian diikuti dengan proses pengangkatan atau intrusi batuan bawahnya.
Gambar 2.19. menunjukkan kombinasi lipatan dengan
pembajian dapat terjadi karena salah satu pihak pasir menghilang dan di lain pihak hidung/puncak lapisan bawah antiklin menutup arah lainnya.
Gambar 2.18. Bentuk Perangkap Kombinasi Lipatan-Pembajian (Kesoemadinata,1980)
2. Kombinasi antara patahan dan pembajian Pembajian yang berkombinasi dengan patahan jauh lebih biasa daripada pembajian yang berdiri sendiri. Kombinasi ini dapat terjadi karena
terdapat
suatu
kemiringan
wilayah
yang
membatasi
bergeraknya minyak ke suatu arah tertentu, yang kemudian ditahan oleh
adanya
suatu
patahan,
dimana
akan
berfungsi
sebagai
penahan/penyekat di arah lain. Sedangkan di arah lainnya lagi ditahan oleh pembajian.
42
Gambar 2.19. Bentuk Perangkap Kombinasi Patahan-Pembajian (Kesoemadinata,1980)
2.4.2. Jenis Reservoir Berdasarkan Fasa Fluida Hidrokarbon
Untuk jenis-jenis reservoir berdasarkan sifat fasa fluida hidrokarbon maka reservoir terdiri dari: reservoir minyak, reservoir gas, reservoir kondensat.
2.4.2.1. Reservoir Minyak
Reservoir minyak terbagi menjadi reservoir minyak minyak jenuh dan reservoir minyak tak jenuh. A. Reservoir Minyak Jenuh
Reservoir minyak jenuh adalah reservoir dimana cairan (minyak) dan gas terdapat bersama-sama dalam keseimbangan. Keadaan ini bisa terjadi pada P dan T reservoir terdapat di bawah garis gelembung. Ciri-ciri reservoir minyak jenuh, antara lain : -
Tekanan awal reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung dan temperatur reservoir lebih rendah dari temperatur kritisnya.
-
Fluida reservoir berupa dua fasa, zona gas berada di atas zona minyak, zona gas tersebut biasanya disebut gas cap.
-
Specific gravity minyak bervariasi antara 0.75 sampai 1.01.
43
Gambar 2.20. Diagram Fasa Minyak Jenuh (Mc Cain, William D.; 1933)
B. Reservoir Minyak Tak Jenuh
Reservoir minyak tak jenuh adalah reservoir yang hanya mengandung satu macam fasa saja yaitu cairan (minyak). Keadaan ini dapat terjadi bila tekanan reservoirnya lebih tinggi dari tekanan gelembungnya. Ciri-ciri reservoir minyak tak jenuh, antara lain : -
Pada kondisi mula-mula tidak ada kontak langsung antara zona minyak dengan fasa gas bebas, dengan kata lain gas cap tidak terbentuk.
-
Selama penurunan tekanan awal sampai tekanan saturasi (Pb) faktor volume formasi minyak akan naik sedang kekentalannya akan turun.
-
Umumnya temperatur reservoir kurang dari 150 0F, specific gravity kurang dari 35 0API.
44
Gambar 2.21. Diagram Fasa Minyak Tak Jenuh (Mc Cain, William D.; 1933)
2.4.2.2. Reservoir Gas
Reservoir gas mempunyai temperatur awal di atas krikondenterm. Pada kondisi awal ini reservoir hanya terdiri dari satu fasa. Apabila gas tersebut diproduksikan dari reservoir ke permukaan pada tekanan dan temperatur yang semakin berkurang sepanjang A-A1, maka fluidanya tetap satu fasa yaitu fasa gas, baik di reservoir maupun di permukaan. Gas ini biasanya disebut gas kering atau dry gas. A. Reservoir Gas Kering
Untuk campuran ini, baik kondisi reservoirnya maupun kondisi separator terletak di luar daerah dua fasa. Tidak ada cairan yang dapat dibentuk dalam reservoir atau di permukaan dan gasnya disebut “gas alam”. Gas kering biasanya terdiri atas metana, dan hanya sedikit mengandung etana serta kemungkinan mengandung propana. Kata kering menunjukkan bahwa fluida tidak cukup mengandung molekul hidrokarbon berat untuk membentuk cairan di permukaan. Tetapi perbedaan antara gas kering dan gas basah tidak tetap, biasanya sistem
45
yang gas oil ratio-nya lebih dari 100,000 scf/stb dipertimbangkan sebagai gas kering. Ciri-ciri gas kering, antara lain : -
Temperatur kritik dan temperatur krikondenterm fluida relatif lebih rendah, sehingga biasanya berharga jauh di bawah temperatur reservoir.
