Sifat Fisik Batuan Reservoir Migas
a. 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 porositas dapat dinyatakan sebagai : ? = (Vb-Vs)/Vb = Vp Dimana : Vb : volume batuan total (bulk volume) Vs : volumepadatan batuan total (volume grain) Vp : volume ruang pori- pori total batuan
b. Saturasi Fluida 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 berporil. Pada 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 : S=(volume pori- poriyang diisi oleh fluida tertentu)/ volumepori- pori total Jika pori- pori batuandiisi oleh g as-minyak-air maka berlaku hubungan : Sg + So + Sw = 1
c. Permeabilitas permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Definisi kwantitatif permeabilitas pertama- tama oleh percobaan Darcy (1856) seperti berikut ini : k (darcy) = (Q. µ.L) / (A.(P1-P2) dimana : k = darcy atau milidarcy (D atau mD) Q= cm3/sec µ= centipoise L= cm A= sq.cm P1-P2= atm
d. Derajat Kebasahan / Wettabilitas Wetabilitas adalah kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida, jika diberikan dua fluida y angtak saling campur (immisible).pada bidang antar muka cairan dengan benda padat terjadi gaya tarikmenarik antara cairan dengan benda padat (gaya adhesi),yang merupakan faktor dari tegangan permukaan antara fluida dan batuan.
Pada umumnya reservoir bersifat water wet, sehingga air cenderung untuk melekat pada permukaan batuan sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air. Jadi minyak tidak mempunyai gaya tarikmenarik dengan batuan dan akanlebih mudah mengalir.
e. Tekanan Kapiler Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan te kanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan- cairan atau cairan- gas) se bagai akibat dari pertemuan permukaan yang memisahkan kedua fluida tersebut. Besarnya tekanan kapiler dipengaruhi oleh tegangan permukaan, sudut kontak antara minyak-air-zat padat danjari- jari kelengkungan pori.
f. Kompresibilitas Pada formasi batuankedalam tertentu terdapat dua gaya yang bekerja padanya, yaitugaya akibat beban batuan diatasnya (overburden) dan gaya yangtimbul akibat adanya fluida yang terkandung dalam poripori batuan tersebut. Pada keadaan statik,kedua gaya berada di dalam ke adaan setimbang. Bila tekanan reservoir berkurang akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya ini terganggu, akibatnya terjadi penyesuaian dalam bentuk volume pori- pori.
RESERVOIR Adalah batuan yang mampu menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Dengan kata lain batuan tersebut harus memiliki porositas dan permeabilitas. Jenis reservoir umumnya batu pasir dan batuan ka rbonat dengan porositas 15-30% (baik porositas primer maupun sekunder) serta permeabilitas minimum sekitar sekitar 1 mD (mili Darcy) untuk gas dan 10 mD untuk minyak ringan (light oil).
Reservoir adalah suatu tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi. Pada umumnya reservoir minyak memiliki karakteristik yang berbeda-beda tergantung d ari komposisi, temperature dan tekanan pada tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya. Suatu reservoir minyak biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu adanya batuan reservoir, lapisan penutup dan perangkap. Beberapa syarat terakumulasinya minyak dan gas bumi adalah : 1. Adanya batuan Induk (Source Rock) Merupakan batuan sedimen yang mengandung bahan organik seperti sisa-sisa hewan dan tumbuhan yang telah mengalami proses pematangan dengan waktu yang sangat lama sehingga menghasilkan minyak dan gas bumi. 2. Adanya batuan waduk (Reservoir Rock) Merupakan batuan sedimen yang mempunyai pori, sehingga minyak dan gas bumi yang dihasilkan batuan induk dapat masuk dan terakumulasi. 3. Adanya struktur batuan perangkap
Merupakan batuan yang berfungsi sebagai penghalang bermigrasinya minyak dan gas bumi lebih jauh. 4. Adanya batuan penutup (Cap Rock) Merupakan batuan sedimen yang tidak dapat dilalui oleh cairan (impermeable), sehingga minyak dan gas bumi terjebak dalam batuan tersebut. 5. Adanya jalur migrasi Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan induk sampai terakumulasi pada perangkap. 1. Sifat-Sifat Fisik Batuan Reservoir Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang terbentuk. Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadangkadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asal mempunyai kemampuan menyimpan dan menyalurkan minyak bumi. Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 1.
