Tugas I GeoMigas
Transcript of Tugas I GeoMigas
Minyak bumi merupakan campuran rumit dari ratusan rantai hidrokarbon,
yang umumnya tersusun atas 85% karbon (C) dan 15% hidrogen (H). Selain itu,
juga terdapat bahan organik dalam jumlah kecil dan mengandung oksigen (O),
sulfur (S) atau nitrogen (N). Apakah ada perbedaan dari jenis-jenis minyak bumi ?
Ya, ada 4 macam yang digolongkan menurut umur dan letak kedalamannya, yaitu:
young-shallow, old-shallow, young-deep dan old-deep.
1. Minyak bumi young-shallow biasanya bersifat masam (sour), mengandung
banyak bahan aromatik, sangat kental dan kandungan sulfurnya tinggi.
2. Minyak old-shallow biasanya kurang kental, titik didih yang lebih rendah,
dan rantai paraffin yang lebih pendek.
3. Minyak young-deep biasanya encer, titik didih rendah, waktu untuk
pemrosesannya lama.
4. Old-deep membutuhkan waktu yang paling lama untuk pemrosesan, titik
didihnya paling rendah dan juga viskositasnya paling encer.
Sulfur yang terkandung dapat teruraikan menjadi H2S yang dapat lepas,
sehingga old-deep adalah minyak mentah yang dikatakan paling “sweet”. Minyak
semacam inilah yang paling diinginkan karena dapat menghasilkan bensin
(gasoline) yang paling banyak. Berapa lama waktu yang dibutuhkan untuk
membentuk minyak bumi ? Sekitar 30-juta tahun di pertengahan jaman
Cretaceous, pada akhir jaman dinosaurus, lebih dari 50% dari cadangan minyak
dunia yang sudah diketahui terbentuk. Cadangan lainnya bahkan diperkirakan
lebih tua lagi. Dari sebuah fosil yang diketemukan bersamaan dengan minyak
1
bumi dari jaman Cambrian, diperkirakan umurnya sekitar 544 sampai 505-juta
tahun yang lalu.
Para geologis umumnya sependapat bahwa minyak bumi terbentuk selama
jutaan tahun dari organisme, tumbuhan dan hewan, berukuran sangat kecil yang
hidup di lautan purba. Begitu organisme laut ini mati, badannya terkubur di dasar
lautan lalu tertimbun pasir dan lumpur, membentuk lapisan yang kaya zat organik
yang akhirnya akan menjadi batuan endapan (sedimentary rock). Proses ini
berulang terus, satu lapisan menutup lapisan sebelumnya. Lalu selama jutaan
tahun berikutnya, lautan di bumi ada yang menyusut atau berpindah tempat.
Deposit yang membentuk batuan endapan umumnya tidak cukup mengandung
oksigen untuk mendekomposisi material organik tadi secara komplit. Bakteri
mengurai zat ini, molekul demi molekul, menjadi material yang kaya hidrogen
dan karbon. Tekanan dan temperatur yang semakin tinggi dari lapisan bebatuan di
atasnya kemudian mendistilasi sisa-sisa bahan organik, lalu pelan-pelan
mengubahnya menjadi minyak bumi dan gas alam. Bebatuan yang mengandung
minyak bumi tertua diketahui berumur lebih dari 600-juta tahun. Yang paling
muda berumur sekitar 1-juta tahun. Secara umum bebatuan dimana diketemukan
minyak berumur antara 10-juta dan 270-juta tahun.
Ada tiga faktor utama dalam pembentukan minyak dan/atau gas bumi, yaitu :
1. “bebatuan asal” (source rock) yang secara geologis memungkinkan
terjadinya pembentukan minyak dan gas bumi.
2. Adanya perpindahan (migrasi) hidrokarbon dari bebatuan asal menuju ke
“bebatuan reservoir” (reservoir rock), umumnya sandstone atau limestone
2
yang berpori-pori (porous) dan ukurannya cukup untuk menampung
hidrokarbon tersebut.