-
Sedikit sekali (hampir tidak ada) cairan yang diperoleh dari separator di permukaan, dan
-
GOR produksi biasanya lebih besar dari 100,000 scf/stb, hal ini yang membedakannya dari gas basah.
Gambar 2.22. Diagram Fasa Gas Kering (Mc Cain, William D.; 1933)
B. Reservoir Gas Basah
Gas basah merupakan fluida hidrokarbon yang dominan mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon ringan. Diagram fasa dari campuran hidrokarbon terutama mengandung molekul lebih kecil, umumnya terletak di bawah temperatur reservoir. Dalam kasus ini fluida berbentuk gas secara keseluruhan dalam pengurangan tekanan reservoir. Karena kondisi separator terletak di dalam daerah dua fasa, maka cairan akan terbentuk di permukaan. Cairan ini
46
umumnya dikenal sebagai “kondensat” atau gas yang dihasilkan disebut “gas kondensat”. Kata basah menunjukkan bahwa gas mengandung molekulmolekul hidrokarbon ringan yang pada kondisi permukaan membentuk fasa cair. Pada kondisi separator, gas biasanya mengandung lebih banyak hidrokarbon menengah. Kadang-kadang gas ini diproses untuk dipisahkan cairan butana dan propananya.
Gambar 2.23. Diagram Fasa Gas Basah (Mc Cain, William D.; 1933)
Ciri-ciri gas basah, antara lain : -
Temperatur hidrokarbon lebih besar dari temperatur krikondenterm fluida hidrokarbonnya.
-
Fluida hidrokarbon yang keluar dari separator terdiri atas 10 % cairan dan 90 % mol gas.
-
Cairan dari separator mempunyai gravity 50 0API.
-
GOR produksi dapat mencapai 100,000 scf/stb.
-
Warna cairan yang terproduksi adalah terang atau jernih seperti air.
2.4.2.3. Reservoir Kondensat
Adakalanya temperatur reservoir terletak di antara titik kritis dengan krikondenterm dari fluida reservoir seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 2.28. Sekitar 25 % fluida produksi tetap sebagai cairan di permukaan. Cairan yang
47
diproduksikan dari campuran hidrokarbon ini disebut “gas kondensat”. Gas kondensat mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon berat lebih sedikit daripada senyawa-senyawa ringannya, dan mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon ringan relatif lebih banyak daripada minyak ringan, sehingga temperatur kritik fluidanya lebih kecil dari temperatur kritik minyak ringan.
Gambar 2.24. Diagram Fasa Gas Kondensat (Mc Cain, William D.; 1933)
Berdasarkan Gambar 2.25. di atas dapat dijelaskan bahwa pada titik A’, reservoir hanya terdiri dari satu fasa dan dengan turunnya tekanan reservoir selama produksi berlangsung, terjadi kondensasi retrograde dalam reservoir. Pada titik A (titik embun), cairan mulai terbentuk dan dengan turunnya tekanan dari titik B ke titik C, jumlah cairan dalam reservoir bertambah. Pada titik C ini masih terdapat
cairan yang bisa terjadi. Penurunan selanjutnya menyebabkan cairan
menguap. Ciri-ciri gas kondensat, antara lain : -
Temperatur reservoir lebih besar dari temperatur kritik, tetapi lebih kecil dari temperatur krikondenterm fluida hidrokarbonnya.
-
Fluida hidrokarbon yang keluar dari separator terdiri atas 25 % mol cairan dan 75 % mol gas.
-
Cairan hidrokarbon dari separator mempunyai gravity 60 0API.
-
GOR produksi dapat mencapai 70,000 scf/stb.
-
Warna cairan yang terproduksi adalah terang atau jernih seperti air.
