BAB IPENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang MasalahSeiring dengan bertambahnya masa produksi suatu lapangan, produktivitasnya akan semakin berkurang. Hal ini disebabkan bertambahnya jumlah minyak yang telah diproduksikan dari reservoir, dan berpengaruh terhadap berkurangnya energi reservoir alamiah yang diperlukan untuk mengalirkan minyak ke dalam sumur produksi. Pada banyak reservoir minyak, tekanan reservoir juga akan berkurang selama produksi berlangsung. Penurunan tekanan reservoir dibawah tekanan jenuh (Bubble Point) dari hidrokarbon mengakibatkan keluarnya gas (komponen hidrokarbon yang ringan) dari dalam minyak. Gelembung gas akan membentuk fasa yang berkesinambungan dan mengalir ke arah sumur sumur produksi, bila saturasinya melampaui harga saturasi equilibrium. Saturasi equilibrium adalah kondisi dimana saturasi oil, gas dan air nya dalam kondisi yang setimbang. Terproduksinya gas ini akan mengurangi energi yang tersedia secara alami untuk memproduksikan minyak, sehingga jumlah minyak yang dapat diproduksikan (recovery) secara alami dapat berkurang pula. Secara umum dapat dikatakan bahwa penurunan tekanan yang tidak terkontrol memberikan kontribusi terhadap pengurangan recovery. Pada tahap primary recovery tersebut dimana pada saat minyak diproduksikan dengan tenaga alamiah dan pada tahap secondary recovery dimana minyak diinjeksi dengan air untuk diproduksikan, maka tidak seluruhnya minyak dapat diangkat ke permukaan sehingga menyebabkan adanya cadangan minyak tersisa yaitu cadangan minyak yang belum dapat diproduksikan pada tahap primary recovery karena cadangan minyak terjebak didalam matrik batuan. Hal tersebut disebabkan karena berkurangnya tekanan di dalam reservoir, pengaruh tekanan kapiler dan sifat kebasahan batuan yang kuat, distribusi fluida reservoir yang tidak merata, tingginya viskositas minyak, kecilnya porositas dan permeabilitas batuan, serta besarnya tegangan antar muka. Untuk mengatasi hal tersebut maka perlu diterapkan tahap selanjutnya yaitu tahap tertiery recovery atau biasa yang disebut dengan metode Enhanced Oil Recovery (EOR) yang sesuai dengan kondisi reservoir di masing masing sumur minyak.Pada teknik produksi primer (primary recovery) yaitu memproduksikan minyak dengan cara sembur alam atau pengangkatan buatan karena tidak semua minyak yang ada di dalam reservoir dapat diperoleh ke permukaan karena kemampuan reservoir untuk mengangkat minyak sangat terbatas. Dengan demikian akan tertinggal minyak yang tidak dapat diproduksikan atau terdapat saturasi minyak tersisa (Sor).Penurunan produksi akan selalu diiringi dengan penurunan tekanan reservoir. Penurunan tekanan reservoir dapat diperlambat secara alami bila penyerapan reservoir oleh sumur sumur produksi diimbangi oleh perembesan air ke dalam reservoir dari aquifer. Air ini berperan sebagai pengisi atau pengganti minyak yang terproduksi disamping berperan sebagai media pendesak. Mekanik produksi minyak yang mengandalkan tenaga penambahan dari gas yang keluar dari larutan (Depletion Drive). Kenyataan ini mendorong orang untuk melakukan proses penginjeksian air (Waterflooding) dari permukaan bumi kedalam reservoir minyak.Salah satu alasan yang dapat dikemukakan mengapa dilakukannya Enhanced Oil Recovery (EOR) atau peningkatan perolehan minyak adalah karena nilai ekonomis hidrokarbon yang tersisa dari tahapan produksi primer (primary recovery) masih menguntungkan untuk diproduksikan lagi dengan penerapan metode EOR tertentu.Tidak semua metode EOR bisa diaplikasikan di berbagai jenis reservoir. Masih banyak klasifikasi atau kriteria khusus untuk menetapkan pemilihan jenis EOR yang tepat. Waterflooding atau yang sering disebut dengan injeksi air juga merupakan salah satu metode EOR, perlu adanya penganalisaan untuk mengetahui bagaimana prinsip kerja dari metode ini dan di reservoir yang bagaimana metode ini dapat di aplikasikan agar pengurasan hidrokarbon dapat dilakukan semaksimal mungkin.

1.2. Maksud Dan TujuanMaksud penulisan komprehensif ini adalah sebagai salah satu persyaratan program perkuliahan untuk dapat melaksanakan Tugas Akhir dan sebagai salah satu syarat kelulusan.Sedangkan tujuan ditulisnya komprehensif ini sebagai metode peningkatan perolehan minyak, karena nilai ekonomis hidrokarbon yang tersisa dari tahapan produksi primer (primary recovery) masih menguntungkan untuk diproduksikan lagi dengan penerapan metode EOR tertentu.Adapun tujuan dari penulisan komprehensif ini adalah agar dapat :1. Untuk mengetahui kemampuan maksimal suatu lapangan dapat diproduksikan.2. Mengetahui perbedaan antara efisiensi pendesakan dan efisiensi penyapuan pada waterflooding.3. Menentukan efisiensi recovery minyak maksimum waterflood dengan menggunakan metode Buckley-Leverent.

1.3. Batasan MasalahDalam penulisan komprehensif ini penulis menitik beratkan pada penjelasan secara umum tentang metode Enhanced Oil Recovery dan lebih spesifik pada penjelasan mengenai prinsip kerja dari metoda Waterflooding.

1.4. Sistematika PenulisanPada dasarnya pembaca akan melihat abstrak dari suatu laporan sebelum membaca laporan secara keseluruhan. Untuk lebih mempermudah para pembaca dalam memahami isi dari komprehensif yang penulis sajikan, maka penulis memberikan suatu sistematika penulisan yang mana ini komprehensif ini terdiri dari beberapa bab yang saling berhubungan satu dengan yang lainnya sebagai berikut:

BAB IPENDAHULUANBab ini berisi tentang latar belakang, maksud dan tujuan komprehensif, batasan masalah, serta sistematika penulisan.

BAB IIKARAKTERISTIK RESERVOIRBab ini berisi tentang penjelasan mengenai karakteristik batuan reservoir, karakteristik fluida reservoir, kondisi reservoir dan juga jenis jenis dari reservoir.

BAB IIIMETODE ENHANCED OIL RECOVERYPada bab ini berisi tentang penjelasan dari pengertian metode Enhanced Oil Recovery (EOR), faktor faktor yang mempengaruhi efektivitas EOR dan macam macam metode dari Enhanced Oil Recovery (EOR).

BAB IVWATERFLOODINGBab ini memberikan penjelasan mengenai pengertian Waterflooding, prinsip kerja Waterflooding, tujuan dilakukannya Waterflooding, desain sumur Waterflooding, monitoring lapangan dari Waterflooding dan perkiraan perolehan minyak dengan metode Waterflooding.

BAB VSTUDI KASUSPada bab ini akan dibahas mengenai kasus lapangan dengan penambahan beberapa sumur injeksi dengan perhitungan menggunakan metode Buckley-Leverett.

BAB VIPEMBAHASANDalam bab ini akan memberikan ulasan atau rangkuman dari studi kasus pada bab sebelumnya.

BAB VIIKESIMPULANBab ini berisi ulasan atau jawaban dari semua tujuan dari penulisan laporan komprehensif ini.150

145

BAB IIKARAKTERISTIK RESERVOIR

Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasi atau terkumpulnya fluida hidrokarbon, yang terdiri dari minyak dan gas, dan air. Proses bisa terjadinya akumulasi minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa persyaratan, yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir minyak bumi. Unsur-unsur yang menyusun reservoir adalah sebagai berikut :1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak bumi, gas bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang porous dan permeable.2. Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.3. Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk reservoir yang berupa suatu sinklin, yakni suatu bentuk cekungan dimana nantinya akan terisi fluida yang secara urutannya dari densitas yang paling ringan ke densitas yang paling besar adalah fasa gas, minyak dan air.

Karakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi reservoir itu sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan. Ketiga faktor itulah yang akan kita bahas dalam mempelajari karakteristik reservoir.

Gambar 2.1. Karakteristik Reservoir (Pettijohn, F. J., Sedimentary Rock, 1957)2.1.Karakteristik Batuan ReservoirBatuan 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.Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Diagram di bawah ini.

Gambar 2.2. Diagram Komponen Penyusun Batuan (Pettijohn, F. J., Sedimentary Rock, 1957)

Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya. Mineral merupakan zat-zat yang tersusun dari komposissi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumus-rumus dimana menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya yang terdapat dalam mineral tersebut.

2.1.1.Komposisi Kimia Batuan ReservoirBatuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir, batuan karbonat dan shale atau kadang-kadang vulkanik.a) Batu PasirMenurut Pettijohn, batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu : Orthoquarzites, Graywacke dan Arkose. Orthoquarzites, merupakan jenis batuan sedimen yang terbentuk dari proses yang menghasilkan unsur silica yang tinggi, dengan tidak mengalami metamorfosa dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral kwarsa (quartz) dan mineral lainnya yang stabil. Material pengikatnya (semen) terutama terdiri atas carbonate dan silica. Graywacke, merupakan jenis batupasir yang tersusun dari unsur-unsur mineral yang berbutir besar, terutama kwarsa dan feldspar serta fragmen-fragmen batuan. Material pengikatnya adalah clay dan carbonate. Arkose, merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari quartz sebagai mineral yang dominan, meskipun seringkali mineral arkose feldspar jumlahnya lebih banyak dari quartz.

b) Batuan KarbonatBatuan karbonat adalah batuan sedimen yang mempunyai komposisi yang dominan (lebih dari 50%) terdiri dari garam-garam karbonat. Seluruh proses pembentukan batuan karbonat tersebut terjadi pada lingkungan laut, sehingga praktis bebas dari detritus asal darat, yang dalam prakteknya secara umum meliputi Limestone dan Dolomit. Limestone, adalah kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80% calcium carbonate atau magnesium. Fraksi penyusunnya terutama oleh calcite. Dolomite, adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari Limestone yang mengandung unsur karbonat lebih besar dari 50%. Komposisi kimia dolomite hampir mirip dengan Limestone, kecuali unsur MgO merupakan unsur yang penting dan jumlahnya cukup besar.

c) Batuan ShalePada umumnya unsur penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58% silicon dioxide (SiO2), 15% aluminium oxide (Al2O3), 6% iron oxide (FeO) dan Fe2O3, 2% magnesium oxide (MgO), 3% calcium oxide (CaO), 3% potassium oxide (K2O), 1% sodium oxide (Na2O) dan 5% air (H2O). sisanya adalah metal oxide dan anion.

