The Flows

The Flows

Tuesday, March 22, 2011

Batuan Karbonat Sebagai Reservoir Minyak dan Gas Bumi

BAB I

PENDAHULUAN


 

  1. Latar Belakang

Batuan karbonat adalah salah satu bagian penting dari geologi. Dalam industry, batuan jenis ini juga sangat luas pemanfaatannya. Mulai dari perindustrian yang menggunakan batuan karbonat langsung sebagai bahan utama seperti pada industry pupuk dolomit, hingga batuan karbonat sebagai perantara atau media seperti dalam industry minyak dan gas bumi atau hidrokarbon. Batuan jenis karbonat juga berperan penting dalam system air tanah, utamanya didaerah karst yang memiliki banyak simpanan air tanah.

Di Indonesia sendiri, potensi batuan karbonat yang dimiliki sangatlah melimpah. Hampir diseluruh wilayah dapat kita temui cadangan batuan karbonat. Dan selama ini cadangan batuan tersebut masih terbatas pemanfaatannya. Sebagian besar adalah dalam industri semen dan pupuk. Serta sedikit untuk pemanfaatan air tanah.

Dalam eksplorasi minyak dan gas bumi, batuan karbonat dapatberperan sebagai batuan penyimpan atau reservoir. Hal ini dapat terjadi karena nilai porositas yang tinggi pada batuan jenis ini. Pada batuan karbonat tidak hanya memiliki porositas primer, namun juga memiliki porositas sekunder. Karena itu industry minyak dan gas bumi sekarang banyak mencari reservoir jenis ini, karena akan lebih mudah dalan proses eksploitasinya.

  1. Alasan Pemilihan Masalah

Eksplorasi minyak dan gas bumi saat ini sedang berkembang pesat karena tingkat kebutuhannya juga sangat meningkat. Hal ini memicu ditemukannya metode-metode baru dalam eksplorasi minyak dan gas bumi ini. Salah satunya dengan cara pencarian dan pemilihan terhadap aspek-aspek dalam system minyak dan gas bumi(petroleum system).

Selama ini batuan karbonat sudah banyak dimanfaatkan sebagai reservoir. Di Indonesia sendiri, pemanfaatan reservoir karbonat juga sudah dilakukan. Namunselama ini hanya berada dilapangan minyak dan gas bumi didaerah pulau jawa saja, sedangkan sebaran batuan karbonat ini sangat luas di Indonesia.

Dengan alasan tersebut, pemahaman kita terhadap reservoir karbonat ini sangat penting untuk dapat melakukan pemanfaatan terhadap potensi-potensi yang kita miliki.

  1. Maksud dan Tujuan

Maksud dari studi pustaka ini adalah untuk memberikan pemahaman dan menambah pengetahuan tentang batuan karbonat yang berperan sebagai reservoir dalam sisrem minyak dan gas bumi.

Tujuan dari studi pustaka ini adalah agar kita dapat mengenal lebih dalam tentang batuan karbonat dalm system eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi.

  1. Metode Penelitian

Studi pustaka ini dilakukan dengan metode studi literatur. Literatur yang dimanfaatkan adalah literatur yang bersumber dari penelitian sebelumnya, buku-buku tentang system minyak dan gas bumi, buku-buku tentang petrologi batuan karbonat dan juga dari literatur-literatur yang didapat dari penelusuran di internet.


 

BAB II

SISTEM MINYAK DAN GAS BUMI


 

2.1 Pengertian Sistem Minyak dan Gas Bumi (Petroleum System)

    Eksplorasi atau pencarian minyak bumi merupakan suatu kajian panjang yang melibatkan beberapa bidang kajian kebumian dan ilmu eksak. Untuk kajian dasar, riset dilakukan oleh para geologis, yaitu orang-orang yang menguasai ilmu kebumian. Mereka adalah orang yang bertanggung jawab atas pencarian hidrokarbon tersebut.

