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 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.
Sifat-Sifat Fisik
Batuan Reservoir
Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral dibentuk
dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya
akan menentukan jenis batuan yang terbentuk. Batuan reservoir umumnya terdiri
dari batuan sedimen, yang berupa batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta
batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing
batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan
sifat fisiknya. Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai batuan
reservoir asal mempunyai kemampuan menyimpan dan menyalurkan minyak bumi.
Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar .
1. Porositas (∅)
Dalam reservoir minyak, porositas mengambarkan persentase dari total ruang yang
tersedia untuk ditempati oleh suatu cairan atau gas. Porositas dapat
didefinisikan sebagai perbandingan antara volume total pori-pori batuan dengan
volume total batuan per satuan volume tertentu, yang jika dirumuskan :
Dimana :
∅ = Porositas absolute (total), fraksi (%)
Vp = Volume pori-pori, cc
Vb = Volume batuan (total), cc
Vgr = Volume butiran, cc
Porositas batuan reservoir dapat
diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:
1. Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap
volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat
ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :
2. Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling
berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam
persen.
Dimana :
∅e = Porositas efektif, fraksi (%)
ρg = Densitas butiran, gr/cc
ρb = Densitas total, gr/cc
ρf = 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 1. berikut :
2. Permeabilitas ( k )
Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk
meloloskan/melewatkan fluida. Apabila media berporinya tidak saling berhubungan
maka batuan tersebut tidak mempunyai permeabilitas. Oleh karena itu ada hubungan
antara permeabilitas batuan dengan porositas efektif.
Sekitar tahun 1856, Henry Darcy seorang ahli hidrologi dari Prancis mempelajari
aliran air yang melewati suatu lapisan batu pasir. Hasil penemuannya
diformulasikan kedalam hukum aliran fluida dan diberi nama Hukum Darcy. Dapat
dilihat pada gambar 2 dibawah :
Dapat dinyatakan dalam rumus sebagai berikut :
Dimana :
Q = laju alir fluida, cc/det
k = permeabilitas, darcy
μ = viskositas, cp
dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm
A = luas penampang, cm2
Besaran permeabilitas
satu darcy didefinisikan sebagai permeabilitas yang melewatkan fluida dengan
viskositas 1 centipoises dengan kecepatan alir 1 cc/det melalui suatu penampang
dengan luas 1 cm2 dengan penurunan tekanan 1 atm/cm. Persamaan 4 Darcy berlaku
pada kondisi :
1. Alirannya mantap (steady state)
2. Fluida yang mengalir satu fasa
3. Viskositas fluida yang mengalir konstan
4. Kondisi aliran isothermal
5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal
6. Fluidanya incompressibleBerdasarkan jumlah
fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi
tiga, yaitu :
Permeabilitas absolute (Kabs) Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir
melalui media berpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100% fluida,
misalnya hanya minyak atau gas saja.
Permeabilitas efektif (Keff) Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir
lebih dari satu fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas), (gas dan
minyak) atau ketiga-tiganya. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko,
kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas dan air.
Permeabilitas relatif (Krel) Yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu
terhadap permeabilitas absolute. Harga permeabilitas relative antara 0 – 1
darcy. Dapat juga dituliskan sebagai beikut :
Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga
didalam reservoir akan terdapat Permeabilitas relatif air (Krw), Permeabilitas
relatif minyak (Kro), Permeabilitas relatif gas (Krg) dimana persamaannya
adalah :
Dimana :
Krw = permeabilitas relatif air
Kro = permeabilitas relaitf minyak
Krg = permeabilitas relatif gas
3. Saturasi
Saturasi adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan yang terisi fluida
formasi tertentu terhadap total volume pori-pori batuan yang terisi fluida atau
jumlah kejenuhan fluida dalam batuan reservoir per satuan volume pori. Oleh
karena didalam reservoir terdapat tiga jenis fluida, maka saturasi dibagi
menjadi tiga yaitu saturasi air (Sw), saturasi minyak (So) dan saturasi gas
(Sg), dimana secara matematis dapat ditulis :
Total saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida :
Untuk sistem
air-minyak, maka persamaan (12) dapat disederhanakan menjadi :
Beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir adalah :
a. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan.
b. Ketinggian diatas free water level.
c. Adanya perbedaan tekanan kapiler.