2.1.2.Sifat Sifat Fisik Batuan ReservoirKarakteristik formasi merupakan faktor yang tidak bisa diubah, sehingga tidak dapat dikontrol. Batuan formasi mempunyai sifat-sifat atau karakteristik yang secara umum dikelompokkan menjadi dua, yaitu sifat fisik batuan dan sifat mekanik batuan. Sifat-sifat fisik batuan meliputi : porositas, saturasi, permeabilitas serta kompressibilitas, sedangkan sifat-sifat mekanik batuan meliputi : strength (kekuatan) batuan, hardness (kekerasan) batuan, abrasivitas, elastisitas dan tekanan batuan. Pada bagian ini akan dibahas mengenai sifat fisik dari batuan reservoir.1) Porositas ()Dalam reservoir minyak, porositas mengambarkan persentase dari total ruang yang tersedia untuk ditempati oleh suatu cairan atau gas.

Gambar 2.3. Porosity (Fagan, Alphonsus, An Introduction to The Petroleum Industry. 1991)Porositas dapat didefinisikan sebagai perbandingan antara volume total pori-pori batuan dengan volume total batuan per satuan volume tertentu, yang jika dirumuskan :

(2-1)

Dimana : = Porositas absolute (total), fraksi (%)Vp= Volume pori-pori, ccVb= Volume batuan (total), ccVgr= Volume butiran, cc

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:a. Porositas absolute, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut:

(2-2)

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

x 100% = (2-3)

Dimana :e= Porositas efektif, fraksi (%)g= Densitas butiran, gr/ccb= Densitas total, gr/ccf= Densitas formasi, gr/ccBerdasarkan 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 berikut :

Tabel 2.1. Ukuran Porositas dan KualitasPorositas (%)Kualitas

0 5Dianggap Jelek Sekali

5 10Dianggap Jelek

10 15Dianggap Sedang

15 20Dianggap Baik

Diatas 20Sangat Baik

Sumber : Sonny Irawan (2000)

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.

Gambar 2.4. Permeability (Fagan, Alphonsus, An Introduction to The Petroleum Industry. 1991)

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 dinyatakan dalam rumus sebagai berikut :

(2-4)

Dimana :Q= laju alir fluida, cc/detK= permeabilitas, darcy= viskositas, cpdP/dL= gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cmA= luas penampang, cm2

Tanda negatif pada persamaan menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut. 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 Darcy berlaku pada kondisi :1. Alirannya mantap (steady state)2. Fluida yang mengalir satu fasa3. Viskositas fluida yang mengalir konstan4. Kondisi aliran isothermal5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal6. Fluidanya incompressible

Skala permeabilitas yang diukur dalam satuan lapangan adalah sebagai berikut:1. Ketat (tight), kurang dari 5 md2. Cukup (fair), antara 5-10 md3. Baik (good), antara 10-100 md4. Baik sekali (very good), antara 100 1000 md

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu : Permeabilitas absolute (Kabs)Permeabilitas absolute 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)Permeabilitas efektif 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)Permeabilitas relatif yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap permeabilitas absolute. Harga permeabilitas relatif antara 0 1 darcy. Dapat juga dituliskan sebagai beikut :

(2-5)

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 :

Krw = (2-6)Kro = (2-7)Krg = (2-8)

Dimana :Krw= Permeabilitas relatif airKro= Permeabilitas relaitf minyakKrg= Permeabilitas relatif gas

Permeabilitas relatif ini merupakan fungsi kombinasi dari geometri pori, kebasahan batuan, distribusi fluida, dan sejarah saturasi. Dengan demikian, untuk menggambarkan aliran simultan minyak dan air di reservoir dengan menggunakan hukum Darcy, maka permeabilitas absolut k diganti dengan permeabilitas efektif ko (Sw) dan kw (Sw). pada gambar grafik dapat dilihat karakteristik permeabilitas relatif.

Gambar 2.5. Karakteristik Permeabilitas Relatif (Asep Kurnia Permadi, 2004)

3) Tegangan PermukaanDi dalam sistem multifasa terjadi gaya tarik menarik di daerah interface (antar muka) pada fluida yang tidak saling bercampur missal antara minyak dan air apabila dicampurkan maka akan muncul tegangan antar muka sehingga minyak dan air tetap dalam keadaan terpisah.Jadi tegangan antar muka muncul akibat adanya gaya unbalanced dari molekul molekul fluida, sehingga diantara permukaan molekul molekul tersebut muncul suatu membran. Dalam kata lain tegangan antar muka adalah besarnya gaya per satuan panjang yang diperlukan untuk memperluas permukaan interface, umunya ditulis dalam satuan dyne/cm2.

4) SaturasiSaturasi 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 :

Sw = (2-9)

So = (2-10)

Sg = (2-11)

Total saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida :

Sw + So + Sg = 1(2-12)

Untuk sistem air-minyak, maka persamaan (2-12) dapat disederhanakan menjadi :

Sw + So = 1(2-13)

Distribusi fluida pada injeksi air di batuan reservoir water wet, ditunjukkan pada gambar dibawah ini. Pada saat sebelum air diinjeksi, saturasi air connate rendah dan di reservoir sebagai lapisan film pada butiran pasir, dan pori batuan lainnya terisi oleh minyak.

Gambar 2.6. Distribusi Fluida Sepanjang injeksi Air pada Batuan Water wet (John Lee, 1995)

Fluida yang mengisi reservoir bisanya tidak terdistribusi secara merata melainkan bervariasi, tergantung pada kecepatan distribusi ukuran pori batuan serta kecenderungan sifat pembasahan fluida. Pada saat produksi primer terjadi pengurangan saturasi fluida disekitar sumur produksi, sehingga akan memperngaruhi distribusi saturasi secara keseluruhan.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 :

St = 1 (Swi + Sgi + Soi)(2-14)

Dimana:St= Saturasi total fluida terproduksiSwirr= Saturasi air tersisa (iireducible)Sgirr= Saturasi gas tersisa (iireducible)Soirr= Saturasi minyak tersisa (iireducible)

5) ResistivitiBatuan 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 :

(2-15)

Dimana := Resistiviti fluida didalam batuan, ohm-mr= Tahanan, ohmA= Luas area konduktor, m2L= Panjang konduktor, m

Konsep dasar untuk mempelajari sifat kelistrikan batuan diformasi digunakan konsep faktor formasi dari Archie yang didefinisikan :

(2-16)

Dimana :Ro= Resistiviti batuan yang terisi minyakRw= Resistiviti batuan yang terisi air

6) WettabilitiWettabiliti 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. Untuk sistem fasa fluida pembasahnya dibedakan atas:

a) Wetting Phase FluidFasa fluida pembasah biasanya akan dengan mudah membasahi permukaan batuan, akan tetapi karena adanya gaya tarik menarik antara batuan dan fluida, fasa pembasahan 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 FluidNon wetting phase fluid sukar membasahi batuan. dengan adanya gaya repulsive (tolak) antar batuan dan fluida menyebabkan Non-Wetting Phase Fluid akan menempati sebagian besar pori pori batuan. Non-Wetting Phase Fluid umumnya sangat mudah bergerak.Jika dua fluida yang saling tidak bercampur (immicible) ditempatkan pada permukaan zat padat, maka salah satu fasa akan tertarik lebih kuat disbanding fasa yang lain sehingga cenderung akan membasahi permukaan zat padat. Terjadinya gaya tarik menarik (gaya adhesi) pada kontak interaksi zat cair dan zat padat merupakan faktor dari tegangan permukaan antara kedua permukaan zat tersebut.

Gambar 2.7. Sistem pembasahan batuan oleh air dan minyak (John Lee,1995)

Gambar diatas memperlihatkan sistem air-minyak yang kontak dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar . 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 :

(2-17)Dimana :AT= Tegangan adhesi, dyne/cmso=Tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cmsw=Tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cmwo=Tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm=Sudut kontak air-minyak

Suatu cairan yang dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positif (q < 90o), yang berarti batuan bersifat water wet, sedangkan bila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negative (q > 90o), berarti batuan bersifat oil wet.Pada umumnya, reservoir bersifat water wet yang dicari, sehingga air cenderung untuk melekat pada permukaan batuan, sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air.

7) 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 :

Pc = Pnw Pw(2-18)

Dimana :Pc= Tekanan kapiler, dyne/cm2Pnw=Tekanan pada permukaan fluida non wetting phase, dyne/cm2Pw=Tekanan pada permukaan fluida wetting phase, dyne/cm2

Gambar 2.8. Proses aliran sistem imbibisi dan drainage (John Lee, 1995)

Tekanan kapiler dipengaruhi oleh ukuran dari rongga pori, besarnya sudut kontak antara fasa yang membasahi dengan sifat pembasah batuan, serta tegangan permukaan dari fasa fluida. Pada gambar 2.8. memperlihatkan proses aliran sistem imbibisi dan drainage dengan hubungan tekanan kapiler (Pc) terhadap saturasi air (Sw). secara ringkas, kedua proses yang menggambarkan hubungan Pc dan Sw tersebut dalam kaitannya dengan proses recovery di reservoir adalah:1. ImbibisiPenggantian fluida yang membasahi (air) oleh fluida yang tidak membasahi (minyak) disebut dengan imbibisi. Contoh : injeksi gas kedalam reservoir minyak atau sistem tenaga dorong depletion drive.2. DrainagePenggantian fluida yang tidak membasahi (minyak) oleh fluida yang membasahi (air) disebut dengan drainage. Contoh : injeksi air kedalam reservoir.

Hubungan tekanan kapiler di dalam rongga pori batuan juga 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 tersebut merupakan besarnya tekanan kapiler didalam tabung.

Gambar 2.9. Tekanan Dalam Pipa Kapiler (Ahmed, Tarek H,Reservoir Engineering_2E. 1946)

Untuk sistem udara-air :

Pa Pw = Pc = (2-19)

Untuk sistem minyak-air:

Pa Pw = Pc = ((2-20)

Dimana :Pa= Tekanan udara, dyne/cm2Pw= Tekanan air, dyne/cm2Pc= Tekanan kapiler, dyne/cm2w= Densitas air, gr/cco= Densitas minyak, gr/ccg= Percepatan gravitasi, m/det2h= Tinggi kolom, m

2.2. Karakteristik Fluida ReservoirFluida reservoir yang tedapat dalam ruang pori-pori batuan reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang sangat kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifat-sifat dari fluida hidrokarbon perlu dipelajari untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dari rservoir menuju dasar sumur mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain-lain.Fluida reservoir dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak.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.2.2.1. Sifat Sifat Fisik Fluida ReservoirFluida 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, dan kompressibilitas.

2.2.1.1.Sifat Fisik GasGas bumi merupakan campuran dari hidrokarbon golongan parafin terdiri dari C1 sampai C4 tiap molekulnya. Tetapi sering ditemukan gas bumi yang mengandung hidrokarbon dengan berat molekul lebih besar dari molekul C1 sampai C4.Disamping senyawa hidrokarbon, gas bumi juga mengandung CO2, N2, H2S, He dan uap air. Pada umumnya proses terbesar pembentuk gas bumi adalah komponen methana yang dapat mencapai 98%.Sifat fisik gas yang akan dibahas disini adalah densitas, viskositas, faktor volume formasi gas dan kompresibilitas gas. Sifat-sifat ini memberi peranan dalam perkiran-perkiraan reservoir yaitu sebagai berikut:

a) Specific gravity GasSpecific gravity Gas adalah perbandingan antara berat molekul gas tersebut terhadap berat molekul udara kering pada tekanan dan temperatur yang sama. Ada dua hukum tentang specific gravity gas, yaitu hukum efusi/difusi dari Graham dan hukum Avogadro.Hukum efusi/difusi menyatakan bahwa laju efusi dan difusi dua gas pada temperatur dan tekanan yang sama berbanding terbalik dengan akar kuadrat massa jenisnya. Adapun persamaannya adalah :

(2-21)

Dimana :v = kecepatan efusi/difusi gasd = densitas gas.

Hukum Avogadro mengatakan bahwa kondisi tekanan, temperatur dan volume tertentu, massa jenis gas berbanding lurus dengan berat molekulnya, atau secara matematis dinyatakan sebagai berikut :

(2-22)

Dimana :d = densitas gas.M = berat molekul gas

Didalam specific gravity gas memiliki faktor deviasi gas, biasanya dinamakan dengan gas ideal. Suatu gas ideal adalah fluida yang :1. Memiliki volume dari molekul relatif dapat diabaikan dibandingkan dengan volume dari fluida secara menyeluruh.2. Tidak memiliki gaya tarik atau gaya tolak antara sesama molekul atau antara molekul dengan dinding dari tempat dimana gas itu berada.3. Semua tumbukan dari molekul elastis murni, yang berarti tidak ada kehilangan energi dalam akibat tubrukan tadi.

Dasar untuk menggambarkan suatu gas ideal adalah hukum gas, antara lain hukum Boyle, hukum Charles dan hukum Avogadro. Dari gabungan antara ke tiga hukum tersebut, didapat persamaan kesetimbangan :

P.V = n.R.T(2-23)

Dimana :P= Tekanan, psiaV= Volume, cuftT= Temperatur, oRn= Jumlah mol gasR= Konstanta, 10.732 psia cuft/lb-mol oR

Faktor deviasi gas adalah perbandingan antara volume gas pada keadaan tekanan dan temperatur sebenarnya dibagi dengan volume gas pada keadaan ideal/standar.Sehingga persamaan kesetimbangan :P.V = Z.n.R.T(2-24)

Harga faktor deviasi gas tergantung dari perubahan tekanan, temperatur atau komposisi gas. Katz dan Standing telah menghasilkan grafik korelasi :

Z = f (Ppr, Tpr)(2-25)

Dimana Persamaannya adalah : Ppr = P/PpcTpr = T/TpcTpc = yi. Tci,Ppc = yi. Pci.

Dimana :yi = fraksi mol komponen iTci = temperatur kritis komponen ke I, oRPci = tekanan kritis komponen ke I, psia

b) Faktor Volume Formasi Gas (Bg)Faktor volume formasi gas (Bg) didefinisikan sebagai perbandingan volume gas dalam kondisi reservoir dengan volume gas dalam kondisi permukaan. Adapun persamaannya penentuan factor volume formasi gas (Bg) dengan asumsi menggunakan Tsc = 520 oR dan Psc = 14.7 psia serta Zsc = 1, maka persamaan faktor volume formasi gas (Bg) adalah :

Bg = atau Bg = (2-26)

c) Kompressibilitas Gas (Cg)Kompressibilitas isothermal dari gas diukur dari perubahan volume per unit volume dengan perubahan tekanan pada temperatur konstan. Adapun persamaan kompressibilitas gas adalah : Gas ideal : (2-27) Gas nyata : (2-28)

d) Viskositas Gas (g)Viskositas adalah gesekan dalam fluida (resistance) untuk mengalir. Jika gesekan antara lapisan fluida kecil (low viscosity), gaya shearing yang ada akan mengakibatkan gradien kecepatan besar sehingga mengakibatkan fluida untuk bergerak. Jika viskositas bertambah maka masing-masing lapisan fluida mempunyai gaya gesek yang besar pada persinggungan lapisan, sehingga kecepatan akan menurun.Viskositas dari fluida didefinisikan sebagai perbandingan shear force per unit luas dengan gradien kecepatan. Viskositas dinyatakan dengan Centipoise (cp).Viscositas dari suatu gas campuran tergantung pada tekanan, temperatur dan komposisi. Carr-Kobayashi-Burrows membuat persamaan yaitu :

(2-29)

Dimana : 1 = viskositas pada tekanan 1 atm = viskositas pada tekanan > 1 atm

e) Densitas Gas (g)Densitas gas (g) didefinisikan sebagai massa gas per satuan volume. Dari definisi ini kita dapat menggunakan persamaan keadaan untuk menghitung densitas gas pada berbagai P dan T tertentu, yaitu:(2-30)

Dimana : m=berat gas, lbV= volume gas, cuftM=berat molekul gas, lb/lb moleP= tekanan reservoir, psiaT=temperatur, oRR= konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole oR2.2.1.2.Sifat Fisik MinyakDengan mengetahui sifatsifat fisik minyak kita dapat memperkirakan dan merencanakan pemboran, penyelesaian sumur, produksi serta sistem pengiriman yang efisien dan aman.

a) Densitas Minyak.Berat jenis minyak atau oil density didefinisikan sebagai perbandingan berat minyak terhadap volume minyak. Densitas minyak dinyatakan dengan spesific gravity. Hubungan berat jenis minyak dengan spesific gravity didasarkan pada berat jenis air, dengan Persamaan :

SG Minyak = (2-31)

Didalam dunia perminyakan, spesific gravity minyak sering dinyatakan dalam satuan oAPI (American Petroleum Instute). Hubungan SG minyak dengan oAPI dapat dirumuskan sebagai berikut :

oAPI = (2-32)

Hargaharga oAPI untuk beberapa jenis minyak : minyak ringan, 30 oAPI minyak sedang, berkisar 20 - 30 oAPI minyak berat, berkisar 10 - 20 oAPI

b) Viscositas MinyakViscositas minyak sangat dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Hubungan antara viscositas minyak (o) terhadap tekanan dapat dijelaskan sebagai berikut:Bila tekanan mulamula di atas tekanan gelembung, maka penurunan tekanan akan menyebabkan viscositas minyak berkurang, karena penambahan volume minyak, berarti gas yang terkandung di dalam minyak cukup besar. Kemudian bila tekanan diturunkan sampai tekanan gelembung, maka penurunan tekanan di bawah tekanan gelembung (Pb) akan menaikkan viscositas minyaknya, karena pada keadaan ini mulai dibebaskan sejumlah gas dari larutan minyak.

c) Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)Kelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya SCF gas yang terlarut dalam 1 STB minyak pada kondisi standart 14.7 psia dan 60 oF, ketika minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir. Faktorfaktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak antara lain : Tekanan reservoirBila temperatur dianggap tetap maka Rs akan naik bila tekanannya naik, kecuali jika tekanan gelembung (Pb) telah terlewati. Temperatur reservoirJika tekanan dianggap tetap maka Rs akan turun jika temperatur naik. Komposisi gasPada tekanan dan temperatur tertentu Rs akan berkurang dengan naiknya berat jenis gas. Komposisi minyakPada temperatur dan tekanan tertentu Rs akan naik dengan turunnya berat jenis minyak atau naiknya oAPI minyak. Kelarutan gas dalam minyak sangat dipengaruhi oleh cara bagaimana gas dibebaskan dari larutan hidrokarbon.d) Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume dalam barrel pada kondisi reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psia, 60oF). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb. Istilah faktor penyusutan atau shrinkage factor sering digunakan sebagai kebalikan dari harga faktor volume formasi minyak ( Bo).

e) Kompresibilitas MinyakKompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan. Untuk kompressibilitas minyak yang berada diatas tekanan gelembung dapat dinyatakan dengan :

Co = - (2-33)