1.1. Porositas ( ) Dalam reservoir minyak, porositas mengambarkan persentase dari total ruang yang tersedia untuk ditempati oleh suatu cairan atau gas. Porositas dapat didefinisikan sebagai perbandingan antara volume total pori-pori batuan dengan volume total batuan per satuan volume tertentu, yang jika dirumuskan :
Dimana : ∅ = Porositas absolute (total), fraksi (%) Vp = Volume pori-pori, cc Vb = Volume batuan (total), cc Vgr = Volume butiran, cc 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, p ersen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :
2. Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.
Dimana : ∅e = Porositas efektif, fraksi (%) ρg = Densitas butiran, gr/cc ρ b = Densitas total, gr/cc ρf = Densitas formasi, gr/cc Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, terjadin ya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu : 1. Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung. 2. Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan. Besar kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu ukuran butir, susunan butir, sudut kemiringan dan komposisi mineral pembentuk batuan. Untuk pegangan dilapangan, ukuran porositas dapat dilihat pada Tabel 1. berikut :
1.2. Permeabilitas ( k ) Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk meloloskan/melewatkan fluida. Apabila media berporinya tidak saling berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai permeabilitas. Oleh karena itu ada hubungan antara permeabilitas batuan dengan porositas efektif. Sekitar tahun 1856, Henry Darcy seorang ahli hidrologi dari Prancis mempelajari aliran air yang melewati suatu lapisan batu pasir. Hasil penemuannya diformulasikan kedalam hukum aliran fluida dan diberi nama Hukum Darcy. Dapat dilihat pada gambar 2 dibawah :
Dapat dinyatakan dalam rumus sebagai berikut :
Dimana : Q = laju alir fluida, cc/det k = permeabilitas, darcy μ = viskositas, cp dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm A = luas penampang, cm2 Besaran permeabilitas satu darcy didefinisikan sebagai permeabilitas yang melewatkan fluida dengan viskositas 1 centipoises dengan kecepatan alir 1 cc/det melalui suatu penampang dengan luas 1 cm2 dengan penurunan tekanan 1 atm/cm. Persamaan 4 Darcy berlaku pada kondisi : 1. Alirannya mantap (steady state) 2. Fluida yang mengalir satu fasa 3. Viskositas fluida yang mengalir konstan 4. Kondisi aliran isothermal 5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal 6. Fluidanya incompressible Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan b atuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu : • Permeabilitas absolute (Kabs) Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100% fluida, misalnya hanya minyak atau gas saja. • Permeabilitas efektif (Keff) Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas), (gas dan minyak) atau ketiga-tiganya. Harga H arga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas dan air. • Permeabilitas relatif (Krel) Yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap
permeabilitas absolute. Harga permeabilitas relative antara 0 – 0 – 1 1 darcy. Dapat juga dituliskan sebagai beikut :
Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga didalam reservoir akan terdapat Permeabilitas relatif air (Krw), Permeabilitas relatif minyak (Kro), Permeabilitas relatif gas (Krg) dimana persamaannya adalah :