Didalam kenyataan,
fluida reservoir tidak dapat diproduksi semuanya. Hal ini disebabkan adanya
saturasi minimum fluida yang tidak dapat diproduksi lagi atau disebut dengan
irreducible saturation sehingga berapa besarnya fluida yang diproduksi dapat
dihitung dalam bentuk saturasi dengan persamaan berikut :
Dimana :
St = saturasi total fluida terproduksi
Swirr = saturasi air tersisa (iireducible)
Sgirr = saturasi gas tersisa (iireducible)
Soirr = saturasi minyak tersisa (iireducible)
4. Resistiviti
Batuan reservoir terdiri atas campuran mineral-mineral, fragmen dan pori-pori.
Padatan-padatan mineral tersebut tidak dapat menghantarkan arus listrik kecuali
mineral clay. Sifat kelistrikan batuan reservoir tergantung pada geometri
pori-pori batuan dan fluida yang mengisi pori. Minyak dan gas bersifat tidak
menghantarkan arus listrik sedangkan air bersifat menghantarkan arus listrik
apabila air melarutkan garam.
Arus listrik akan terhantarkan oleh air akibat adanya gerakan dari ion-ion
elektronik. Untuk menentukan apakah material didalam reservoir bersifat menghantar
arus listrik atau tidak maka digunakan parameter resistiviti. Resistiviti
didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu material untuk menghantarkan arus
listrik, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut :
Dimana :
ρ = resistiviti fluida didalam batuan, ohm-m
r = tahanan, ohm
A = luas area konduktor, m2
L = panjang konduktor, m
Konsep dasar untuk mempelajari sifat kelistrikan batuan diformasi digunakan
konsep “faktor formasi” dari Archie yang didefinisikan :
Dimana :
Ro = resistiviti batuan yang terisi minyak
Rw = resistiviti batuan yang terisi air
5. Wettabiliti
Wettabiliti didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh
fasa fluida atau kecenderungan dari suatu fluida untuk menyebar atau melekat ke
permukaan batuan. Sebuah cairan fluida akan bersifat membasahi bila gaya adhesi
antara batuan dan partikel cairan lebih besar dari pada gaya kohesi antara
partikel cairan itu sendiri. Tegangan adhesi merupakan fungsi tegangan
permukaan setiap fasa didalam batuan sehingga wettabiliti berhubungan dengan
sifat interaksi (gaya tarik menarik) antara batuan dengan fasa fluidanya.
Dalam sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak atau gas yang
terletak diantara matrik batuan.
Gambar 3 memperlihatkan sistem air-minyak yang kontak dengan benda padat,
dengan sudut kontak sebesar θ. Sudut kontak diukur antara fluida yang lebih
ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga 0o – 180o, yaitu antara
air dengan padatan, sehingga tegangan adhesi (AT) dapat dinyatakan dengan persamaan
:
Dimana :
AT = tegangan adhesi, dyne/cm
σso = tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm
σsw = tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cm
σwo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm
θ = sudut kontak air-minyak5.1. 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
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 negatif
• 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.
Adapun skema proses imbibisi dan drainage dapat dilihat pada gambar 4 berikut :
6. Tekanan Kapiler (Pc)
Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan tekanan
antara fluida yang membasahi batuan dengan fluida yang bersifat tidak membasahi
batuan jika didalam batuan tersebut terdapat dua atau lebih fasa fluida yang
tidak bercampur dalam kondisi statis. Secara matematis dapat dilihat bahwa :
Dimana :
Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2
Pnw = tekanan pada permukaan fluida non wetting phase, dyne/cm2
Pw = tekanan pada permukaan fluida wetting phase, dyne/cm2
Hubungan tekanan kapiler di dalam rongga pori batuan dapat dilukiskan dengan
sebuah sistim tabung kapiler. Dimana cairan fluida akan cenderung untuk naik
bila ditempatkan didalam sebuah pipa kapiler dengan jari-jari yang sangat
kecil. Hal ini diakibatkan oleh adanya tegangan adhesi yang bekerja pada permukaan
tabung. Besarnya tegangan adhesi dapat diukur dari kenaikkan fluida , dimana
gaya total untuk menaikan cairan sama dengan berat kolom fluida. Sehingga dapat
dikatakan bahwa tekanan kapiler merupakan kecenderungan rongga pori batuan
untuk menata atau mengisi setiap pori batuan dengan fluida yang berisi bersifat
membasahi.