3. Adanya jebakan (entrapment) geologis. Struktur geologis kulit bumi yang
tidak teratur bentuknya, akibat pergerakan dari bumi sendiri (misalnya
gempa bumi dan erupsi gunung api) dan erosi oleh air dan angin secara
terus menerus, dapat menciptakan suatu “ruangan” bawah tanah yang
menjadi jebakan hidrokarbon. Kalau jebakan ini dilingkupi oleh lapisan
yang impermeable, maka hidrokarbon tadi akan diam di tempat dan tidak
bisa bergerak kemana-mana lagi. Temperatur bawah tanah, yang semakin
dalam semakin tinggi, merupakan faktor penting lainnya dalam
pembentukan hidrokarbon. Hidrokarbon jarang terbentuk pada temperatur
kurang dari 65˚C dan umumnya terurai pada suhu di atas 260˚C.
Hidrokarbon kebanyakan ditemukan pada suhu moderat, dari 107˚-177˚C.
Dasar-dasar Teknik 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 :
Adanya batuan Induk (Source Rock) Merupakan batuan sedimen yang
mengandung bahan organik seperti sisa-sisa hewan dan tumbuhan yang
3
telah mengalami proses pematangan dengan waktu yang sangat lama
sehingga menghasilkan minyak dan gas bumi.
Adanya batuan waduk (Reservoir Rock) Merupakan batuan sedimen yang
mempunyai pori, sehingga minyak dan gas bumi yang dihasilkan batuan
induk dapat masuk dan terakumulasi.
Adanya struktur batuan perangkap Merupakan batuan yang berfungsi
sebagai penghalang bermigrasinya minyak dan gas bumi lebih jauh.
Adanya batuan penutup (Cap Rock) Merupakan batuan sedimen yang
tidak dapat dilalui oleh cairan (impermeable), sehingga minyak dan gas
bumi terjebak dalam batuan tersebut.
Adanya jalur migrasi Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan
induk sampai terakumulasi pada perangkap.
a. 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.
1. Porositas (∅)
4
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.
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:
Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap
volume batuan total yang dinyatakan dalam persen.
Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling
berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan
dalam persen.
Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan
menjadi dua, yaitu :
Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang
bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung.
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.
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
5
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.
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 :
Alirannya mantap (steady state)
Fluida yang mengalir satu fasa
Viskositas fluida yang mengalir konstan
Kondisi aliran isothermal
Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal
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
6
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.
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).
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.
7
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.
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.
5.2 Batuan Reservoir Water Wet
8
Batuan reservoir umumnya water wet dimana air akan membasahi
permukaan batuan. Kondisi batuan yang water wet adalah :
Tegangan adhesinya bernilai positif
σsw ≥ σso, AT > 0
Sudut kontaknya (0°< θ <90°)
Apabila θ = 0°, maka batuannya dianggap sebagai strongly water wet.
5.3. Batuan Reservoir Oil Wet
Batuan reservoir disebut sebagai oil wet apabila fasa minyak membasahi
permukaan batuan. Kondisi batuan oil wet adalah :
Tegangan adhesinya bernilai negative
σso ≥ σsw, AT < 0
Sudut kontaknya (90°< θ <180°)
Apabila θ = 180°, maka batuanya dianggap sebagai strongly oil wet.
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.
9
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.
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).
b. 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
10
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.
1. Densitas Minyak ( ρo ) dan Spesifik Grafity ( γ )
Densitas didefinisikan sebagai masa dari satuan volume suatu fluida
(minyak) pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. 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).
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.
11
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.
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.
5. Kompressibilitas Minyak ( Co )
Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak
akibat adanya perubahan tekanan.
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.
12
c. 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.
1. Kompaksi Batuan
Tenaga ini berasal dari beban overburden batuan di atas dan selalu berubah
akibat diproduksikannya fluida (minyak) dari reservoir tersebut.
2. Graviti Drive
Gejala alam yang mempengaruhi fluida formasi yang menyebabkan
terjadinya pemisahan akibat perbedaan berat jenis dari fluida reservoir.
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.
13
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 mencapai
saturasi minimum. Setelah seluruh gas tergabung dan mencapai saturasi kritik,
maka gas akan mulai bergerak.
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.
14
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.
d. 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.
a) 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.
b) Reservoir Tidak Jenuh
15
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.