Dimana : Krw = permeabilitas relatif air Kro = permeabilitas relaitf minyak Krg = permeabilitas relatif gas 1.3. Saturasi Saturasi adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan yang terisi fluida formasi tertentu terhadap total volume pori-pori batuan yang terisi fluida atau jumlah kejenuhan fluida dalam batuan reservoir per satuan volume pori. Oleh karena didalam reservoir terdapat tiga jenis fluida, maka saturasi dibagi menjadi tiga yaitu saturasi air (Sw), saturasi minyak (So) dan saturasi gas (Sg), dimana secara matematis dapat ditulis :
Total saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida :
Untuk sistem air-minyak, maka persamaan (12) dapat disederhanakan menjadi :
Beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir adalah : a. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan. b. Ketinggian diatas free water level. c. Adanya perbedaan tekanan kapiler. Didalam kenyataan, fluida reservoir tidak dapat dip roduksi semuanya. Hal ini disebabkan adanya adan ya saturasi minimum fluida yang tidak dapat diproduksi lagi atau disebut dengan irreducible saturation sehingga berapa besarnya fluida yang di produksi dapat dihitung dalam bentuk saturasi dengan persamaan berikut : Dimana : St = saturasi total fluida terproduksi Swirr = saturasi air tersisa (iireducible) Sgirr = saturasi gas tersisa (iireducible) Soirr = saturasi minyak tersisa (iireducible) 1.4. Resistiviti Batuan reservoir terdiri atas campuran mineral-mineral, fragmen dan pori-pori. Padatan-padatan mineral tersebut tidak dapat menghantarkan arus listrik kecuali mineral clay. Sifat kelistrikan batuan reservoir tergantung pada geometri pori-pori batuan dan fluida yang mengisi pori. Minyak dan gas bersifat tidak menghantarkan arus listrik sedangkan air bersifat menghantarkan arus listrik apabila air melarutkan garam. Arus listrik akan terhantarkan oleh air akibat adanya gerakan dari ion-ion elektronik. Untuk menentukan apakah material didalam reservoir bersifat menghantar arus listrik atau tidak maka digunakan parameter resistiviti. Resistiviti didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu material untuk menghantarkan arus listrik, secara matematis dapat dituliskan seba gai berikut :
Dimana : ρ = resistiviti fluida didalam batuan, ohm-m r = tahanan, ohm A = luas area konduktor, m2 L = panjang konduktor, m Konsep dasar untuk mempelajari sifat kelistrikan batuan diformasi digunakan konsep “faktor formasi” dari Archie yang didefinisikan :
Dimana : Ro = resistiviti batuan yang terisi minyak Rw = resistiviti batuan yang terisi air
1.5. Wettabiliti Wettabiliti Wettabiliti didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida atau kecenderungan dari suatu fluida untuk menyebar atau melekat ke permukaan batuan. Sebuah cairan fluida akan bersifat membasahi bila gaya ga ya adhesi antara batuan dan partikel pa rtikel cairan lebih besar dari pada gaya kohesi antara partikel cairan itu sendiri. Tegangan adhesi merupakan fungsi tegangan permukaan setiap fasa didalam batuan sehingga wettabiliti berhubungan dengan sifat interaksi (gaya tarik menarik) antara batuan dengan fasa fluidanya. Dalam sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak atau gas yang terletak diantara matrik batuan.