Kompressibilitas minyak jenuh jelas lebih tinggi dibandingkan dengan minyak tak jenuh, karena adanya penurunan tekanan sebagai akibat keluarnya gas dari minyak volume total minyak sisa akan berkurang.Kompressibilitas minyak dibawah titik gelembung akan membesar bila dibandingkan dengan ketika berada diatas titik gelembung, hal ini dapat dijelaskan karena turunnya tekanan, gas akan membebaskan diri dari larutan. Volume minyak yang tertinggal akan berkurang dengan turunnya tekanan akibatnya volume fluida hidrokarbon total yang terdiri dari minyak dan gas alam lambat laun terjadi lebih banyak seiring dengan turunnya tekanan dan ini menyebabkan kompressibilitas sistem menjadi lebih tinggi dibandingkan dengan kompressibilitas cairan minyaknya sendiri.2.2.1.3. Sifat Fisik Air FormasiAir formasi hampir selalu dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak. Sering dijumpai dalam produksi suatu sumur minyak justru jumlah produksi air formasi lebih besar dari produksi minyaknya. Seperti pada gas dan minyak, maka sifat-sifat fisik air formasi meliputi : berat jenis air, viskositas air, faktor volume formasi air, kompresibilitas, dan kelarutan gas dalam gas.

a) Densitas Air Fomasi (w)Densitas air formasi adalah massa air murni pada suatu reservoir dinyatakan dengan massa per satuan volume, specific volume yang dinyatakan dalam persatuan massa dan specific gravity yaitu densitas air formasi pada suatu kondisi tertentu yaitu pada tekanan 14.7 psi dan temperatur 60 oF. Berat jenis formasi (w) pada reservoir dapat ditentukan dengan membagi w pada kondisi standart dengan faktor volume formasi (Bw) dan perhitungan itu dapat dilakukan bila air formasi jenuh terhadap gas alam pada kondisi reservoir.

b) Viskositas Air Formasi (w)Viskositas air formasi akan tergantung pada tekanan, temperatur dan tingkat salinitas yang dikandung air formasi tersebut. Viskositas air formasi (w) akan naik terhadap turunnya temperatur dan kenaikan tekanan. Kegunaan mengenai perilaku kekentalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir.

c) Faktor volume formasi air formasi (Bw)Faktor volume formasi air formasi (Bw) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan, penambahan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya suhu.

d) Kompressibilitas Air Formasi (Cw)Kompressibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume air formasi yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Kompressibilitas air murni tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air.Kompressibilitas air formasi dapat ditentukan dengan persamaan sebagai berikut :

Cw = Cwp (1 + 0.0088 Rsw)(2-34)

dimana : Rsw= kelarutan gas dalam air formasiCwp = kompressibilitas air murni, psi-1Cw = kompressibilitas air formasi, psi-1

e) Kelarutan Gas dalam Air FormasiKelarutan gas dalam air formasi akan lebih kecil bila dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur yang sama. Pada temperatur tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air formasi mula-mula menurun sampai harga minimum kemudian naik lagi terhadap naiknya suhu, dan kelarutan gas dalam air formasi akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam, dengan demikian kelarutan gas dalam air formasi juga dipengaruhi oleh kegaraman air formasi, maka harga kelarutan gas dalam air formasi perlu dikoreksi.

2.2.2. Komposisi Kimia Fluida ReservoirFluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair maupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama sama dengan endapan minyak.Sedangkan hidrokarbon sendiri, selain mengandung hydrogen (H) dan karbon (C) juga mengandung unsur unsur senyawa lain terutama belerang, nitrogen dan oksigen.

2.2.2.1. Komposisi Kimia HidrokarbonBentuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah yaitu dapat berupa gas, cair atau padatan tergantung dari komposisinya yang khusus serta tekanan dan temperatur yang mempengaruhinya. Endapan hidrokarbon yang berbentuk cair dikenal sebagai minyak bumi, sedangkan yang berbentuk gas dikenal sebagai gas bumi.Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hydrogen. Senyawa karbon dan hydrogen mempunyai banyak variasi yang berdasarkan jenis rantai ikatannya dibagi menjadi dua golongan yaitu :a) Golongan Asiklik (Parafin)Hidrokarbon jenis ini mempunyai rantai ikatan antar atom yang terbuka, terdiri dari hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tak jenuh.b) Golongan SiklikSedangkan hidrokarbon golongan siklik mempunyai rantai tertutup (susunan cincin). Golongan ini terdiri dari naftena dan aromatic.

Keluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog, anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui. Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom karbon pada struktur kimianya.

2.2.2.2. Komposisi Kimia Non-HidrokarbonSelain mengandung unsur hydrogen dan karbon (HC), pada minyak bumi juga terdapat komposisi unsur belerang, nitrogen, oksigen serta unsur unsur lain dengan presentase yang sedikit.

a) Senyawa BelerangKadar belerang dalam minyak bumi bervariasi anatara 4% sampai 6% beratnya. Kandungan minyak bumi yang terdapat di Indonesia merupakan minyak bumi yang mempunyai kadar belerang relatif rendah yaitu rata rata 1%. Distribusi belerang dalam fraksi fraksi minyak bumi akan bertambah sesuai dengan bertambahnya berat fraksi. Kandungan senyawa belerang dalam minyak bumi dapat menyebabkan pencemaran udara da korosi. Pencemaran udara tersebut disebabkan oleh bau yang tidak sedap dari jenis jenis belerang yang mempunyai titik didih rendah seperti hydrogen sulfit, belerang dioksit dan merkaptan. Disamping menimbulkan bau, jenis belerang tersebut juga beracun. Sedangkan pembentukan korosi oleh belerang dapat terjadi pada temperatur diatas 300oF. jenis jenis belerang dengan titik didih rendah, pada kondisi udara lembab akan merubah besi menjadi besi sulfit yang rapuh.

b) Senyawa OksigenKadar oksigen dalam minyak bumi bervariasi antara 1% sampai 2% beratnya. Peningkatan kadar oksigen dalam minyak bumi dapat terjadi karena kontak minyak bumi dan udara. Hal ini disebabkan adanya proses oksidasi minyak bumi dengan oksigen dari udara. Dalam minyak bumi oksigen terdapat sebagai asam organic yang terdistribusi dalam semua fraksi dengan konsentrasi tertinggi pada fraksi gas. Asam organic tersebut biasanya berupa asam naftenat dan sebagian kecil lainnya berupa asam alifatik. Asam naftenat mempunyai bau yang tidak enak dan bersifat korosif.

c) Senyawa NitrogenKadar nitrogen dalam minyak bumi pada umumnya rendah dan bervariasi pada kisaran 0.1% sampai 2% beratnya. Senyawa nitrogen terdapat dalam semua fraksi minyak bumi, dengan konsentrasi yang semakin tinggi pada fraksi fraksi yang mempunyai titik didih yang lebih tinggi. senyawa nitrogen yang sering terdapat dalam minyak bumi antara lain adalah piridin, qinoloin, indol dan karbosol.

2.2.2.3. Komposisi Kimia Air FormasiAir formasi atau disebut dengan connate water mempunyai komposisi kimia yang berbeda beda antara reservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu analisa kimia pada air formasi perlu sekali dilakukan dengan menentukan jenis dan sifat sifatnya. Jika dibandingkan dengan air laut maka air formasi ini rata rata memiliki kadar garam yang lebih tinggi, sehingga studi mengenai ion ion air formasi dan sifat sifat fisiknya ini menjadi penting karena kedua hal tersebut sangat berhubungan dengan terjadinya penyumbatan pada formasi dan korosi pada peralatan dibawah dan diatas permukaan.Air tersebut terdiri dari bahan bahan mineral, misalnya kombinasi metal metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi dan alumunium. Sedangkan komposisi ion ion penyusun air formasi terdiri dari kation kation Ca, Mg, Fe, Ba dan anion anion chloride, CO3, HCO3 dan So4. Tabel dibawah menunjukkan contoh hasil analisa air formasi suatu reservoir.

Tabel 2.2. Contoh Hasil Analisa Kandungan Air FormasiKonstituenHasil Analisa (ppm)

Na6.715

Ca549

Mg51

Fe0

Cl11.172

HCO3295

SO4181

CO30

Total18,813

(Sumber, Fanny Septia Lesmana, 2012)

Kation kation yang terkandung dalam air formasi dapat dikelompokkan sebagai berikut : Alkali: K+, Na+, dan Li+ yang membentuk basa kuat. Metal Alkali Tanah: Br++, Mg++, Ca++, Sr++, Ba++ membentuk basa lemah. Ion Hidrogen: OH+ Metal Berat: Fe++, Mn++

Sedangkan anion anion yang terkandung di dalam air formasi adalah sebagai berikut: Asam Kuat: Cl-, SO4-, NO3- Asam Lemah: CO3-, HCO3-, S-

Ion ion tersebut diatas yaitu kation dan anion akan tergabung berdasarkan beberapat sifat yaitu:1. Salinitas PrimerYaitu bila alkali bereaksi dengan asam kuat misalnya NaCl dan Na2SO4-.2. Salinitas SekunderYaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam kuat misalnya CaCl2, MgCl2, CaSO4, MgSO4.3. Alkalinitas PrimerYaitu apabila alkali bereaksi dengan asam lemah seperti Na2CO3 dan Na(HCO3)24. Alkalinitas SekunderYaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam lemah seperti CaCO3, MgCO3, Ca(HCO3)2 dan Mg(HCO3)2.

2.3. Kondisi ReservoirKondisi reservoir terdiri dari tekanan dan temperatur reservoir, kedua besaran ini merupakan besaran yang sangat berpengaruh terhadap batuan reservoir maupun fluida yang dikandungnya (air, minyak dan gas). Kondisi reservoir berhubungan dengan kedalaman reservoir sehingga untuk reservoir yang berbeda kondisinya juga akan berbeda tergantung kedalamannya, pada umumnya bersifat linier walaupun sering terjadi penyimpangan.

2.3.1. Tekanan ReservoirKonsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan oleh suatu fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan. Tekanan itu disebabkan oleh benturan diantara berbagai molekul fluida pada dinding tersebut disetiap detik. Tekanan merupakan sumber energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak.Ada dua hal yang berlawanan yang perlu diperhatikan yaitu pada suatu interval tertentu tekanan akan naik hingga stabil tetapi dengan bertambahnya waktu maka tekanan akan turun kembali. Hal ini disebabkan karena adanya gangguan atau karena pengaruh interferensi sumur disekitarnya yang sedang berproduksi, sehingga tekanan tersebut tidak stabil. Dengan alasan tersebut maka tekanan dasar sumur biasanya diukur dalam interval waktu tertentu, kemudian tekanan yang didapat dari hasil pengukuran diplot dan diekstrapolasikan untuk mendapatkan tekanan static dari sumur tersebut.

a) Tekanan hidrostatikYaitu tekanan yang disebabkan adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat-sifat kebasahan batuan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori batuan di atasnya.Tekanan hidrostatik juga merupakan suatu tekanan yang timbul akibat adanya desakan oleh ekspansi gas dan desakan oleh gas yang membebaskan diri dari larutan akibat penurunan tekanan selama proses produksi berlangsung.

b) Tekanan OverburdenTekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi karena beban (berat) batuan di atasnya yang berada di atas suatu kedalaman tertentu tiap satuan luas. Gradient tekanan overburden adalah 1 psi/ft, yaitu diambil dengan menganggap berat jenis batuan rata rata 2.3 dari berat jenis air. Sedangkan besarnya gradient tekanan air adalah 0.433 psi/ft maka gradient tekanan overburden sebesar 2.3 x 0.433 psi/ft = 1 psi/ft.Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali diketemukan. Tekanan dasar sumur yang sedang berproduksi disebut tekanan aliran (flowing) sumur. Kemudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu akan didapat tekanan statik sumur.

c) Tekanan RekahTekanan rekah adalah tekanan hidrostatik maksimum yang dapat ditahan oleh formasi tanpa menyebabkan terjadinya pecah formasi tersebut. Besarnya gradient tekanan rekah dipengaruhi oleh tekanan overburden, tekanan formasi dan kondisi kekuatan batuan. mengetahui gradient tekanan rekah sangat berguna ketika meneliti kekuatan dasar casing.Tekanan rekah dapat diintreprestasikan pada sebuah hasil log gradient, tekanan rekah dapat ditentukan memakai prinsip leak of test yaitu memberikan tekanan sedikit sedikit sedemikian rupa sampai terlihat tanda tanda formasi akan pecah dengan ditunjukkan kenaikan tekanan terus menerus dan tiba tiba menurun drastis.

d) Tekanan NormalTekanan formasi normal adalah suatu tekanan formasi dimana tekanan hidrostatik fluida formasi dalam keadaan normal sama dengan tekanan kolom cairan yang ada dalam dasar formasi sampai ke permukaan. Bila isi dari kolom yang terisi dengan cairan yang berbeda maka besar tekanan hidrostatik akan berbeda.Gradient tekanan berhubungan dengan lingkungan pengendapan geologi. Karena pada umumnya sedimen diendapkan pada lingkungan air garam, maka banyak tempat didunia ini mempunyai gradient tekanan antara 0.433 psi/ft sampai 0.465 psi/ft. jadi formasi yang mempunyai gradient tekanan formasi antara 0.433 psi/ft sampai 0.465 psi/ft merupakan tekanan normal.

e) Tekanan SubnormalTekanan formasi subnormal adalah formasi yang mempunyai gradient tekanan dibawah 0.433 psi/ft. tekanan subnormal diakibatkan adanya rekahan rekahan batuan atau adanya gaya diatrophisma (penekanan batuan dan isinya oleh gaya pada kerak bumi). Mekanisme terjadinya tekanan subnormal dapat diuraikan sebagai berikut: Thermal ExpansionKarena batuan sedimen dan fluida dalam pori dipengaruhi oleh adanya temperatur, jika fluida mengalami penambahan maka densitas akan berkurang dan juga tekanan akan berkurang. Formation Foreshortening (Pengkerutan Formasi)Selama kompresi aka nada beberapa lapisan yang melengkung perlapisan teratas melengkung keatas sementara perlapisan terbawah melengkuh kebawah sedangkan lapisan tengah mengembang sehingga dapat menghasilkan zona tekanan subbormal. Pada kondisi ini juga menyebabkan terjadinya overpressure pada lapisan teratas dan terbawah.

f) Tekanan AbnormalTekanan abnormal adalah tekanan formasi yang mempunyai gradient tekanan lebih besar dari harga 0.465 psi/ft. Tekanan abnormal tidak mempunyai komunikasi tekanan secara bebas sehingga tekanannya tidak akan cepat terdistribusi dan kembali menuju tekanan normalnya. Tekanan abnormal berkaitan dengan sekat (seal) terbentuk dalam suatu periode sedimentasi, kompaksi atau tersekatnya fluida didalam suatu lapisan yang dibatasi oleh lapisan yang permeabilitasnya sangat rendah.Pada proses kompaksi normal, mengecilnya volume pori akibat dari pertambahan berat beban diatasnya dapat mengakibatkan fluida yang ada didalam pori terdorong keluar dan mengalir ke segala arah menuju formasi disekitarnya. Berat batuan diatasnya akan ditahan oleh partikel pertikel sedimen. Kompaksi normal pada umunya menghasilkan suatu gradient tekanan formasi yang normal.Kompaksi abnormal akan terjadi jika pertambahan berat beban diatasnya tidak menyebabkan berkurangnya ruang pori. Ruang pori tidak mengecil karena fluida didalamnya tidak bisa terdorong keluar. Tersumbatnya fluida didalam ruang pori disebabkan karena formasi itu terperangkap didalam formasi lain yang menyebabkan permeabilitas sangat kecil.

2.3.2. Temperatur ReservoirBerdasakan anggapan bahwa inti bumi berisi magma yang sangat panas maka degan bertambahnya kedalaman suatu reservoir maka temperaturnya akan naik. Besar kecil nya kenaikan temperatur ini akan tergantung pada gradient temperaturnya yang biasa disebut sebagai gradient geothermis yang dipengaruhi oleh jauh dekatnya dari pusat magma. Besarnya gradient geothermis ini bervariasi dari satu tempat ke tempat lainnya, dimana harga rata ratanya adalah 2oF/100 ft sedangkan gradient geothermis yang tertinggi adalah 4oF/100 ft, dan harga gradient geothermis yang terendah adalah 0.5oF/100 ft. variasi terkecil gradient gethermis tersebut disebabkan oleh sifat konduktivitas thermal beberapa jenis batuan.Besarnya gradient geothermis dari suatu daerah dapat dicari dengan persamaan :

Gradien Geothermal = (2-35)

Harga gradien geotermal berkisar antara 1.11oF/100 ft sampai 2oF/100 ft. Seperti diketahui temperatur sangat berpengaruh terhadap sifat sifat fisik fluida reservoir. Hubungan temperatur terhadap kedalaman dapat dinyatakan sebagai berikut :

Td = Ta + Gt x D(2-36)

Dimana: Td= Temperatur reservoir pada kedalaman D ft,oFTa= Temperatur pada permukaan, oFGt= Gradien temperatur, oFD= Kedalaman, ratusan ft

Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah komplesi sumur, dengan melakukan drill steam test. Temperatur formasi ini dapat dianggap konstan, kecuali bila dilakukan proses stimulasi, Karena adanya proses pemanasan.

2.4. Jenis Jenis ReservoirReservoir adalah tempat terakumulasinya minyak bumi, seperti yang kita ketahui jenis jenis reservoir terbagi menjadi tiga bagian yaitu berdasarkan fasa fluida, berdasarkan perangkap reservoir dan berdasarkan mekanisme pendorong.

2.4.1. Berdasarkan Perangkap ReservoirPerangkap reservoir adalah suatu lapisan kedap air (impermeable) yang membatasi gerakan migas, dimana migas yang masuk ke lapisan tersebut tidak dapat keluar sehingga terperangkap/terjebak di sana. Ada tiga jenis reservoir berdasarkan perangkap nya yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi dan perangkap kombinasi.

Gambar 2.10. Perangkap Hidrokarbon (Fagan, Alphonsus. An Introduction to the Petroleum Industry.1991)

a) Perangkap StrukturPerangkap Struktur merupakan perangkap yang paling orisinil dan sampai dewasa ini merupakan perangkap yang paling penting. Berbagai unsur perangkap yang membentuk lapisan penyekat dan lapisan reservoir, sehingga dapat menjebak hidrokarbon, disebabkan karena gejala tektonik atau struktur, misalnya pelipatan dan patahan.Perangkap yang disebabkan perlipatan merupakan perangkap utama. Unsur yang mempengaruhi perangkap ini adalah lapisan penyekat dan penutup yang berada diatasnya dan dibentuk sedemikian sehingga minyak tidak dapat lagi kemana mana. Untuk mengevaluasi suatu perangkap lipatan terutama mengenai ada tidaknya tutupan (batas maksimal wadah dapat diisi oleh fluida), sehingga tidak masalah jika lipatan tersebut ketat atau landau yang terpenting adalah adanya batuan penutup atau cap rock. Apabila suatu lipatan terbentuk tanpa adanya batuan penutup atau cap rock tidak dapat disebut suatu perangkap.Perangkap patahan sering juga terdapat dalam berbagai reservoir minyak dan gas. Gejala patahan (sesar) dapat bertindak sebagai unsur penyekat dalam penyaluran minyak. Sering dipermasalahkan apakah patahan itu merupakan penyekat atau penyalur. Secara teoritis, memperlihatkan bahwa patahan dalam batuan yang basah air tergantung pada tekanan kapiler dari medium dalam jalur patahan tersebut. Besar kecilnya tekanan yang disebabkan oleh pelampungan minyak atau kolom minyak terhadap besarnya tekanan kapiler, menentukan sekali apakah patahan itu bertindak sebagai penyalur atau penyekat. Jika tekanan tersebut lebih besar daripada tekanan kapiler maka minyak masih dapat tersalurkan melalui patahan, tetapi jika lebih kecil maka patahan tersebut bertindak sebagai suatu penyekat. Patahan yang berdiri sendiri tidaklah dapat membentuk suatu perangkap.Dalam prakteknya jarang sekali terdapat perangkap patahan yang murni. Patahan biasanya hanya merupakan suatu pelengkungan dari suatu perangkap struktur.