Tekanan didalam tabung kapiler diukur pada sisi batas antara permukaan dua fasa
fluida. Fluida pada sisi konkaf (cekung) mempunyai tekanan lebih besar dari
pada sisi konvek (cembung). Perbedaan tekanan diantara dua fasa fluida terebut
merupakan besarnya tekanan kapiler didalam tabung.
Untuk sistem udara-air (gambar 5) :
Untuk sistem minyak-air (gambar 5) :
Dimana :
Pa = tekanan udara, dyne/cm2
Pw = tekanan air, dyne/cm2
Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2
ρw = densitas air, gr/cc
ρo = densitas minyak, gr/cc
g = percepatan gravitasi, m/det2
h = tinggi kolom, m
Karakteristik
Minyak Bumi
Setiap reservoir yang ditemukan, akan diperoleh sekelompok molekul yang terdiri
dari elemen kimia Hidrogen (H) dan Karbon (C). Minyak dan gas bumi terdiri dari
kedua elemen ini, yang mempunyai proporsi yang beraneka ragam. Apabila
ditemukan deposit hidrokarbon disuatu tempat, akan sangat jarang dapat
ditemukan di tempat lain dengan komposisi yang sama, karena daerah
pembentukkannya berbeda.
Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon
sendiri terdiri dari fasa cair (minyak bumi) maupun fasa gas, tergantung pada
kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir yang ditempati. Perubahan kondisi
reservoir akan mengakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik fluida reservoir.
Fluida minyak bumi dijumpai dalam bentuk cair, sehingga sesuai dengan sifat
cairan pada umumnya. Pada fasa cair, jarak antara molekul-molekulnya relatif
lebih kecil daripada gas. Sifat-sifat minyak bumi yang akan dibahas adalah
densitas dan spesifik grafiti, viskositas, faktor volume formasi, kelarutan
gas, kompressibilitas dan tekanan bubble point.
1. Densitas Minyak (
ρo ) dan Spesifik Grafity ( γ )
Densitas didefinisikan sebagai masa dari satuan volume suatu fluida (minyak)
pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Dari definisi tersebut dapat
dirumuskan sebagai beikut :
ρo = densitas minyak, lb/ft3
m = massa minyak, lb
V = volume minyak, ft3Sedangkan spesifik
grafiti merupakan perbandingan dari densitas suatu fluida (minyak) terhadap
densitas air. Baik densitas air maupun fluida tersebut diukur pada kondisi yang
sama (60° F dan 14.7 Psia).
Dimana :
γo = spesifik grafiti minyak
ρo = densitas minyak mentah, lb/ft3
ρw = densitas air, lb/ft3
Meskipun densitas dan spesifik grafiti dipergunakan secara meluas dalam
industri perminyakan, namun API grafiti merupakan skala yang lebih sering dipakai.
Grafiti ini merupakan spesifik grafiti yang dinyatakan dengan rumus :
API grafiti dari minyak mentah pada umumnya memiliki nilai antara 47 °API untuk
minyak ringan sampai 10 °API untuk minyak berat.2. Viskositas Minyak
( μo )
Viskositas fluida merupakan sifat fisik suatu fluida yang sangat penting yang
mengendalikan dan mempengaruhi aliran fluida didalam media berpori maupun
didalam pipa. Viskositas didefinisikan sebagai ketahanan internal suatu fluida
untuk mengalir.
Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang
terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan menurunkan viskositas
minyak dan dengan bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak maka viskositas
minyak juga akan turun. Hubungan antara viskositas minyak dengan tekanan
ditunjukkan pada Gambar 6.