Gambar 3 memperlihatkan sistem air-minyak yang kontak dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar θ sebesar θ. Sudut kontak diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga 0o - 180o, yaitu antara air dengan padatan, sehingga tegan gan adhesi (AT) dapat dinyatakan dengan persamaan : Dimana : AT = tegangan adhesi, dyne/cm σso = tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm σsw = tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cm σwo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm θ = sudut kontak air-minyak 1.5.1. Wetting-Phase Fluid dan Non-Wetting Phase Fluid A. Wetting-Phase Fluid Fasa fluida pembasah biasanya akan dengan mudah membasahi permukaan batuan. Akan tetapi karena adanya gaya tarik menarik antara batuan dan fluida, maka fasa pembasah akan mengisi ke pori-pori yang lebih kecil dahulu dari batuan berpori. Fasa fluida pembasah umumnya sangat sukar bergerak ke reservoir hidrokarbon. B. Non-Wetting Phase Fluid Non-wetting phase fluid sukar membasahi permukaan batuan. Dengan adanya gaya repulsive (tolak) antara batuan dan fluida menyebabkan non-weting phase fluid umumnya sangat mudah bergerak. 1.5.2. Batuan Reservoir Water Wet Batuan reservoir umumnya water wet dimana air akan membasahi permukaan batuan. Kondisi batuan yang water wet adalah : • Tegangan adhesinya bernilai positif
• σsw ≥ σso, AT > 0 • Sudut kontaknya (0°< θ <90°) Apabila θ = 0°, maka batuannya dianggap sebagai strongly water wet. 1.5.3. Batuan Reservoir Oil Wet Batuan reservoir disebut sebagai oil wet apabila fasa minyak membasahi permukaan batuan. Kondisi batuan oil wet adalah : • Tegangan adhesinya bernilai negatif • σso ≥ σsw, AT < 0 • Sudut kontaknya (90°< θ <180°) Apabila θ = 180°, maka batuan ya dianggap sebagai strongly oil wet. 1.5.4. Imbibisi dan Drainage Imbibisi adalah proses aliran fluida dimana saturasi fasa pembasah (water) meningkat sedangkan saturasi non-wetting phase (oil) menurun. Mobilitas fasa pembasah meningkat seiring den gan meningkatnya saturasi fasa pembasah. Misalnya pada proses pendesakan pada reservoir minyak dimana batuan reservoir sebagai water wet. Drainage adalah proses kebalikan dari imbibisi, dimana saturasi fasa pemb asah menurun dan saturasi non-wetting phase meningkat. Adapun skema proses imbibisi dan drainage dapat dilihat pada gambar 4 berikut :
1.6. Tekanan Kapiler (Pc) Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan fluida yang bersifat tidak membasahi batuan jika didalam batuan tersebut terdapat dua atau lebih fasa fluida yang tidak bercampur dalam kondisi statis. Secara matematis dapat dilihat bahwa :
Dimana : Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2 Pnw = tekanan pada permukaan fluida non wetting phase, dyne/cm2
Pw = tekanan pada permukaan fluida wetting phase, dyne/cm2 Hubungan tekanan kapiler di dalam rongga pori batuan dapat dilukiskan dengan sebuah sistim tabung kapiler. Dimana cairan fluida akan cenderung untuk naik bila ditempatkan didalam sebuah pipa kapiler dengan jari-jari yang sangat kecil. Hal ini diakibatkan oleh adanya tegangan adhesi yang bekerja pada permukaan tabung. Besarnya tegangan adhesi dapat diukur dari kenaikkan fluida , dimana gaya total untuk menaikan cairan sama dengan berat kolom fluida. Sehingga dapat dikatakan bahwa tekanan kapiler merupakan kecenderungan rongga pori batuan untuk menata atau mengisi setiap pori batuan ba tuan dengan fluida yang berisi be risi bersifat membasahi. Tekanan didalam tabung kapiler diukur pada sisi batas antara permukaan dua fasa fluida. Fluida pada sisi konkaf (cekung) mempunyai tekanan lebih besar dari pada sisi konvek (cembung). Perbedaan tekanan diantara dua fasa fluida terebut merupakan besarnya tekanan kapiler didalam tabung.
Untuk sistem udara-air (gambar 5) : Untuk sistem minyak-air (gambar 5) : Dimana : Pa = tekanan udara, dyne/cm2 Pw = tekanan air, dyne/cm2 Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2 ρw = densitas air, gr/cc ρo = densitas minyak, gr/cc g = percepatan gravitasi, m/det2 h = tinggi kolom, m 2. Karakteristik Minyak Bumi Setiap reservoir yang ditemukan, akan diperoleh sekelompok molekul yang terdiri dari elemen kimia Hidrogen (H) dan Karbon (C). Minyak d an gas bumi terdiri dari kedua elemen ini, yang mempunyai proporsi yang beraneka ragam. Apabila ditemukan deposit hidrokarbon disuatu tempat, akan sangat jarang dapat ditemukan di tempat lain dengan komposisi yang sama, karena daerah pembentukkannya berbeda. Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon sendiri terdiri dari fasa cair (minyak bumi) maupun fasa gas, tergantung pada kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir yang ditempati. Perubahan kondisi reservoir akan men gakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik fluida reservoir.