Perlu diketahui bahwa minyak di dalam bumi bukan berupa wadah yang menyerupai danau, namum berada di dalam pori-pori batuan bercampur bersama air.

Secara ilmu geologi, untuk menentukan suatu daerah mempunyai potensi akan minyak bumi, maka ada beberapa kondisi yang harus ada di daerah tersebut. Jika salah satu saja tidak ada maka daerah tersebut tidak potensial atau bahkan tidak mengandung hidrokarbon. Hal ini yang dikenal dengan Sistem Minyak dan Gas Bumi (Petroleum system).

Faktor-faktor yang menjadi perhatian studi Petroleum System adalah batuan sumber (source rocks), pematangan (maturasi), reservoir, migrasi, timing, perangkap (trap), batuan penyekat (sealing rock) dan fracture gradient.


 

2.1.1 Batuan Induk (Source Rocks)

Source rocks adalah endapan sedimen yang mengandung bahan-bahan organik yang dapat menghasilan minyak dan gas bumi ketika endapan tersebut tertimbun dan terpanaskan.

Bahan-bahan organik yang terdapat didalam endapan sedimen selanjutnya dikenal dengan kerogen (dalam bahasa Yunani berarti penghasil lilin). Terdapat empat tipe kerogen:


Tipe I: bahan- bahan organic kerogen Tipe I merupakan alga dari lingkungan pegendapan lacustrine dan lagoon.Tipe I ini dapat mengkasilkan minyak ringan (light oil) dengan kuallitas yang bagus serta mampu menghasilkan gas.

Tipe II: merupakan campuran material tumbuhan serta mikroorganisme laut. Tipe ini merupakan bahan utama minyak bumi serta gas.

Tipe III: Tanaman darat dalam endapan yang mengandung batu bara. Tipe ini umumnya menghasilkan gas dan sedikit minyak.

Tipe IV: bahan-bahan tanaman yang teroksidasi. Tipe ini tidak bisa menghasilkan minyak dan gas.

Kandungan kerogen dari suatu source rock dikenal dengan TOC (Total Organic Carbon), dimana standar minimal untuk 'keekonomisan' harus lebih besar dari 0.5%.

Implikasi penting dari pengetahuan tipe kerogen dari sebuah prospek adalah kita dapat memprediksikan jenis hidrokarbon yang mungkin dihasilkan (minyak, gas, minyak & gas bahkan tidak ada migas)


2.1.2 Kematangan (Maturasi)

Maturasi adalah proses perubahan secara biologi, fisika, dan kimia dari kerogen menjadi minyak dan gas bumi. Proses maturasi berawal sejak endapan sedimen yang kaya bahan organic terendapkan. Pada tahapan ini, terjadi reaksi pada temperatur rendah yang melibatkan bakteri anaerobic yang mereduksi oksigen, nitrogen dan belerang sehingga menghasilkan konsentrasi hidrokarbon.

Proses ini terus berlangsung sampai suhu batuan mencapai 50 derajat celcius. Selanjutnya, efek peningkatan temperatur menjadi sangat berpengaruh sejalan dengan tingkat reaksi dari bahan-bahan organik kerogen.

Karena temperatur terus mengingkat sejalan dengan bertambahnya kedalaman, efek pemanasan secara alamiah ditentukan oleh seberapa dalam batuan sumber tertimbun (gradien geothermal).

Gambar dibawah ini menunjukkan proporsi relatif dari minyak dan gas untuk kerogen tipe II, yang tertimbun di daerah dengan gradien geothermal sekitar 35 °C km -1 .


 


from OpenLearn – LearningSpace

Terlihat bahwa minyak bumi secara signifikan dapat dihasilkan diatas temperature 50 °C atau pada kedalaman sekitar 1200m lalu terhenti pada suhu 180 derajat atau pada kedalaman 5200m. Sedangkan gas terbentuk secara signifikan sejalan dengan bertambahnya temperature/kedalaman.