AKUMULASI MINYAK DAN GAS BUMI
Seperti telah kita ketahui bersama bahwa minyak dan gas bumi
berakumulasi pada suatu perangkap yang merupkan bagian tertinggi dari lapisan
reservoir. Akan tetapi apakah yang menyebabkan minyak dan gas bumi berhenti
disana? Ada 2 teori yang menjelaskan pertanyaan itu adalah sebagai berikut :
1. TEORI AKUMULASI GUSSOW
Dalam keadaan hidrostatik, akumulasi dapat diterangkan oleh teori
Gussow (1951). Gumpalan atas tetes-tetes minyak dan gas akan bergerak
sepanjang bagian atas lapisan penyalur keatas, terutama disebabkan pelampungan
(buoyancy). Begitu sampai di sustu perangkap (dalam hal ini perangkap struktur),
minyak dan gas akan menambah kolom gas dan mendesak minyak kebawah yang
juga bertambah tinggi kolomnya dan gilirannya mendesak air ke bawah. Hal ini
akan terus terjadi sampai batas minyak – air mencapai ‘Spill point’. Penambahan
minyak – dan gas terus menerus akan menyebabkan perlimpahan (Spilling)
minyak keatas ke struktur selanjutnya (fasa dua). Pada fasa berikutnya,
berhubungan penambahan gas, maka seluruh minyak didesak gas kebawah
sehingga melimpah sampai habis dan perangkap diisi sepenuhnya oleh gas.
16
Stadium I : Gas, minyak dan air diatas titik limpah, minyak dan gas kedua-duanya
terus menerus terjebak sedangkan air disingkirkan. Stadium ini berhenti jika
antara muka minyak-air mencapai titik limpah.
Stadium 2 : Stadium penyebaran selektif dan pengasiran gas. Gas terus dijebak,
selagi minyak melimpah keatas kemiringan. Stadium ini berakhir jika antara muka
minyak-gas mencapai titk limpah dan berhimpitan dengan antar muka minyak.
Stadium 3 : Stadium Akhir. Perangkap diisi oleh gas. Gas melimpah ketas selagi
lebih banyak gas yang masuk perangkap. Minyak melewati perangkap dan
meneruskan perjalannya ke atas kemiringan.
2. TEORI AKUMULASI KING HUBBERT (1953)
King Hubbert (1953) meninjau prinsip akumulasi minyak bumi dari segi
kedudukan energi potensial, dan erat hubungannya dengan perangkap
hidrodinamik. Dalam hal ini minyak bumi, baik dalam bentuk tetes – tetes
maupun fasa yang menerus yang berada dalam lingkungan air, akan akan selalu
mencari batuan reservoir yang terisolir dan secara local mempunyai potensial
terendah. Medan potensial dalam suatu reservoir yang terisi air merupakan
resultan dari dua gaya, yaitu (1) gaya pelampungan (buoyancy), dan (2) gaya yang
disebabkan gradient hidrodinamik.
Dalam pengertian ini, minyak dan gas bumi akan berakumulasi jika bidang
ekipotensial yang tegak lurus terhadap garis gaya resultan gaya tadi menutup
seluruhnya dari bawah suatu daerah potensial rendah lokasi yang terisolir,
misalnya suatu antiklin, suatu pelengkungan ataupun struktur lainnya dimana
lapisan reservoir dan lapisan penyekat diatas konkav kearah bawah.Dengan
17
konsepsi diatas, maka suatu akumulasi dapat terjadi serta hilang atau terusir,
dengan terdapatnya suatu gradient hidrodinamik yang pada setiap saat geologi
arah serta besarnya ( vektornya dapat berubah ). Dalam keadaan itu maka paling
tidak posisi batas air – minyak atau air – gas itu miring. Akumulasi minyak dan
gas bumi merupakan suatu keseimbangan yang dinamis.
WAKTU PENJEBAKAN
Penentuan waktu dalam sejarah geologi mengenai kapan minyak bumi
dapat terjebak, bukan saja penting dari segi ilmiah akan tetapi juga dari segi
ekonomi. Suatu perangkap dapat terisi atau kosong tergantung dari waktu
pembentukannya ataupun kapan minyak itu terbentuk berada dalam keadaan dapat
dijebak oleh perangkap. Pengertian yang baik mengenai hal ini akan sangat
membantu evaluasi suatu prospek ( Landes 1959 ). Ada beberapa bukti yang
menerangkan bahwa minyak bumi terjebak pada permulaan sejarah pembentukan
perangkap misalkan dalam hal lensa-lensa pasir tetapi dapat pula difahami bahwa
minyak bumi dapat bermigrasi ke perangkap yang terbentuk kemudian. Perangkap
dapat terbentuk lama setelah minyak tidak dapat bermigrasi lagi, sehingga
perangkap tersebut akan kosong. Rittenhouse ( 1967) dalam dott dan Reynolds
( 1969 ) memberikan kriteria untuk mengetahui waktu akumulasi. Berbagai
metodenya memberikan informasi hal – hal sebagai berikut :
a. Waktu tercepat dimulainya akumulasi.
b. Waktu tercepat dapat terselesaikannya akumulasi.
c. Waktu paling lambat dapat terselesaikannya akumulasi.