48
2.4.3. Jenis Reservoir Berdasarkan Mekanisme Pendorong
Jenis-jenis reservoir berdasarkan mekanisme pendorong terbagi lima yaitu: 1. Solution Gas Drive atau Depletion Drive Reservoir 2. Gas Cap Drive Reservoir 3. Water Drive Reservoir 4. Segregation Drive Reservoir 5. Combination Drive Reservoir
2.4.3.1. Depletion Drive
Reservoir solution gas drive atau reservoir depletion drive merupakan . jenis reseroir yang tenaga pendorongnya berasal dari gas yang terbebaskan dari minyak karena adanya perubahan fasa pada hidrokarbon-hidrokarbon ringannya yang semula merupakan fasa cair menjadi fasa gas selama penurunan tekanan reservoir, serta tidak adanya tudung gas mula-mula. Gas yang semula larut dalam zona minyak kemudian terbebaskan lalu mengembang dan kemudian akan mendesak minyak dan terproduksi secara bersamaan. 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 di sekitar sumur bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih kecil (belum membentuk fasa yang kontinyu), maka gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya. Tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak, maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan
Gambar 2.25. Solution Gas Drive Reservoir (Cole F.W,1969)
49
Pada awal produksi, karena gas yang dibebaskan dari minyak masih terperangkap pada sela-sela pori batuan, maka gas oil ratio produksi akan lebih kecil jika dibandingkan dengan gas oil ratio reservoir. Gas oil ratio produksi akan bertambah besar bila gas pada saluran pori-pori tersebut mulai bisa mengalir dan hal ini akan terus-menerus berlanjut hingga tekanan menjadi rendah. Bila tekanan telah cukup rendah, maka gas oil ratio akan menjadi berkurang sebab volume gas di dalam reservoir tinggal sedikit. Dalam hal ini gas oil ratio dan gas oil produksi reservoirnya harganya hampir sama (Gambar 2.27.). Reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang cukup besar. Produksi air hampir tidak ada karena reservoirnya terisolir, sehingga meskipun terdapat connate water tetapi hampir-hampir tidak dapat diproduksikan. Perfomance reservoir atau perilaku reservoir adalah kelakuan reservoir yang dicirikan oleh data di permukaan, sehubungan dengan masa produksi di permukaan, dimana data tersebut meliputi : 1. Laju produksi minyak (qo), gas (qg) dan air (qw) 2. Tekanan reservoir (Pr) 3. Perbandingan produksi air terhadap minyak (WOR) 4. Perbandingan produksi gas terhadap minyak (GOR) 5. Produksi kumulatif minyak (Np), air (Wp) dan gas (Gp) Dimana kesemua data di atas diplot terhadap waktu. Reservoir solution gas drive memiliki karakteristik, yaitu : -
Penurunan tekanan reservoir yang cepat. Tidak ada fluida ekstra atau tudung gas bebas yang besar yang akan menempati ruang pori yang dikosongkan oleh minyak yang diproduksi.
-
Produksi minyak bebas air. Tidak ada water drive, sehingga sedikit atau bahkan tidak ada air yang diproduksi bersama minyak selama umur produksi.
-
Productivity Index juga turun dengan cepat.
-
Gas Oil Ratio mula-mula rendah kemudian naik dengan cepat akibat terbebaskannya sejumlah gas dari minyak sampai maksimum, kemudian turun akibat adanya ekspansi gas dalam reservoir.
50
-
Recovery Faktor rendah. Produksi minyak dengan solution gas drive ini biasanya merupakan recovery yang tidak efisien, harga RF berkisar 5 % - 30 %. Hubungan permeabilitas relatif (Kg/Ko) menentukan besarnya RF dari reservoir ini. Selain itu, jika viskositas minyak bertambah, maka RF akan berkurang.
Gambar 2.26. Karakteristik Tekanan, PI, dan GOR pada Solution Gas Drive Reservoir (Cole F.W,1969)
2.4.3.2. Gas Cap Drive
Dalam beberapa tempat dimana terakumulasinya minyak bumi, kadangkadang pada kondisi reservoirnya komponen-komponen ringan dan menengah dari minyak bumi tersebut membentuk suatu fasa gas. Gas bebas ini kemudian melepaskan diri dari minyaknya dan menempati bagian atas dari reservoir itu membentuk suatu tudung. Hal ini bisa merupakan suatu energi pendesak untuk mendorong minyak bumi dari reservoir ke lubang sumur dan mengangkatnya ke permukaan.