b) Perangkap StratigrafiLevorsen (1958), mengemukakan bahwa perangkap stratigrafi adalah suatu istilah umum untuk perangkap yang terjadi karena berbagai variasi lateral dalam litologi suatu lapisan reservoir atau penghentian dalam kelanjutan penyaluran minyak dalam bumi.Prinsip perangkap stratigrafi adalah bahwa minyak dan gas bumi terjebak dalam perjalannya keatas terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, karena batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain.Pada hakekatnya perangkap stratigrafi didapatkan karena letak posisi struktur tubuh batuan sedemikian sehingga batas lateral tubuh tersebut merupakan penghalang permeabilitas ke arah atas atau ke pinggir. Jika tubuh batuan reservoir itu kecil dan sangat terbatas, maka posisi struktur tidak begitu penting karena seluruhnya atau sebagian besar dari tubuh tersebut merupakan perangkap. Posisi struktur hanya menyesuaikan letak hidrokarbon pada bagian tubuh reservoir. Jika tubuh reservoir memanjang atau meluas, maka posisi struktur sangat penting. Perangkap tidak akan terjadi jika tubuh reservoir berada dalam keadaan horizontal. Jika bagian tengah tubuh terlipat, maka perangkap yang terhadi adalah perangkap struktur (antiklin). Untuk terjadinya perangkap stratigrafi, maka posisi struktur lapisan reservoir harus sedemikian sehingga salah satu batas lateral tubuh reservoir (yang dapat berupa unsur tadi) merupakan penghalang permeabilitas ke atas.

c) Perangkap KombinasiPerangkap hidrokarbon banyak yang merupakan perangkap kombinasi antara perangkap struktur dengan perangkap stratigrafi dimana setiap unsur struktur merupakan faktor bersama dalam membatasi bergeraknya minyak dan gas.

2.4.2. Berdasarkan Fasa Fluida HidrokarbonSecara kimiawi, minyak dan gas bumi terdiri dari molekul-molekul yang tersusun dari unsurkimia hidrogen (H) dan karbon (C) dengan ikatan kimia tertentu. Komposisi ikatan molekul-molekul tersebut dapat berbeda satu sama lain yaitu mempunyai proporsi yang beraneka ragam. Suatu jenis hidrokarbon yang ditemukan di suatu tempat, akan sangat jarang dapat ditemukan di tempat lain dengan komposisi yang sama persis. Selanjutnya, komponen hidrokarbon juga dapat terbentuk menjadi ikatan yang sangat rumit. Tergantung ikatan antara atom-atom C dan H, hidrokarbon dapat berupa hidrokarbon ringan, seperti gas, atau dapat pula berupa minyak berat. Semakin banyak komponen ringan yang terbentuk maka semakin banyak gas yang akan dihasilkan. Sebaliknya, semakin banyak komponen berat yang terbentuk, maka semakin banyak minyak yang akan dihasilkan.Keberadaan fasa hidrokarbon apakah itu berupacairan, yaitu minyak, atau gas tergantung pada tekanan reservoir. Jika tekanan berubah maka keberadaan fasa juga berubah. Bila tekanan naik, maka molekul tertekan untuk bersatu bersama-sama sehingga cenderung untuk menjadi cairan. Sebaliknya bila tekanan berkurang, maka gas akan mengembang dan cairan akan menguap dan berubah menjadi gas. Keberadaan fasa hidrokarbon juga dipengaruhi oleh temperatur. Bila temperatur naik, maka molekul mendapat energi kinetik yang tinggi, sehingga terjadi kecenderungan cairan untuk menjadi gas. Sebaliknya bila temperatur turun, maka terjadi kondensasi dimana gas menjadi cairan. Karena perubahan tekanan dan temperatur tersebut maka dapat terjadi perubahan fasa selama perjalanan hidrokarbon dari reservoir ke permukaan pada waktu hidrokarbon tersebut diproduksikan. Keadaan ini biasanya digambarkan oleh yang apa yang disebut dengan diagram fasa. Dengan diagram fasa ini maka reservoir dapat dibagi menjadi beberapa jenis tergantung keberadaan fluidanya, yaitu: Reservoir minyak Reservoir gas Reservoir kondensat

Gambar 2.11. Diagram Fasa P vs T (McCain, William D., Jr. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1993)

Fluida reservoir diklasifikasi berdasarkan beberapa parameter yaitu: GOR pada saat awal produksi API Gravity Warna dari fluida ketika di stock tank

Berikut ini gambar tabel matriks klasifikasi fluida reservoir berdasarkan beberapa parameter :

Gambar 2.12. Tabel klasifikasi Fluida Reservoir (McCain, William D., Jr. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1993)Dari tabel diatas diketahui bahwa jenis fluida reservoir adalah sebagai berikut:1. Black OilFluida terdiri dari rantai hidrokarbon yang besar, berat dan tidak mudah menguap. Hal ini dapat dilihat dari diagram fasanya (Gambar 1), pada diagram fasa tersebut dapat dilihat bahwa Temperatur Kritis (Tc) lebih besar daripada Temperatur reservoir (Tr). Pada saat Pr lebih tinggi dari Pb, fluida dalam kondisi tak jenuh (undersaturated) dimana pada kondisi ini minyak dapat mengandung banyak gas. Ketika tekanan reservoir (Pr) turun dan dibawah tekanan gelembung (Pb) maka fluida akan melepaskan gas yang dikandungnya dalam reservoir hanya saja pada separator jumlah cairan yang dihasilkan masih lebih besar.

Gambar 2.13. Diagram Fasa Black Oil (McCain, William D., Jr. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1993)

2. Volatile OilTerdiri dari rantai hidrokarbon ringan dan intermediate sehingga mudah menguap. Temperatur kritis (Tc) lebih kecil daripada black oil bahkan hampir sama dengan Temperatur reservoirnya (Tr). Rentang harga temperatur cakupannya lebih kecil dibandingkan black oil. Penurunan sedikit tekanan selama masa produksi akan mengakibatkan pelepasan gas cukup besar di reservoir. Jumlah liquid yang dihasilkan pada separator lebih sedikit dibandingkan black oil. Gambar dibawah menunjukan sifat dari fluida jenis Volatile Oil (minyak yang mudah menguap).

Gambar 2.14. Diagram Fasa Volatile Oil (McCain, William D., Jr. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1993)

3. Retrograte GasPada kondisi awal reservoir fluida berbentuk fasa gas, dengan seiring penurunan tekanan reservoir maka gas akan mengalami pengembunan dan terbentuklah cairan direservoir.Diagram fasa dari retrograde gas (Gamabr 3) memiliki temperatur kritik lebih kecil dari temperatur reservoirdan cricondentherm lebih besar daripada temperatur reservoir. Cairan yang diproduksi inilah yang disebut dengan gas kondensat.

Gambar 2.15. Diagram Fasa Retrograte Gas (McCain, William D., Jr. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1993)4. Wet GasWet gas terjadi semata-mata sebagai gas di dalam reservoir sepanjang penurunan tekanan reservoir. Jalur tekanan, garis 1-2, tidak masuk ke dalam lengkungan fasa (Gambar dibawah). Maka dari itu, tidak ada cairan yang terbentuk di dalam reservoir. Walaupun demikian, kondisi separator berada pada lengkungan fasa, yang mengakibatkan sejumlah cairan terjadi di permukaan (disebut kondensat). Kata wet (basah) pada wet gas (gas basah) bukan berarti gas tersebut basah oleh air, tetapi mengacu pada cairan hidrokarbon yang terkondensasi pada kondisi permukaan.

Gambar 2.16. Diagram Fasa Wet Gas (McCain, William D., Jr. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1993)

5. Dry GasDry gas terutama merupakan metana dengan sejumlah intermediates. Gambar dibawah menunjukkan bahwa campuran hidrokarbon semata-mata berupa gas di reservoir dan kondisi separator permukaan yang normal berada di luar lengkungan fasa. Maka dari itu, tidak terbentuk cairan di permukaan. Reservoir dry gasbiasanya disebut reservoir gas.

Gambar 2.17. Diagram Fasa Dry Gas (McCain, William D., Jr. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1993)

2.4.3. Berdasarkan Mekanisme PendorongTelah diketahui bahwa minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoirnya ke lubang sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongnya. Kenyataan seperti ini tidak cukup menjelaskan tentang cara dan sebab-sebab timbulnya masalah saat minyak bumi diproduksikan.Jenis reservoir berdasarkan mekanisme pendorong reservoir dibagi menjadi lima, yaitu : solution gas drive reservoir, gas cap drive reservoir, water drive reservoir, gravitational segregation drive reservoir, dan combination drive reservoir.a. Solution gas drive ReservoirReservoir jenis ini disebut solution gas drive disebabkan oleh karena energi pendesak minyaknya adalah terutama dari perubahan fasa pada hidrokarbon-hidrokarbon ringannya yang semula merupakan fasa cair menjadi gas. Kemudian gas yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke sumur produksinya pada saat penurunan tekanan reservoir karena produksi tersebut.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 disekitar 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 atau dapat bergerak maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan.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, hal ini terus-menerus berlangsung hingga tekanan reservoir 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 reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang cukup besar. Produksi air hampir-hampir tidak ada karena reservoirnya terisolir, sehingga meskipun terdapat connate water tetapi hampir-hampir tidak dapat terproduksi.Efisiensi dari mekanisme pendorong jenis ini tergantung pada jumlah gas terlarut, sifat fisik batuan dan fluida, dan struktur geologi reservoir. Karena sifat gas yang secara alami lebih mobile dari minyak, perolehan minyak dari reservoir jenis ini biasanya kecil, berkisar antara 10-30% dari OOIP. Reservoir ini merupakan kandidat yang bagus untuk penerapan injeksi air.

Gambar 2.18. Mekanisme solution gas drive (Asep Kurnia Permadi, 2004)

b. Gas Cap Drive ReservoirDalam beberapa tempat dimana terakumulasinya minyak bumi, kadang-kadang 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.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 lalu melepaskan diri.Mekanisme yang terjadi pada gas cap reservoir ini adalah minyak pertama kali diproduksikan, permukaan antara minyak dan gas akan turun, gas cap akan berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. Untuk jenis reservoir ini, umumnya tekanan reservoir akan lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive. Hal ini disebabkan bila volume gas cap drive telah demikian besar, maka tekanan minyak akan jadi berkurang dan gas yang terlarut dalam minyak akan melepaskan diri menuju ke gas cap, dengan demikian minyak akan bertambah ringan, encer, dan mudah untuk mengalir menuju lubang bor.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 - 40 %, yang lebih besar jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive. Sehingga residu oil yang masih tertinggal di dalam reservoir ketika lapangan ini ditutup adalah lebih kecil jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive.