Gas yang dihasilkan karena factor temperatur disebut dengan termogenic gas, sedangkan yang dihasilkan oleh aktivitas bakteri (suhu rendah, kedalaman dangkal <600m) disebut dengan biogenic gas.

Gambar di bawah ini merupakan contoh penampang kedalaman dari lapisan-lapisan batuan sumber, serta prediksi temperatur dengan cara menggunakan contoh kurva di atas. Dari penampang ini dapat diprediksikan apakah source tersebut berada dalam oil window, gas window, dll. Metoda ini dikenal dengan metoda Lopatin ( 1971). Terlihat jelas, metoda Lopatin hanya berdasarkan temperature dan mengabaikan efek reaksi kimia serta biologi.


 


Courtesy Fettes College

2.1.3 Reservoir (Batuan Penyimpan)

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 karbonat dengan porositas 15-30% (baik porositas primer maupun sekunder) serta permeabilitas minimum sekitar 1 mD (mili Darcy) untuk gas dan 10 mD untuk minyak ringan (light oil).

Berikut contoh-contoh reservoir berikut nilai porositas, permeabilitas, dll. (klik untuk memperbesar):


 


from OpenLearn – LearningSpace


 

2.1.4 Migrasi

Migrasi adalah proses trasportasi minyak dan gas dari batuan sumber menuju reservoir. Proses migrasi berawal dari migrasi primer (primary migration), yakni transportasi dari source rock ke reservoir secara langsung. Lalu diikuti oleh migrasi sekunder (secondary migration), yakni migrasi dalam batuan reservoir nya itu sendiri (dari reservoir bagian dalam ke reservoir bagian dangkal).


 


from OpenLearn – LearningSpace

Prinsip dasar identifikasi jalur-jalur migrasi hidrokarbon adalah dengan membuat peta reservoir. Kebalikannya dari air sungai di permukaan bumi, hidrokarbon akan melewati punggungan (bukit-bukit) dari morfologi reservoir. Daerah yang teraliri hidrokarbon disebut dengan drainage area (Analogi Daerah Aliran Sungai di permukan bumi). Jika perangkap tersebut telah terisi penuh (fill to spill) sampai spill point, maka hidrokarbon tersebut akan tumpah (spill) ke tempat yang lebih dangkal. Berikut contohnya:


Courtesy Sintef

2.1.5 Waktu Pengisian (Timing)

Waktu pengisian minyak dan gas bumi pada sebuah perangkap merupakan hal yang sangat penting. Karena kita menginginkan agar perangkap tersebut terbentuk sebelum migrasi, jika tidak, maka hidrokarbon telah terlanjur lewat sebelum perangkap tersebut terbentuk.


2.1.6 Jebakan (Trap)

Terdapat macam-macam perangkap hidrokarbon: perangkap stratigrafi (D), perangkap struktur (A-C) dan kombinasi (E).


from OpenLearn - Learning Space

2.1.7 Penyekat (Seal)

Seal adalah system batuan penyekat yang bersifat tidak permeable seperti batulempung/mudstone, anhydrite dan garam.


2.1.8 Pecahan (Fracture Gradient)

Didalam evaluasi prospek, kurva fracture gradient diperlukan diantaranya untuk memprediksi sejauh mana overburden rocks mampu menahan minyak dan gas bumi. Semakin tebal suatu overburden, maka semakin banyak volume hydrocarbon yang mampu 'ditahan'.

Gambar dibawah ini menunjukkan kurva fracture gradient dari gas, minyak dan air formasi dari sebuah lapangan. Berdasarkan kurva ini, jika kita memiliki sebuah perangkap dengan ketebalan overburden (c), maka ketebalan kolom gas maksimal yang mampu ditahan adalah (c-a), dan ketebalan kolom minyak adalah (c-b), selebihnya hidrokarbon tersebut akan merembes keluar penyekat.


 


kurva fracture gradient dari gas, minyak dan air formasi


 

BAB III

TINJAUAN UMUM RESERVOIR


 

Reservoir adalah suatu tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi. Pada umumnya reservoir minyak memiliki karakteristik yang berbeda-beda tergantung dari 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.