18
Hal – hal tersebut dapat dipertimbangkan dari beberapa faktor sebagai berikut :
1) Waktu Pembentukan Perangkap.
Waktu pembentukan perangkap adalah waktu tercepat minyak dapat
berakumulasi. Tetapi tentu minyak dapat bermigrasi setiap waktu setelah
pembentukan perangkap tadi. Dalam hal kondisi patahan – tumbuh, akumulasi
dapat terjadi bersamaan dengan pembentukan batuan reservoir. Juga hal yang
sama berlaku untuk lensa – lensa batuan reservoir. Cara menentukan ada tidaknya
perangkap pada waktu migrasi dan pembentukan minyak bumi yaitu dengan
membuat perangkap struktur yang digantungkan pada suatu lapisan sumur
tersebut sebagai datum. Dengan cara yang sama suatu peta struktur berkontur
dapat dibuat dan ada tidaknya tutupan pada zaman tersebut dapat ditentukan.
2) Perangkap Yang Terisi dan Kosong.
Terdapat kemungkinan perangkap yang terisi dibentuk terlebih dahulu dan
perangkap yang kosong terbentuk kemudian, setelah migrasi sekunder berhenti.
3) Expansi Gas.
Hal ini dikemukakan oleh leverson (1956) yang mendasarkannya pada
hokum Boyle dan Charles. Gas mengembang jika tekanan turun. Kedalaman
(waktu) pada saat volum reservoir sama dengan volum minyak dan gas sekarang
pada tekanan dari temperature lebih rendah, adalah kedalaman tercetak (waktu)
pada saat akumulasi telah selesai.
4) Minyak dibawah Penjenuhan.
Anggapan dasar dari kriteria ini adalah bahwa minyak telah jenuh dengan
gas pada waktu akumulasi telah selesai. Jika terdapat reservoir dengan minyak
19
yang tidak jenuh minyak ( tidak ada tutup/ topi gas ) maka hal ini dapat
diterangkan sebagai berikut. Pada pembebanan dan penguburan setelah akumulas,
maka minyak dalam reservoir akan tidak jenuh, karena peningkatan tekanan akan
melarutkan gas bebas kedalam minyak. Pada pengangkatan dan erosi lapisan yang
menutupi reservoir akan terjadi ha sebaliknya dan gas akan keluar membentuk
topi gas.Namun metode penentuan ini memiliki banyak kelemahan dan anggapan
– anggapannya belum tentu benar.sehingga hasilnya meragukan ( hoshkin, 1960 ).
5) Topi Gas yang Berkelalaian
Hal ini diberikan oleh Levorsen ( 1950 ) untuk keadaan special. Topi gas
yang tinggi dalam blok yang turun dalam perangkap patahan menunjukkan
akumulasi gas sebelum pematahan.
6) Difusi Gas Dalam Reservoir Yang Sebagian Terpisah dan Tak Jenuh.
( Zafferano, Capps dan Fry, 1963 ).
Difusi gas akan terjadi diantara reservoir yang demikian dari yang jenuh
menuju yang kurang jenuh dan waktu yang diperlukan untuk hubungan sekarang
dapat dihitung.
7) Metoda Energi (oleh para Ilmuwan Uni Soviet ).
Adalah pengukuran kehilangan nilai energi dari minyak dalam reservoir
sepanjang waktu.
8) Mineral Diagenesa
Mineral Diagenesa akan menurunkan porositas karena sementasi dan
kompaksi. Jika Minyak bumi yang terdapat menghalang – halangi proses tersebut,
20
maka jelas akumulasi terjadi sebelum diagenesa dalam reservoir basah air yang
ada didekatnya. Sering hal ini ditunjukkan oleh tekanan tinggi dalam reservoir.
9) Sementasi Organik
Yang dimaksud sementasi Organik disini terutama adalah semen aspal. Waktu
akumulasi adalah sebelum pengorosian bidang ketidakselarasan.
21