Gambar 2.19. Mekanisme gas cap drive (Asep Kurnia Permadi, 2004)

c. Water Drive ReservoirUntuk 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.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.Gas oil ratio untuk reservoir jenis ini relatip lebih konstan jika dibandingkan dengan reservoir jenis lainnya. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir relatip akan konstan karena dikontrol terus oleh pendesakan air yang hampir tidak mengalami penurunan. 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.

Gambar 2.20. Mekanisme reservoir water drive (Asep Kurnia Permadi, 2004)

d. Gravitational Segregation Drive ReservoirGravity drainage atau gravitational segregation merupakan energi pendorong minyak bumi yang berasal dari kecenderungan gas, minyak, dan air membuat suatu keadaan yang sesuai dengan massa jenisnya (karena gaya gravitasi).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 produktip, dan juga dari kemiringan dari formasinya. Faktor-faktor kombinasi seperti misalnya, viskositas rendah, specipic 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.Dalam reservoir gravity drainage perembesan airnya kecil atau hampir tidak ada produksi air. Laju penurunan tekanan tergandung 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.Recovery yang mungkin diperoleh dari jenis reservoir gravity drainage ini sangat bervariasi. Bila gravity drainage baik, atau bila laju produksi dibatasi untuk mendapatkan keuntungan maksimal dari gaya gravity drainage ini maka recovery yang didapat akan tinggi. Pernah tercatat bahwa recovery dari gravity drainage ini melebihi 80% dari cadangan awal (IOIP). Pada reservoir dimana bekerja juga solution gas drive ternyata recovery-nya menjadi lebih kecil.

e. Combination Drive ReservoirSebelumnya 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.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 effesiensi produksinya lebih tinggi.

2.5. Heterogenitas ReservoirHeterogenitas reservoir yang disebabkan oleh lingkungan pengendapan akan berlanjut dengan proses yang mengikuti pengendapan itu sendiri. Proses lanjut yang mempengaruhi keseragaman sifat batuan sedimen dapat berbentuk kompaksi juga sedimentasi.Adanya lingkungan pengendapan ini akan dapat memberikan gambaran mengenai besar butir, bentuk atau jenis packingnya dan juga distribusi penyebarannya. Heterogenitas reservoir dapat terjadi pada suatu reservoir, dimana kondisi seperti ini paling ideal dan paling banyak didapatkan di reservoir. Peninjauan heterogenitas reservoir meliputi tentang klasifikasinya, faktor faktor yang mempengaruhi serta tipe tipe heterogenitas reservoir.Dalam studi reservoir sering digunakan anggapan bahwa formasi bersifat homogen dengan ketebalan serba sama (uniform thickness), lapisan produktif horizontal, distribusi porositas konstan dan permeabilitas sama di setiap arah (isotropik). Pada kenyataannya struktur reservoir sangat kompleks sebab mengandung heterogenitas mulai dari ukuran (skala) beberapa milimeter, centimeter bahkan kilometer. Dari ukuran ini batuan maupun data singkapan diketahui bahwa heterogenitas merupakan sifat alami pada batuan reservoir. Proses-proses geologi seperti proses sedimentasi, erosi, glasiasi, dan tektonik berperan menghasilkan batuan reservoir tidak seragam. Jadi heterogenitas merupakan ketidakseragaman (variasi) sifat fisik batuan dan fluida dari satu lokasi ke lokasi lainnya dalam suatu reservoir, diakibatkan oleh proses pengendapan, patahan, lipatan, diagenesa lithologi batuan dan perubahan jenis maupun sifat fluida.Sebagai contoh untuk lingkungan pengendapan marine maka batuan sedimen yang lebih berat akan terendapkan terlebih dahulu pada bagian dekat pantai atau zona neritik, kemudian yang lebih ringan akan terendapkan ke tempat yang lebih dalam dan jauh, yaitu pada zona bathyal dan abysal. Batuan yang lebih ringan berasosiasi dengan batuan yang halus atau lembut dalam hal ini adalah silt atau clay.Dari antar batuan yang terendapkan tersebut terbentuk porositas dan permeabilitas yang besarnya tergantung litologi, kompaksi, dan posisi strukturnya. Pembentukan porositas dan permeabilitas dari reservoir karbonat berbeda dengan reservoir batupasir dalam proses lanjut pengendapannya, dimana pada batuan karbonat terbentuk karena proses pelarutan, rekristalisasi, dan dolomitisasi. Sehingga dengan adanya lingkungan pengendapan akan menambah semakin kompleks atau bertambah tidak seragamnya lapisan batuan yang terbentuk.Batuan yang mengalami pelapukan, erosi, dan transportasi akan mengalami perubahan selama pengendapan pada lingkungannya. Faktor media, jarak, dan bentuk lingkungan akan mempengaruhi besar butir, sortasi, dan derajat kebundaran. Bentuk, susunan, dan keseragaman butir batuan akan mempengaruhi besarnya porositas dan permeabilitas sehingga terjadi heterogenitas resevoar. Dengan bertambah kompleksnya sedimentasi yang berlangsung dan proses-proses yang kemudian terjadi akan menambah derajat ketidakseragaman.

2.5.1. Klasifikasi Heterogenitas ReservoirDalam mempelajari perkembangan reservoir, selalu dimulai dari studi geologi yang menguraikan luasan reservoir dan heterogenitas reservoir dalam skala yang berlainan. Heterogenitas reservoir sangat berpengaruh pada perilaku reservoir dan distribusinya sangat penting untuk mengevaluasi reservoir. Adapun klasifikasi heterogenitas reservoir dibedakan menjadi tiga bagian yaitu :

a. Heterogenitas Reservoir Skala MikroskopisHeterogenitas reservoir skala mikro merupakan pencerminan ukuran pori-pori, bentuk batuan, dan distribusinya. Lasseter dan Waggoner mengelompokkan heterogenitas dalam ukuran centimeter sebagai heterogenitas skala mikro. Contoh mekanisme pembentukan heterogenitas skala mikro adalah terbentuknya endapan-endapan clay dan silt gelembur gelombang (ripple marks) atau sisipan pada batupasir (shally sand) dan pembentukan dua macam porositas pada batu karbonat terbentuk karena proses pelarutan, rekristalisasi, dan dolomitisasi. Sehingga dengan adanya lingkungan pengendapan akan menambah semakin kompleks atau bertambah tidak seragamnya lapisan batuan yang terbentuk.Ketidakseragaman porositas dan permeabilitas terjadi karena pengaruh susunan, bentuk dan ukuran butir batuan serta kandungan material semen seperti silt dan clay. Selain proses sedimentasi, heterogenitas skala mikro dapat terjadi karena proses tektonik baik pada batuan sedimen, metamorf maupun batuan beku yang menjadi basement rock. Dipandang dari sudut mekanika ke dalam heterogenitas skala mikro dapat juga dimasukkan dalam masalah viscous capillary regime dimana gaya gaya gravitasi umumnya tidak terlalu berperan. Heterogenitas skala mikro penting dalam menentukan distribusi saturasi minyak sisa (residual oil saturation) dan mempengaruhi distribusi saturasi minyak yang terlampaui (by passed) atau yang tidak ikut terdesak yang merupakan informasi penting untuk heterogenitas skala makro.

b. Heterogenitas Reservoir Skala MakroskopisHeterogenitas skala mikro adalah heterogenitas yang terjadi pada suatu atau sejumlah satuan pengendapan. Satuan pengendapan yaitu suatu tubuh batuan yang terbentuk sebagai hasil kejadian tunggal proses pengendapan atau dari segi kejadian yang sama. Heterogenitas skala makroskopis meliputi susunan lithologi antar beberapa sumur yang diidentifikasikan oleh adanya tekstur primer dalam struktur sedimen yang terdapat dalam batupasir seperti besar butir, pemilahan dan crossbedding. Selain itu, heterogenitas reservoir skala makro dapat berupa patahan, kontak antar fluida, perubahan ketebalan dan lithologi yang berbeda pada setiap lapisannya. Dipandang dari sudut mekanika, heterogenitas skala makroskopis dipengaruhi gaya viscous-capillary-gravity regime dalam menentukan perilaku dinamik aliran fluida multi fasa. Heterogenitas skala makro sangat berperan dalam menentukan recovery, sebab berpengaruh pada efisiensi penyapuan vertikal. Adapun contoh heterogenitas skala makro adalah variasi porositas dan permeabilitas pada tubuh batupasir endapan pantai (non-marine fluviatile sandstone) dan delta (bar sand, channel sand).

c. Heterogenitas Reservoir Skala MegaskopisHeterogenitas skala megaskropis adalah skala beberapa satuan pengendapan bahkan meliputi beberapa lingkungan pengendapan. Heterogenitas skala mega merupakan heterogenitas dengan skala terbesar dengan deskripsi meliputi : lithologi, stratigrafi dan lingkungan pengendapan. Sebagian besar heterogenitas reservoir diidentifikasikan pada skala ini untuk mengetahui aliran fluida tiap-tiap lapisan dan dikontrol oleh viskositas dan gravitasinya. Sebagaimana telah dijelaskan bahwa heterogenitas skala mikro dan makro berperan penting dalam menentukan jumlah minyak yang terperangkap dan yang tidak ikut terdesak, sehingga harus dipertimbangkan dengan cermat, tetapi penampakan geologi yang paling berperan dalam menentukan perilaku reservoir adalah heterogenitas skala megaskopis. Esensi penampakan reservoir yang mengendalikan perilaku skala mega adalah kontinuitas lateral dan komunikasi vertikal. Secara fisik aspek-aspek ini ditentukan oleh dimensi satuan pengendapan, yaitu kontras antara daerah-daerah yang permeabilitasnya rendah dan tinggi, dan juga kejadian-kejadian setelah proses pengendapan seperti patahan dan rekahan.Kontinuitas lateral sangat penting dalam pengurasan reservoir tahap lanjut karena komunikasi antar sumur-sumur injeksi dan produksi sangat menentukan efisiensi recovery-nya. Disamping itu komunikasi vertikal yang buruk sebagai hasil hambatan lapisan impermeabel yang luas sering mengakibatkan differensiasi pendesakan tiap-tiap lapisan sehingga menghasilkan waktu tembus air (breaktrough) yang lebih awal terutama pada lapisan yang permeabilitasnya tinggi.