 

3.1. 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 kadang-kadang 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.


3.1.1 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 :

Ф    = 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, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :

  1. Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.

Dimana :

Ф e = Porositas efektif, fraksi (%)

ρg = Densitas butiran, gr/cc

ρb = Densitas total, gr/cc

ρf = Densitas formasi, gr/cc

Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, 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 :

3.1.2. 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 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 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 – 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

3.1.3. 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 diproduksi semuanya. Hal ini disebabkan adanya saturasi minimum fluida yang tidak dapat diproduksi lagi atau disebut dengan irreducible saturation sehingga berapa besarnya fluida yang diproduksi 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)

3.1.4. 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 sebagai 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 "factor

formasi" dari Archie yang didefinisikan :


Dimana :

Ro = resistiviti batuan yang terisi minyak

Rw = resistiviti batuan yang terisi air

3.1.5. 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 adhesi antara batuan dan partikel 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. Sudut kontak diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga 0o – 180o, yaitu antara air dengan padatan, sehingga tegangan 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

3.1.5.1. 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.

3.1.5.2. 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°)>

3.1.5.4. 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 dengan 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 pembasah menurun dan saturasi non-wetting phase meningkat.

Adapun skema proses imbibisi dan drainage dapat dilihat pada gambar 4 berikut :



3.1.6. 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 dengan fluida yang berisi 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


 

3.2. Karakteristik Minyak Bumi

Setiap reservoir yang ditemukan, akan diperoleh sekelompok molekul yang terdiri dari elemen kimia Hidrogen (H) dan Karbon (C). Minyak dan 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 mengakibatkan 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. Sifat-sifat minyak bumi yang akan dibahas adalah densitas dan spesifik grafiti, viskositas, faktor volume formasi, kelarutan gas, kompressibilitas dan tekanan bubble point.


 


 

3.2.1 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 sebagai 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 memiliki nilai antara 47 °API untuk minyak ringan sampai 10 °API untuk minyak berat.

3.2.2. 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 dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan menurunkan viskositas minyak dan dengan bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak maka viskositas minyak juga akan turun. Hubungan antara viskositas minyak dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 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.

3.2.3. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo )

Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak pada tekanan dan temperatur reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel 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.

3.2.4. 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 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.

3.2.5. Kompressibilitas Minyak ( Co )

Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan. Secara matematis didefinisikan sebagai berikut:



Pada kondisi tekanan di bawah bubble point, Co didefinisikan sebagai berikut :


Dengan menggunakan grafik korelasi, 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.

3.2.6. Tekanan Bubble Point (Pb)

Tekanan bubble point (titik gelembung) suatu sistem hidrokarbon didefinisikan sebagai tekanan tertinggi dimana gelembung gas mulai pertama kali 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 :



 

3.3. Mekanisme Pendorong Reservoir

Minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoir ke lubang sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongnya. 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.

3.3.1. 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.


3.3.2. 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.


3.3.3. Water Drive

Jika air berada dibawah zona minyak pada suatu reservoir, maka dengan tekanan yang dimiliki oleh air ini akan membantu minyak bergerak keatas. Jika minyak dieksploitasi, tekanan direservoir akan dijaga (mainteained) oleh gaya hidrostatik air yang masuk menggantikan minyak yang telah terproduksi. Energi 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

3.3.4. 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) dengan komulatif produksi minyak (Np) meningkat dengan cepat (GOR) meningkat

3. Produksi air hampir tidak ada (relatif sangat kecil)

3.3.5. 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 berikut :

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)

3.3.6. 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.


3.4. 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 terus sampai terjebak didalam suatu wadah yang tidak bisa 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.

3.4.1. 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.

3.4.2. 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 volume minyak. Pada saat tekanan reservoir mencapai tekanan bubble point maka gas akan keluar dari minyak.


 

3 comments: