Sifat Fisik Batuan Reservoir
Syar Syarat at yang yang harus harus dipe dipenuh nuhii oleh oleh suat suatu u batua batuan n reservoir adalah adalah harus harus mempuny mempunyai ai kemampuan untuk menyimpan dan mengalirkan fluida yang terkandung didalamnya. Batupa Batupasir sir,, batuan batuan karbon karbonat, at, dan shale, shale, yang yang umumny umumnyaa merupa merupakan kan batuan batuan reserv reservoir oir,, mempunyai besaran sifat-sifat fisik yang sama, yaitu: porositas, wettabilitas, tekanan kapiler, saturasi fluida, permeabilitas, dan kompresibiltas. A. Poro Porosi sita tass
Porositas Porositas (φ ) didefi didefinis nisika ikan n sebaga sebagaii fraksi fraksi atau atau persen persen dari dari volume volume ruang ruang pori-p pori-pori ori terhad terhadap ap volume volume batuan batuan total total (bulk (bulk volume volume). ). BesarBesar-kec keciln ilnya ya porosi porositas tas suatu suatu batuan batuan akan akan menent menentukan ukan kapasit kapasitas as penyim penyimpana panan n fluid fluidaa reserv reservoir oir.. Secara Secara matemat matematis is porosi porositas tas dapat dapat dinyatakan sebagai : φ
=
Vb
Vs
Vp
−
Vb
=
Vb ....................................................................................(2-1)
dimana : Vb
=
volume batuan total (bulk volume)
Vs
=
volume padatan batuan total (volume grain)
Vp
=
volume ruang pori-pori batuan. Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:
1. Porositas Porositas absolut, absolut, adalah persen volume pori-pori pori-pori total terhadap terhadap volume batuan total (bulk volume). φ =
Volume pori total bulk volume
100 %
×
……………………………………………..(2-2)
2. Porositas efektif, adalah persen persen volume pori-pori pori-pori yang saling saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume). φ =
Volume pori yang berhubunga bulk volume
n
100 %
×
……………………………… ………………………… …… (2-3)
Untuk selanjutnya porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif. Disa Disamp mpin ing g itu itu menu menuru rutt wakt waktu u dan dan cara cara terj terjad adin inya ya,, maka maka poro porosi sita tass dapa dapatt juga juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu : 1. Porositas primer, primer, adalah porositas porositas yang terbentuk pada waktu batuan sedimen diendapkan.
2. Porositas sekunder, adalah porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan sedimen terendapkan. Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran butir (semakin baik distribusinya, semakin baik porositasnya), susunan butir (susunan butir berbentuk kubus mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral, seperti pada Gambar 2.1., kompaksi, dan sementasi.
Gambar 2.1. Pengaruh Susunan Butir Terhadap Porositas Batuan 1) B. Wettabilitas
Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida, jika diberikan dua fluida yang tak saling campur (immisible). 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, Gambar 2.2., gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah : AT = σ dimana :
so
-σ
sw
= σ
wo
x cos θ
wo
………………………………………..(2-4)
σ
so
σ
sw
= tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm
σ
wo
= tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm
θ
wo
= sudut kontak minyak-air.
= tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm
Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positip (θ < 75 o), yang berarti batuan bersifat water wet . Apabila sudut kontak antara cairan dengan benda padat
antara 75o- 105o, maka batuan tersebut bersifat intermediet. Sedangkan bila air tidak membasahi (θ > 105o), berarti batuan bersifat oil wet .
zat padat maka tegangan adhesinya negatip
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 tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir.
Gambar 2.2 Kesetimbangan Gaya – gaya pada Batas Air – Minyak Padatan 1)
Untuk menentukan apakah batuan tersebut water wet atau oil wet, dapat dilihat dari °
°
°
besarnya sudut kontak yang berkisar antara 0 samapai 180 (0°<θ < 180 ). Dimana bila besarnya σ oleh air) dan bila σ
wo
< 90°, menunjukkan bahwa batuan itu bersifat water wet (dibasahi
°
wo
> 90 ,menunjukkan bersifat oil wet (dibasahi oleh minyak).