51
Bila reservoir ini dikelilingi suatu batuan yang merupakan perangkap, maka energi ilmiah yang menggerakkan minyak ini berasal dari dua sumber, yaitu ekspansi gas cap dan ekspansi gas yang terlarut la lu melepaskan diri. Mekanisme yang terjadi pada gas cap reservoir ini adalah minyak pertama kali diproduksikan, permukaan minyak dan gas akan turun, gas cap akan berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. Untuk jenis reservoir ini, umumnya akan lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive . Reservoir gas cap drive memiliki karakteristik, yaitu : -
Penurunan tekanan relatif cepat serta tidak adanya fluida ekstra atau tudung gas bebas yang akan menempati ruang pori yang dikosongkan oleh minyak yang diproduksi.
-
GOR naik dengan cepat hingga maksimum kemudian turun secara kontinyu.
-
Produksi air sangat kecil bahkan diabaikan.
-
Recovery sekitar 20 - 60 %.
Kenaikan gas oil ratio juga sejalan dengan pergerakan permukaan ke bawah , air hampir-hampir tidak diproduksikan sama sekali. Karena tekanan reservoir relatip kecil penurunannya, juga minyak berada di dalam reservoirnya akan terus semakin ringan dan mengalir dengan baik, maka untuk reservoir jenis ini akan mempunyai umur dan recovery sekitar 20 - 60 %, yang lebih besar jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive. Sehingga residual oil yang masih tertinggal di dalam reservoir ketika lapangan ini ditutup adalah lebih kecil jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive.
Gambar 2.27. Gas Cap Drive Reservoir (Cole F.W,1969)
52
Gambar 2.28. Karakteristik Tekanan, PI, dan GOR pada Gas Cap Drive Reservoir (Cole F.W,1969)
2.4.3.3.Water Drive
Untuk reservoir jenis water drive ini, energi pendesakan yang mendorong minyak untuk mengalir adalah berasal dari air yang terperangkap bersama-sama dengan minyak pada batuan reservoirnya. Efisisensi pendesakan air biasanya le bih besar dibandingkan dengan pendesakan oleh gas. Apabila dilihat dari terbentuknya batuan reservoir water drive, maka air merupakan fluida pertama yang menempati pori-pori reservoir. Tetapi dengan adanya migrasi minyak bumi maka air yang berada disana tersingkir dan digantikan oleh minyak. Dengan demikian karena volume minyak ini terbatas, maka bila dibandingkan dengan volume air yang merupakan fluida pendesaknya akan jauh lebih kecil. Reservoir dengan jenis mekanisme pendorong water drive memiliki karakteristik, yaitu : -
Penurunan tekanan sangat pelan atau relative stabil. Penurunan tekanan yang kecil pada reservoir adalah karena volume produksi yang ditinggalkan langsung digantikan oleh sejumlah air yang masuk ke zone minyak.
-
Perubahan GOR selama produksi kecil, sehingga dapat dikatakan bahwa GOR reservoir adalah konstan.
-
Harga WOR naik tajam karena mobilitas air yang besar.
53
-
Perolehan minyak bisa mencapai 60 – 80%.
Produksi air pada awal produksi sedikit, tetapi apabila permukaan air telah mencapai lubang bor maka mulai mengalami kenaikan produksi yang semakin lama semakin besar secara kontinyu sampai sumur tersebut ditinggalkan karena produksi minyaknya tidak ekonomis lagi. Untuk reservoir dengan jenis pendesakan water drive maka bagian minyak yang terproduksi akan lebih besar jika dibandingkan dengan jenis pendesakan lainnya, yaitu antara 35 – 75 % dari volume minyak yang ada. Sehingga minyak sisa (residual oil) yang masih tertinggal didalam reservoir akan lebih sedikit. Reservoir minyak dengan tenaga pendorong water drive dapat dibagi atas tiga tipe yaitu : kuat (strong), sedang (moderat) dan lemah (weak).
Gambar 2.29. Water Drive Reservoir (Cole F.W,1969)
2.4.3.4. Segregation Drive
Segregation drive reservoir atau gravity drainage merupakan energi pendorong minyak bumi yang berasal dari kecenderungan gas, minyak, dan air membuat suatu keadaan yang sesuai dengan massa jenisnya (karena gaya gravitasi). Mekanisme pendorong ini sering ditemui pada reservoir dengan relief struktur geologi yang tinggi, dimana zona minyak ditutupi oleh suatu gas cap. Tenaga pendorong jenis ini disebut juga “gravity drive atau external gas drive”, yang mempunyai karakteristik, yaitu : -
Penurunan tekanan kurang tajam dibandingkan dengan depletion drive.
54
-
Kenaikkan GOR cukup cepat, hal ini disebabkan karena mobilitas gas yang lebih lebih besar dari mobilitas minyak sehingga produksi gas naik naik dengan cepat.
-
Produksi air dianggap tidak ada atau diabaikan.
-
Recovery faktor yang didapat 20 – 60 %.
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. Demikian pula dengan reservoir-reservoir yang mempunyai energi pendorong lainnya. 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 penentuan tudung gas sekunder (secondary gas cap). Pada awal dari reservoir ini, gas oil ratio dari sumur-sumur yang terletak pada struktur yang lebih tinggi akan cepat meningkat sehingga diperlukan suatu program penutupan sumur-sumur tersebut. Diharapkan dengan adanya program ini perolehannya minyaknya dapat mencapai maksimum. Besarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity minyak, permeabilitas zona produktif, dan juga dari kemiringan formasinya. Faktor-faktor kombinasi seperti misalnya, viskositas rendah, specific gravity rendah, mengalir pada atau sepanjang zona dengan permeabilitas tinggi dengan kemiringan lapisan cukup curam, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran dalam pergerakan minyak dalam struktur lapisannya (Gambar 2.31.). Dalam reservoir gravity drainage perembesan airnya kecil atau hampir tidak ada produksi air. Laju penurunan tekanan tergantung pada jumlah gas yang ada. Jika produksi semata-mata hanya karena gas gravitasi, maka penurunan tekanan dengan berjalannya produksi akan cepat. Hal ini disebabkan karena gas yang terbebaskan dari larutannya terproduksi pada sumur struktur sehingga tekanan cepat akan habis. Karakteristik segregation drive reservoir ditunjukkan oleh Gambar 2.32.
55
Gambar 2.30. Gravity Drainage Drive Reservoir (Cole F.W,1969)
Gambar 2.31. Kelakuan Gravity Drainage Reservoir (Cole F.W,1969)
2.4.3.5. Combination Drive
Sebelumnya telah dijelaskan bahwa reservoir minyak dapat dibagi dalam beberapa jenis sesuai dengan jenis energi pendorongnya. Tidak jarang dalam keadaan sebenarnya energi-energi pendorong ini bekerja bersamaan 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. Sehingga sifat-sifat reservoirnya jadi lebih kompleks jika dibandingkan dengan energi pendorong tunggal.
56
Gambar 2.32. Combination Drive Reservoir (Cole F.W,1969) Suatu reservoir dengan jenis mekanisme pendorong combination drive ini memiliki karakteristik, yaitu : -
Penurunan
tekanan
relatif
cepat,
karena
perembesan
air
dan
pengembangan gas tidak cukup untuk mempertahankan reservoir. -
Perembesan air secara perlahan masuk di bagian bawah reservoir.
-
Bila adanya gas cap yang kecil, akan meningkatkan kenaikkan GOR apabila gas tersebut mengembang.
-
Recovery faktor lebih besar daripada depletion drive, tetapi lebih rendah dari water drive dan gas drive.
Untuk reservoir minyak jenis ini, maka gas yang terdapat pada gas cap akan mendesak kedalam formasi minyak, demikian pula dengan air yang berada pada bagian bawah dari reservoir tersebut. Pada saat produksi minyak tidak sempat berubah fasa menjadi gas sebab tekanan reservoir masih cukup tinggi karena dikontrol oleh tekanan gas dari atas dan air dari bawah. Dengan demikian peristiwa depletion untuk reservoir jenis ini dikatakan tidak ada, sehingga minyak yang masih tersisa di dalam reservoir semakin kecil karena recovery minyaknya tinggi dan efesiensi produksinya lebih tinggi. Gambar 2.33. merupakan salah satu contoh kelakuan dari combination drive dengan water drive yang lemah dan tidak ada tudung gas pada reservoirnya. Gas oil ratio yang konstan pada awal produksi dimungkinkan bahwa tekanan