Fluida minyak bumi dijumpai dalam bentuk cair, sehingga sesuai dengan sifat cairan pada umumnya. Pada fasa cair, jarak antara molekul-molekulnya relatif lebih kecil daripada gas. Sifatsifat minyak bumi yang akan dibahas d ibahas adalah densitas dan spesifik grafiti, viskositas, faktor volume formasi, kelarutan gas, kompressibilitas dan tekanan bubble point. 2.1. Densitas Minyak ( ρo ) dan Spesifik Grafity ( γ ) Densitas didefinisikan sebagai masa dari satuan volume suatu fluida (minyak) pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Dari definisi tersebut dapat dirumuskan seb agai beikut :
Dimana : ρo = densitas minyak, lb/ft3 m = massa minyak, lb V = volume minyak, ft3 Sedangkan spesifik grafiti merupakan perbandingan dari densitas suatu fluida (minyak) terhadap densitas air. Baik densitas air maupun fluida tersebut diukur pada kondisi yang sama (60° F dan 14.7 Psia).
Dimana : γo = spesifik grafiti minyak ρo = densitas minyak mentah, lb/ft3 ρw = densitas air, lb/ft3 Meskipun densitas dan spesifik grafiti dipergunakan secara meluas dalam industri perminyakan, namun API grafiti merupakan skala yang lebih sering dipakai. Grafiti ini merupakan spesifik grafiti yang dinyatakan dengan rumus :
API grafiti dari minyak mentah pada umumnya umumn ya memiliki nilai antara 47 °API untuk minyak ringan sampai 10 °API untuk minyak berat. 2.2. Viskositas Minyak ( μo ) Viskositas fluida merupakan sifat fisik suatu fluida yang sangat penting yang mengendalikan dan mempengaruhi aliran fluida didalam media berpori maupun didalam pipa. Viskositas didefinisikan sebagai ketahanan internal suatu fluida untuk mengalir. Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan d an 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 6.
Gambar 6 menunjukkan bahwa tekanan mula-mula berada di atas tekanan gelembung (Pb), dengan penurunan tekanan sampai (Pb), mengakibatkan viskositas minyak berkurang, hal ini akibat adanya pengembangan volume minyak. Kemudian bila tekanan turun dari Pb sampai pada harga tekanan tertentu, maka akan menaikkan viskositas minyak, karena pada kondisi tersebut terjadi pembebasan gas dari larutan minyak. 2.3. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo ) Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak pada tekanan dan temperatur reservoir yang ditempati oleh satu stock tank b arrel minyak dan gas dalam larutan. Harga ini selalu lebih besar atau sama dengan satu. Untuk minyak tersaturasi, Standing membuat korelasi berdasarkan persamaan :
Dimana : Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STBO T = temperature, °F Rs = kelarutan gas, SCF/STBO C = faktor tambahan seperti perhitungan Rs
Faktor volume formasi minyak merupakan fungsi dari tekanan. Gambar 7 memperlihatkan faktor volume formasi minyak.
Terdapat dua hal penting dari gambar 7 diatas, yaitu : 1. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan minyak. 2. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan. 2.4. Kelarutan Gas ( Rs ) Kelarutan gas bumi didefinisikan sebagai cuft gas yang diukur pada keadaan standar (14.7 Psi ; 60 °F) didalam larutan minyak sebanyak satu barrel stock tank minyak pada saat minyak dan gas berada pada tekanan dan temperatur reservoir. Kelarutan gas dalam minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan komposisi minyak min yak 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. 2.5. Kompressibilitas Minyak ( Co ) Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adan ya perubahan tekanan. Secara matematis didefinisikan sebagai berikut:
Pada kondisi tekanan di bawah bubble point, Co didefinisikan sebagai berikut :
Dengan menggunakan grafik korelasi, k orelasi, maka harga kompressibilitas minyak dapat diperoleh dengan persamaan :
Kompressibilitas minyak pada kondisi dibawah bubble point akan cenderung membesar bila dibandingkan dengan harga ketika diatas bubble point karena dengan turunnya tekanan, gas membebaskan diri dari larutan. Volume total minyak yang tertinggal sebenarnya berkurang dengan turunnya tekanan terebut, akibatnya volume fluida total yang terdiri dari minyak dan gas makin lama menjadi besar seiring dengan turunnya tekanan. 2.6. Tekanan Bubble Point (Pb) Tekanan bubble point (titik gelembung) suatu sistem hidrokarbon didefinisikan sebagai tekanan tertinggi dimana gelembung gas mulai pertama kali k ali terbebaskan dari minyak. Harga ini ditentukan secara eksperimen terhadap minyak mentah dengan melakukan test ekspansi constant-
composition (test flash liberation). Apabila pengukuran laboratorium tidak tersedia untuk menentukan tekanan bubble point, maka dapat digunakan korelasi Standing. Secara matematis, tekanan bubble point dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan :
3. Mekanisme Pendorong Reservoir Minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoir ke luban g sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongnya. mendorongn ya. Hampir sebagian besar reservoir minyak memiliki energi pendorong yang berbeda-beda untuk memproduksikan suatu reservoir. Dengan turunnya tekanan pada reservoir minyak dapat mempengaruhi besarnya tenaga pendorong pada reservoir tersebut yang berperan pada pergerakan minyak mula-mula pada media berpori. 3.1. Kompaksi Batuan Tenaga ini berasal dari beban overburden batuan di atas dan selalu berubah akibat diproduksikannya fluida (minyak) dari reservoir tersebut. Hal tersebut dapat dilihat pada gambar 8 yang memperlihatkan pengaruh kompaksi batuan terhadap fluida yang berada didalamnya.
3.2. Graviti Drive Gejala alam yang mempengaruhi fluida formasi yang menyebabkan terjadinya pemisahan akibat perbedaan berat jenis dari fluida reservoir. Gambar 9. menggambarkan pengaruh grafitasi terhadap kelakuan fluida yang mana pada fluida yang mempunyai densitas yang lebih besar akan bermigrasi kebagian bawah struktur reservoir sedangkan fluida yang mempunyai densitas yang lebih kecil akan bermigrasi kebagian atas reservoir.
3.3. Water Drive Jika air berada dibawah zona minyak pada suatu reservoir, maka dengan tekanan yang dimiliki oleh air ini akan membantu minyak m inyak bergerak keatas. Jika minyak dieksploitasi, tekanan direservoir akan dijaga (mainteained) oleh gaya ga ya hidrostatik air yang masuk menggantikan minyak yang telah terproduksi. Energi En ergi ini dihasilkan oleh air (aquifer) yang berada pada kondisi bertekanan. Pada umumnya reservoir minyak dan gas berasosiasi dengan aquifer. Dengan merembesnya air ke reservoir sehingga menjadi suatu tenaga pendorong yang biasa disebut dengan water drive. Hal ini dapat dilihat pada gambar 10. yang memperlihatkan proses pendorongan air terhadap minyak.
Reservoir berpendorong air memiliki cirri-ciri sebagai berikut : 1. Penurunan tekanan reservoir relative kecil 2. GOR permukaan rendah 3. Produksi air mula-mula sedikit kemudian bertambah banyak karena minyak didorong oleh air 3.4. Solution Gas Drive Solution gas drive atau depletion gas drive adalah mekanisme pendorong yang berasal dari ekspansi larutan gas yang berada dalam minyak dan pendesakan terjadi akibat berkurangnya tekanan. Setelah terjadi penurunan tekanan pada dasar sumur, maka gas yang terlarut dalam minyak akan bebas keluar sebagai gelembung-gelembung yang tersebar merata dan merupakan fasa yang terdispersi yang tidak kontinu sehingga mencapai saturasi minimum. Setelah seluruh gas tergabung dan mencapai saturasi kritik, maka gas akan mulai bergerak. Hal tersebut dapat dilihat pada gambar 11.
Reservoir jenis pendorong solution gas drive mempunyai ciri sebagai berikut : 1. Tekanan reservoir turun secara cepat dan kontinu 2. Perbandingan komulatif produksi gas (Gp) d engan komulatif produksi minyak (Np) meningkat dengan cepat (GOR) meningkat 3. Produksi air hampir tidak ada (relatif sangat ke cil) 3.5. Gas Cap Drive Energi alamiah ini berasal dari dua sumber yaitu ekspansi gas cap dan ekspansi gas yang terlarut kemudian melepaskan diri. Adanya gas cap dalam reservoir antara lain disebabkan oleh adanya pemisahan secara gravitasi dari minyak dan fasa gas bebas dibawah tekanan titik gelembung. Karena tekanan reservoir berada dibawah tekanan gelembung maka komponen hidrokarbon ringan akan terbebaskan dari fasa cairnya dan membentuk fasa gas. Penurunan tekanan secara kontinu akan membebaskan gas lebih banyak lagi dan akan membentuk gas cap pada bagian atas dari minyak. Hal tersebut akan menyebabkan terdorongnya minyak karena pengembangan dari gas cap akibat penurunan tekanan secara kontinu. Gamabar 12. memperlihatkan proses pendorongan gas cap terhadap minyak.
Reservoir gas cap drive mempunyai cirri-ciri sebagai sebagai be rikut : 1. Tekanan reservoir turun perlahan-lahan dan kontinu
2. Kenaikan GOR sejalan dengan pergerakan permukaan minyak dengan gas kearah bawah (meningkat secara kontinu) 3. Produksi air hampir tidak ada (relative kecil) 3.6. Combination Drive Mekanisme pendorong dari tipe ini adalah kombinasi dari beberapa tipe pendorong yang telah dijelaskan sebelumnya. Combination drive yang paling umum adalah kombinasi antara gas cap drive dan water drive. Hal ini dapat dilihat pada gambar 13. dibawah.
4. Jenis-Jenis Reservoir Jika terjadi suatu retakan atau perekahan pada batuan induk (source rock) maka minyak dan gas akan mengalami migrasi keluar yang biasa disebut dengan migrasi primer. Setelah itu minyak dan gas bumi akan bermigrasi be rmigrasi terus sampai terjebak didalam suatu wadah yang tidak b isa dilalui oleh minyak dan gas, yang biasa disebut dengan reservoir.
Reservoir adalah suatu tempat berkumpulnya minyak dan gas bumi. Dalam hal ini akan dibahas jenis reservoir jenuh dan reservoir tidak jenuh. 4.1. Reservoir Jenuh Reservoir jenuh (saturated) biasanya mengandung hidrokarbon dalam bentuk minyak yang dijenuhi oleh gas terlarut dan dalam bentuk gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Bila minyak dan gas diproduksikan, kemungkinan akan ada air yang ikut terproduksi, tekanan reservoir akan turun. Dengan turunnya tekanan reservoir, maka volume gas yang membentuk gas cap akan mengembang dan merupakan pendorong keluarnya fluida dari dalam reservoir. Selain pengembangan volume gas cap dan pembebasan gas terlarut, mungkin juga terjadi perembesan air kedalam reservoir. 4.2. Reservoir Tidak Jenuh Reservoir tidak jenuh (under saturated) pada keadaan mula-mula tidak terdapat gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Apabila reservoir diproduksikan, maka gas akan mengalamai
pengembangan yang menyebabkan bertambahnya bertambahn ya volume minyak. Pada saat tekanan reservoir mencapai tekanan bubble point maka gas akan keluar dari minyak.