Gambar 6 menunjukkan bahwa tekanan mula-mula berada di atas tekanan gelembung
(Pb), dengan penurunan tekanan sampai (Pb), mengakibatkan viskositas minyak
berkurang, hal ini akibat adanya pengembangan volume minyak. Kemudian bila
tekanan turun dari Pb sampai pada harga tekanan tertentu, maka akan menaikkan
viskositas minyak, karena pada kondisi tersebut terjadi pembebasan gas dari
larutan minyak.
3. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo )
Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak pada tekanan
dan temperatur reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak dan
gas dalam larutan. Harga ini selalu lebih besar atau sama dengan satu. Untuk
minyak tersaturasi, Standing membuat korelasi berdasarkan persamaan :
Dimana :
Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STBO
T = temperature, °F
Rs = kelarutan gas, SCF/STBO
C = faktor tambahan seperti perhitungan Rs
Faktor volume formasi minyak merupakan fungsi dari tekanan. Gambar 7 memperlihatkan
faktor volume formasi minyak.
Terdapat dua hal
penting dari gambar 7 diatas, yaitu :
1. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik dengan
berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume sistem cairan
bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan minyak.
2. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya tekanan,
disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan.
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. Secara matematis didefinisikan sebagai berikut:
Pada kondisi tekanan di bawah bubble point, Co didefinisikan sebagai berikut :
Dengan menggunakan grafik korelasi, maka harga kompressibilitas minyak dapat
diperoleh dengan persamaan :
Kompressibilitas minyak pada kondisi dibawah bubble point akan cenderung
membesar bila dibandingkan dengan harga ketika diatas bubble point karena
dengan turunnya tekanan, gas membebaskan diri dari larutan. Volume total minyak
yang tertinggal sebenarnya berkurang dengan turunnya tekanan terebut, akibatnya
volume fluida total yang terdiri dari minyak dan gas makin lama menjadi besar
seiring dengan turunnya tekanan.
6. Tekanan Bubble
Point (Pb)
Tekanan bubble point (titik gelembung) suatu sistem hidrokarbon didefinisikan
sebagai tekanan tertinggi dimana gelembung gas mulai pertama kali terbebaskan
dari minyak. Harga ini ditentukan secara eksperimen terhadap minyak mentah
dengan melakukan test ekspansi constant-composition (test flash liberation).
Apabila pengukuran laboratorium tidak tersedia untuk menentukan tekanan bubble
point, maka dapat digunakan korelasi Standing. Secara matematis, tekanan bubble
point dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan :
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. Hal tersebut
dapat dilihat pada gambar 8 yang memperlihatkan pengaruh kompaksi batuan
terhadap fluida yang berada didalamnya.
2. Graviti Drive
Gejala alam yang mempengaruhi fluida formasi yang menyebabkan terjadinya
pemisahan akibat perbedaan berat jenis dari fluida reservoir. Gambar 9.
menggambarkan pengaruh grafitasi terhadap kelakuan fluida yang mana pada fluida
yang mempunyai densitas yang lebih besar akan bermigrasi kebagian bawah
struktur reservoir sedangkan fluida yang mempunyai densitas yang lebih kecil
akan bermigrasi kebagian atas reservoir.
3. Water Drive
Jika air berada dibawah zona minyak pada suatu reservoir, maka dengan tekanan
yang dimiliki oleh air ini akan membantu minyak bergerak keatas. Jika minyak
dieksploitasi, tekanan direservoir akan dijaga (mainteained) oleh gaya
hidrostatik air yang masuk menggantikan minyak yang telah terproduksi. Energi
ini dihasilkan oleh air (aquifer) yang berada pada kondisi bertekanan. Pada
umumnya reservoir minyak dan gas berasosiasi dengan aquifer. Dengan merembesnya
air ke reservoir sehingga menjadi suatu tenaga pendorong yang biasa disebut
dengan water drive.
Hal ini dapat dilihat pada gambar 10. yang memperlihatkan proses pendorongan
air terhadap minyak.