2.5.2. Faktor Faktor Yang Mempengaruhi Heterogenitas ReservoirBatuan reservoir merupakan batuan yang porositas dan permeabilitasnya terdistribusi secara tidak merata untuk semua bagian yang luas. Sebagian reservoir dibentuk oleh hasil pengendapan dalam air atau basin dalam waktu yang lama dan lingkungan pengendapan yang bermacam-macam. Adapun faktor-faktor yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas reservoir antara lain:

a) Sedimentasi Tektonik RegionalSedimentasi tektonik regional menyebabkan terjadinya ketidakseragaman karena dalam suatu reservoir dimungkinkan adanya bermacam-macam lingkungan pengendapan, misalnya : laut, transisi, dan darat. Sehingga dengan adanya bermacam macam lingkungan pengendapan tersebut, reservoir menjadi tidak seragam (heterogen). Ketidakseragaman ini didukung oleh proses diagenesa yang menyertainya yang merubah harga porositas dan permeabilitas serta proses tektonik antara lain patahan, pengangkatan, dan ketidakselarasan yang menyebabkan perubahan struktur geologi reservoir.Dengan demikian faktor sedimentasi tektonik regional, diagenesa, dan struktur merupakan kontrol geologi untuk mengetahui adanya ketidakseragaman secara regional (megaskopis).

b) Komposisi Batuan dan TeksturKomposisi batuan dan tekstur mengontrol ketidakseragaman reservoir terutama antara batuan penyusun reservoir (skala makro). Perubahan yang terjadi berupa perubahan komposisi lithologi dan mineralogi yang mempengaruhi besar ukuran butir maupun batuan reservoir sebelumnya sehingga menimbulkan ketidakseragaman parameter reservoir.Demikian teksturnya, karena tekstur sendiri terdiri dari ukuran butir, sortasi, fabric, dan kekompakan yang berpengaruh terhadap besar kecilnya kemampuan batuan untuk mengalirkan kembali fluida yang dikandungnya.

c) Geometri Pori-poriGeometri pori-pori dapat berupa ukuran rongga pori (pore throat size), ukuran tubuh pori (pore body size), peretakan (fracturing) dan permukaan butir (surface roughness) akan mempengaruhi besar kecilnya porositas dan permeabilitas serta saturasi batuan reservoir, dan sekaligus parameter diatas menunjukkan besarnya cadangan yang dapat ditampung dan diproduksikan. Oleh karena itu, geometri pori dapat digunakan sebagai pengontrol heterogenitas reservoir dalam skala mikroskopis.

2.5.3. Tipe Heterogenitas ReservoirKontrol Geologi yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas vertikal adalah beragamnya lingkungan pengendapan, diagenesa dan tekstur sedimennya. Model pengendapan tergantung dari unsur-unsur lingkungan pengendapan. Unsur ini meliputi material sedimen, keadaan pembatas, energi mekanik, kimia dan aktivitas geologi. Kontrol geologi yang mempengaruhi heterogenitas horizontal adalah lingkungan pengendapan, diagenesa, struktur dan tekstur sedimennya. Setelah didapat parameter-parameter penting untuk mengetahui terjadinya heterogenitas dan penyebabnya serta faktor yang mengontrol adanya heterogenitas, selanjutnya dilakukan pembagian tipe heterogenitas reservoir, dari arah penyebarannya dapat dibagi menjadi dua jenis, yaitu:

a. Heterogenitas Reservoir VertikalUntuk mengetahui adanya jenis heterogenitas vertikal di dalam reservoir, harus diperhatikan parameter-parameter penentu baik yang skala mikroskopis, makroskopis, maupun megaskopis dan parameter penyebab, seperti : porositas, permeabilitas, dan saturasi. Jenis heterogenitas secara vertikal pada skala megaskopis ditunjukkan oleh adanya lingkungan pengendapan yang berlainan, diagenesa dan struktur yang mempengaruhi komposisi, mineralogi (butiran, matriks dan semen), serta tekstur seperti butir, sortasi, kekompakan dan kemas didalam batuan.Pada arah penyebaran vertikal, umumnya juga terjadi heterogenitas fluida reservoir. Faktor yang mengontrol terjadinya heterogenitas reservoir adalah source rock dan kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir. Source rock dari material-material sedimen yang terendapkan pada suatu lingkungan pengendapan akan mengontrol mineral-mineral pembentuk batuan, sehingga batuan yang terjadi (lithifikasi) cenderung ditempati fluida tertentu. Sedangkan tekanan dan temperatur reservoir akan mempengaruhi sifat fisik fluida reservoir. Sifat fisik minyak bumi yang dipengaruhi oleh perubahan tekanan dan temperatur reservoir adalah viskositas, faktor volume formasi, kompresibilitas dan densitas, sedangkan sifat fisik gas bumi sangat dipengaruhi perubahan tekanan dan temperatur.Heterogenitas reservoir umumnya akan terjadi pada arah penyebaran vertikal, sebab besarnya tekanan dan temperatur reservoir akan bertambah dengan bertambahnya kedalaman. Maka pada zona transisi, heterogenitas vertikal fluida reservoirnya semakin kompleks. Zona transisi akan bertambah besar dengan berkurangnya perbedaan densitas fluidanya dan mengecilnya harga permeabilitas batuannya. Batuan reservoir yang permeabilitasnya besar memiliki tekanan kapiler yang rendah, sehingga ketebalan pada zona transisi lebih tipis daripada reservoir yang permeabilitasnya rendah.

b. Heterogenitas Reservoir HorizontalUntuk mengetahui adanya jenis heterogenitas horizontal, yang harus diperhatikan terlebih dahulu adalah faktor-faktor penyebabnya baik untuk skala mikroskopis, makroskopis maupun megaskopis. Bila dilihat dalam skala megaskopis, reservoir tersebut terbatas, terstruktur dan ada genesa sehingga secara horizontal terjadi ketidakseragaman antara tempat yang satu dengan yang lainnya baik terhadap ukuran butir, sortasi, porositas, permeabilitas, saturasi air, dan kontinuitasnya yang akan mempengaruhi penentuan cadangan dan berbagai tahap eksploitasi seperti penentuan spasi atau produksi tahap lanjut. Kemudian jika dilihat dari skala makroskopis dan mikroskopis, baik untuk komposisi dan struktur batuannya yang terdiri dari lithologi, mineralogi (butiran, matriks dan semen), maka secara horizontal pada kedalaman yang sama akan didapat ketidakseragaman yang mempengaruhi geometri pori, porositas, permeabilitas dan saturasinya. Sehingga secara heterogenitas reservoir horizontal akan memberikan kemampuan yang berbeda pada setiap kedudukan untuk menyimpan dan mengalirkan fluida.

2.6. Perkiraan Perkiraan Cadangan ReservoirCadangan adalah Perkiraan jumlah minyak mentah, gas alam, gas condensate, fasa cair yang diperoleh dari gas alam, dan material lainnya (mis. sulfur), yang dianggap bernilai komersial untuk diambil dari reservoir dengan menggunakan teknologi yang ada pada suatu saat dalam keadaan ekonomi dan dengan peraturan yang berlaku pada saat yang sama.Besar cadangan yang ada di dalam reservoir dapat diperkirakan berdasarkan : Data hasil interpretasi geologi dan Data engineering yang tersedia pada suatu waktu Besar cadangan dapat berubah selama masa produksi sejalan dengan Bertambahnya data/informasi reservoir Keadaan ekonomi yang memaksa adanya perubahan

Ada beberapa metode dalam menghitung cadangan yang ada di dalam reservoir, akan tetapi metode tersebut dikelompokkan menjadi dua bagian yaitu perhitungan cadangan sebelum produksi dan perhitungan cadangan setelah produksi. Adapun metodenya adalah sebagai berikut:a. Menghitung cadangan pada tahap sebelum produksi: Metode volumetrik (yang bersifat deterministik) Metode probabilistik (mis. metode simulasi Monte Carlo) tidak tergantung pada data produksi. b. Menghitung cadangan pada tahap setelah produksi: Metode material balance Metode simulasi numerik makin banyak data produksi; makin baik perkiraan volume hidrokarbon

Metode yang digunakan tergantung pada ketersediaan data dan informasi reservoir yang mendukung metode tersebut. Beberapa metode menurut SPE: Metode volumetrik jika ada data geologi, data log, dan/atau data core Metode volumetric probabilistic jika tidak ada data geologi, data log, dan data core. (mis. simulasi Monte Carlo) Performance analysis methods jika ada data geologi, data log, data core, dan data produksi (mis. metode material balance, decline curve, simulasi reservoir)

Metode perhitungan cadangan yang sering digunakan dikelompokkan menjadi empat bagian yaitu metode volumetric, decline curve, material balance dan simulasi. Penjelasan tentang ketiga metode tersebut adalah sebagai berikut:

a) Metode Volumetrik Metode Volumetrik merupakan metode perhitungan cadangan paling sederhana. Reservoir dipandang sebagai sebuah wadah dengan geometri atau bentuk sederhana (mis. bentuk kotak, kerucut, atau lingkaran). Metode ini terutama diterapkan pada reservoir yang belum tersedia data produksi atau pada daerah yang baru ditemukan. 1. Persamaan untuk menghitung OOIP

(2-37)

Dimana :N: Original oil in place, STB.Vb:Jumlah volume batuan mengandung hidrokarbon, cuft.: Porositas batuan, fraksi.Sw: Saturasi air mula-mula, fraksi.Boi: faktor volume formasi minyak