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 tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir. Sewaktu reservoir mulai diproduksikan dimana harga saturasi minyak cukup tinggi dan air hanya merupakan cincin-cincin yang melekat pada batuan formasi,butiran-butiran air tidak dapat bergerak atau bersifat immobile, dan saturasi air yang demikian disebut dengan residual water saturation (Swc). Pada saat yang demikian ini minyak merupakan fasa kontinyu dan bersifat mobile. Kemudian setelah produksi mulai berjalan minyak akan terus menerus dikeluarkan dan digantikan dengan air. Semakin lama saturasi minyak akan semakin berkurang dan saturasi air akan semakin bertambah, sampai pada suatu saat tertentu saturasi air merupakan fasa kontinyu. Proses produksi berjalan terus sehingga minyak akan semakin berkurang dan saturasi air terus meningkat. Fasa air akan bertambah kontinyu, dan minyak merupakan cincin. Setelah air
menjadi fasa kontinyu maka sekarang airlah yang bersifat mobile, sehingga air akan mengalir bersama-sama dengan minyak. Tetapi karena batuan pada umumnya memiliki sifat water wet, maka minyak akan cenderung lebih cepat lajunya daripada air. C. Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida “non-wetting phase” (Pnw) dengan fluida “wetting phase” (Pw) atau : Pc = Pnw - Pw …………………………………………………………..(2-5) Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung. Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting phase), sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting phase atau tidak membasahi. Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut P c=
2σ × cos θ = Δ r
ρ× g × h
................................................................(2-6)
dimana : Pc
= tekanan kapiler
σ
= tegangan permukaan antara dua fluida
cos θ = sudut kontak permukaan antara dua fluida r
= jari-jari lengkung pori-pori
∆ρ
= perbedaan densitas dua fluida
g
=
percepatan gravitasi
h
=
tinggi kolom Dari Persamaan 2-6 ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika perbedaan densitas fluida
berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal ini berarti bahwa reservoir gas yang terdapat kontak gas-air, perbedaan densitas fluidanya bertambah besar sehingga akan mempunyai zona transisi minimum. Demikian juga untuk reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah maka kontak minyak-air akan mempunyai zona transisi yang panjang.
Ukuran pori-pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas yang besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis dari pada reservoir dengan permeabilitas yang rendah. D. Permeabilitas
Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Permeabilitas batuan merupakan fungsi dari tingkat hubungan ruang antar pori-pori dalam batuan..................................... ............ Definisi kwantitatif permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut: V
=−
k
µ
di mana
×
dP dL ………………………………………………………...(2-7)
V
= kecepatan aliran, cm/sec
µ
= viskositas fluida yang mengalir, cp
dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm k
= permeabilitas media berpori.
Tanda negatip dalam Persamaan 2-7 menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut. Aliran dapat terjadi ke sagala arah asal ada beda potensial. Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan 2-7 adalah: 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. Dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu : •
Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misal hanya minyak atau gas saja.
•
Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan g as, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.
•
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 batupasir tidak kompak yang dialiri air. Batupasir silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas µ , dengan luas penampang A, dan panjanggnya L. Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q, sedangkan P2 adalah tekanan keluar. Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Qµ 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. Ditunjukkan pada Gambar 2.3.
Gambar 2.3. Skema Percobaan Pengukuran Permeabilitas 1)
K =
Q. µ . L A.( P 1 − P 2 ) ………………………………………………………(2-8)
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah : K ( darcy )
=
Q (cm 3 / sec). µ (centipoise ) L (cm ) A( sqcm ).( P 1 − P 2 )( atm ) ………………………..(2-9)
Dari Persamaan 2-8 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 rg
K ,
=
K g K ,
K rw
=
K w K
dimana masing-masing untuk permeabilitas relatif minyak, gas, dan air. Percobaan yang dilakukan pada dasarnya untuk sistem satu fasa, hanya disini digunakan dua macam fluida (minyak-air) yang dialirkan bersama-sama dan dalam keadaan kesetimbangan. Laju aliran minyak adalah Qo dan air adalah Qw. Jadi volume total (Qo + Qw) akan mengalir melalui pori pori batuan per satuan waktu, dengan perbandingan minyak-air permulaan, pada aliran ini tidak akan sama dengan Qo / Qw. Dari percobaan ini dapat ditentukan harga saturasi minyak (So) dan saturasi air (Sw) pada kondisi stabil. Harga permeabilitas efektip untuk minyak dan air adalah : K o
K w
=
=
Qo . µ o . L A.( P 1
−
P 2 )
…………………………………………………….(2-10)
Qw . µ w . L A.( P 1
−
P 2 )
……………………………………………………(2-11)
dimana : µ o = viskositas minyak µ w = viskositas air. Percobaan ini diulangi untuk laju permukaan (input rate) yang berbeda untuk minyak dan air, dengan (Qo + Q w) tetap konstan. Harga-harga K o dan K w pada Persamaan 2-10 dan 2-11 jika diplot terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.4. Dari Gambar 2.4, dapat ditunjukkan bahwa: •
K o akan turun dengan cepat jika Sw bertambah dari nol, demikian juga k w akan turun
dengan cepat jika Sw berkurang dari satu, sehingga dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak karena k o-nya yang kecil, demikian pula untuk air.
K o akan turun menjadi nol, di mana masih ada saturasi minyak dalam batuan (titik C)
•
atau disebut Residual Oil Saturation (Sor ), demikian juga untuk air, yaitu Swr . Harga k o dan k w selalu lebih kecil daripada harga k, kecuali pada titik A dan B, sehingga
•
diperoleh persamaan: k o + k w ≤ 1 …………………………………………………………(2-12)
Gambar 2.4. Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air 1) E. Saturasi Fluida Batuan
Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke seluruh bagian reservoir. Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori. Saturasi minyak (So) adalah :
So
volume =
pori
pori yang diisi oleh
−
volume
Saturasi air (Sw) adalah :
pori
−
pori total
min
yak
……………………..(2-13)
S w
volume pori =
−
pori yang diisi air
volume pori
−
pori total
………………………………(2-14)
Saturasi gas (Sg) adalah : S g
volume pori =
−
volume
pori yang diisi oleh gas
pori
−
pori total
………………………….(2-15)
Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan : Sg + So + Sw = 1 ……………………………………………………...(2-16) Jika diisi oleh minyak dan air saja maka : So + Sw = 1 …………………………………………………………..(2-17) Terdapat tiga faktor yang penting mengenai saturasi fluida, yaitu : •
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 relatip akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatip rendah. Demikian juga untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini disebabkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing-masing fluida.
•
Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatip produksi minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.
•
Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume contoh batuan adalah V, ruang pori-porinya adalah φ .V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah : So.φ .V + Sg.φ .V = (1-Sw).φ .V ……………………………………(2-18)
F. Kompresibilitas Batuan
Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga konsep kompressibilitas batuan, antara lain : •
Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material padatan ( grains) terhadap satuan perubahan tekanan.
•
Kompressibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
•
Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Diantara konsep di atas, kompressibilitas pori – pori batuan dianggap yang paling penting dalam teknik reservoir khususnya. Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, antara lain : 1. Tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan 2. Tekanan-luar (external stress) yang disebabkan oleh berat batuan yang ada diatasnya (overburden pressure). Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan-dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan akan mengalami perubahan pula. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada butir-butir batuan, pori-pori dan volume total (bulk ) batuan reservoir. Untuk padatan ( grains) akan mengalami perubahan yang serupa apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya. Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cr atau :
C r
dV r V r dP …………………………………………………………(2-19) 1
=
.
Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas C p atau : C p
=
1
.
dV p
V p dP *
....................................................................................(2-20)
dimana : Vr =
volume padatan batuan ( grains)
V p =
volume pori-pori batuan
P
=
tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan
P*
=
tekanan luar (tekanan overburden). Hall (1953) memeriksa kompresibilitas pori, C p, pada tekanan overburden yang konstan,
yang kemudian disebut kompresibilitas batuan efektif dan dihubungkan dengan porositas, seperti terlihat pada Gambar 2.5. di mana kompresibilitas batuan turun dengan naiknya porositas.
Terjadinya kompresibilitas batuan total maupun efektif karena dua faktor yang terpisah. Kompreibilitas total terbentuk dari pengembangan butir-butir batuan sebagai akibat menurunnya tekanan fluida yang mengelilinginya. Sedangkan kompresibilitas efektif terjadi karena kompaksi batuan di mana fluida reservoir menjadi kurang efektif menahan beban di atasnya (overburden). Kedua faktor ini cenderung akan memperkecil porositas.
Gambar 2.5. Kurva Kompresibilitas Efektif Batuan 1)
Daftar Pustaka : Reservoir Engineering: 1. Amyx,J.W.,Bass,D.M.,Robert,L.W.,”Petroleum Properties”,McGraw Hall Book Co.,New York,1973.
Physical