Reservoir berpendorong air memiliki cirri-ciri sebagai berikut :
1. Penurunan tekanan reservoir relative kecil
2. GOR permukaan rendah
3. Produksi air mula-mula sedikit kemudian bertambah banyak karena minyak
didorong oleh air
4. Solution Gas
Drive
Solution gas drive atau depletion gas drive adalah mekanisme pendorong yang
berasal dari ekspansi larutan gas yang berada dalam minyak dan pendesakan
terjadi akibat berkurangnya tekanan. Setelah terjadi penurunan tekanan pada
dasar sumur, maka gas yang terlarut dalam minyak akan bebas keluar sebagai
gelembung-gelembung yang tersebar merata dan merupakan fasa yang terdispersi
yang tidak kontinu sehingga mencapai saturasi minimum. Setelah seluruh gas
tergabung dan mencapai saturasi kritik, maka gas akan mulai bergerak. Hal
tersebut dapat dilihat pada gambar 11.
Reservoir jenis pendorong solution gas drive mempunyai ciri sebagai berikut :1. Tekanan reservoir turun secara cepat dan kontinu
2. Perbandingan komulatif produksi gas (Gp) dengan komulatif produksi minyak
(Np) meningkat dengan cepat (GOR) meningkat
3. Produksi air hampir tidak ada (relatif sangat kecil)
5. Gas Cap Drive
Energi alamiah ini berasal dari dua sumber yaitu ekspansi gas cap dan ekspansi
gas yang terlarut kemudian melepaskan diri. Adanya gas cap dalam reservoir
antara lain disebabkan oleh adanya pemisahan secara gravitasi dari minyak dan
fasa gas bebas dibawah tekanan titik gelembung. Karena tekanan reservoir berada
dibawah tekanan gelembung maka komponen hidrokarbon ringan akan terbebaskan
dari fasa cairnya dan membentuk fasa gas. Penurunan tekanan secara kontinu akan
membebaskan gas lebih banyak lagi dan akan membentuk gas cap pada bagian atas
dari minyak. Hal tersebut akan menyebabkan terdorongnya minyak karena
pengembangan dari gas cap akibat penurunan tekanan secara kontinu. Gamabar 12.
memperlihatkan proses pendorongan gas cap terhadap minyak.
Reservoir gas cap drive mempunyai cirri-ciri sebagai sebagai berikut :
1. Tekanan reservoir turun perlahan-lahan dan kontinu
2. Kenaikan GOR sejalan dengan pergerakan permukaan minyak dengan gas kearah
bawah (meningkat secara kontinu)
3. Produksi air hampir tidak ada (relative kecil)
6. Combination Drive
Mekanisme pendorong dari tipe ini adalah kombinasi dari beberapa tipe pendorong
yang telah dijelaskan sebelumnya. Combination drive yang paling umum adalah
kombinasi antara gas cap drive dan water drive. Hal ini dapat dilihat pada
gambar 13. dibawah.
Jenis-Jenis ReservoirJika 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.
1. Reservoir Jenuh
Reservoir jenuh (saturated) biasanya mengandung hidrokarbon dalam bentuk minyak
yang dijenuhi oleh gas terlarut dan dalam bentuk gas bebas yang terakumulasi
membentuk gas cap. Bila minyak dan gas diproduksikan, kemungkinan akan ada air
yang ikut terproduksi, tekanan reservoir akan turun. Dengan turunnya tekanan
reservoir, maka volume gas yang membentuk gas cap akan mengembang dan merupakan
pendorong keluarnya fluida dari dalam reservoir. Selain pengembangan volume gas
cap dan pembebasan gas terlarut, mungkin juga terjadi perembesan air kedalam
reservoir.
2. Reservoir Tidak
Jenuh
Reservoir tidak jenuh (under saturated) pada keadaan mula-mula tidak terdapat
gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Apabila reservoir diproduksikan,
maka gas akan mengalamai pengembangan yang menyebabkan bertambahnya volume
minyak. Pada saat tekanan reservoir mencapai tekanan bubble point maka gas akan
keluar dari minyak.