Karakteristik Reservoir

Karakteristik Reservoir dalam Bahasa Sederhana

Reservoir adalah tempat di mana minyak dan gas bumi (hidrokarbon) terkumpul di bawah permukaan tanah. Untuk memahami reservoir, ada tiga komponen utama yang perlu diketahui: tempat, fluida, dan kondisi.

1. Tempat: Ini merujuk pada batuan yang menyimpan hidrokarbon.
2. Fluida: Ini adalah zat-zat yang terdapat dalam reservoir, yaitu gas, minyak, dan air.
3. Kondisi: Ini meliputi tekanan dan temperatur yang ada di dalam reservoir.

Agar hidrokarbon dapat terkumpul dengan baik di dalam reservoir, diperlukan beberapa syarat atau unsur yang disebut sebagai sistem perminyakan (petroleum system). Berikut adalah penjelasan tentang unsur-unsur tersebut:

1. Batuan Induk (Source Rock):

   • Batuan ini adalah asal mula minyak atau gas bumi.
   • Batuan ini menghasilkan hidrokarbon setelah mengalami kondisi fisika dan kimia yang tepat.
   • Potensinya dinilai berdasarkan Total Organic Carbon (TOC).

2. Migrasi (Migration):

   • Proses ini adalah perpindahan hidrokarbon dari batuan induk ke batuan reservoir.

3. Batuan Reservoir (Reservoir Rock):

   • Batuan ini adalah tempat di mana minyak dan gas bumi disimpan.
   • Batuan reservoir biasanya berongga (porous) dan mudah dilalui fluida (permeable).

4. Perangkap Reservoir (Reservoir Trap):

   • Ini adalah bentuk geologi yang membuat hidrokarbon terjebak di bagian atas reservoir.
   • Bentuknya seperti mangkuk terbalik, yang menjaga hidrokarbon tetap terkumpul di satu tempat.

5. Lapisan Penutup (Cap Rock):

   • Batuan ini tidak dapat ditembus (impermeable) dan berada di atas reservoir.
   • Lapisan ini mencegah hidrokarbon keluar dari reservoir, berfungsi sebagai penyekat.

Karakteristik Reservoir

Karakteristik reservoir sangat dipengaruhi oleh:

• Karakteristik Batuan Penyusunnya: Jenis batuan yang membentuk reservoir seperti batupasir, batuan karbonat, shale, atau kadang-kadang batuan vulkanik, masing-masing memiliki sifat fisik yang berbeda.
• Fluida Reservoir: Jenis dan sifat dari fluida (gas, minyak, air) yang ada di dalam reservoir.
• Kondisi Reservoir: Tekanan dan temperatur di dalam reservoir yang mempengaruhi bagaimana hidrokarbon tersimpan dan bergerak.

Jenis Batuan Reservoir

• Batuan Sedimen: Batuan ini paling umum dan terdiri dari batupasir, batuan karbonat, dan shale.
• Batupasir: Berongga dan permeable, baik untuk menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon.
• Batuan Karbonat: Juga bisa berongga dan permeable, namun dengan karakteristik yang berbeda dari batupasir.
• Shale: Kurang permeable dibandingkan batupasir dan karbonat.
• Batuan Vulkanik: Kadang-kadang juga menjadi reservoir, meskipun kurang umum dibandingkan batuan sedimen.

Dengan memahami komponen-komponen dan karakteristik ini, kita bisa lebih baik dalam mengeksplorasi dan memproduksi minyak dan gas bumi dari reservoir.

Sifat Fisik Batuan Reservoir dalam Bahasa Sederhana

Sifat fisik batuan reservoir sangat penting untuk memahami seberapa baik batuan tersebut dapat menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Berikut adalah beberapa sifat fisik batuan reservoir yang utama:

1. Porositas

Porositas adalah ukuran dari seberapa banyak ruang kosong (pori-pori) dalam batuan dibandingkan dengan volume total batuan. Porositas ini sangat menentukan seberapa banyak fluida (seperti minyak, gas, atau air) yang bisa disimpan dalam batuan tersebut.

Secara matematis, porositas ((\phi)) dinyatakan sebagai perbandingan antara volume ruang pori-pori (Vp) dengan volume batuan total (Vb), atau:

\phi = \frac{Vp}{Vb} ]

• Vb: Volume batuan total (bulk volume), dalam cm³.
• Vs: Volume padatan batuan (grain volume), dalam cm³.
• Vp: Volume ruang pori-pori batuan, dalam cm³.

Gambar 2.2 menunjukkan skema yang menggambarkan perbandingan porositas dalam batuan.

Jenis-Jenis Porositas

1. Porositas Absolut:
   • Ini adalah perbandingan antara volume pori-pori total dengan volume batuan total.
   • Dinyatakan dalam persen (\%).

[ \phi_{absolut} = \frac{Vp}{Vb} \times 100\% ]

1. Porositas Efektif:
   • Ini adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan (yang bisa dilalui fluida) dengan volume batuan total.
   • Dinyatakan dalam persen (\%).

[ \phi{efektif} = \frac{Vp{terhubung}}{Vb} \times 100\% ]

Porositas efektif lebih sering digunakan dalam perhitungan karena dianggap lebih relevan untuk menentukan volume yang produktif atau yang bisa menghasilkan fluida.

Klasifikasi Porositas Berdasarkan Waktu dan Cara Terbentuk

1. Porositas Primer:

   • Terbentuk saat batuan sedimen pertama kali diendapkan.
   • Contoh: batuan konglomerat, batupasir, dan batu gamping.

2. Porositas Sekunder:

   • Terbentuk setelah batuan sedimen diendapkan.
   • Dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan:
     1. Porositas Larutan:
        • Terbentuk karena pelarutan sebagian batuan.
     2. Rekahan, Celah, Kekar:
        • Terbentuk karena kerusakan struktur batuan, seperti lipatan, sesar, atau patahan.
        • Porositas jenis ini sulit dievaluasi secara kuantitatif karena bentuknya tidak teratur.
     3. Dolomitisasi:
        • Proses di mana batu gamping (CaCO3) berubah menjadi dolomit (CaMg(CO3)2) melalui reaksi kimia:

[ 2CaCO3 + MgCl2 \rightarrow CaMg(CO3)2 + CaCl2 ]

- Batu gamping yang terdolomitasi biasanya memiliki porositas yang lebih besar daripada batu gamping aslinya.

Faktor-Faktor yang Mempengaruhi Porositas

1. Ukuran Butir:
   • Distribusi ukuran butir yang baik biasanya meningkatkan porositas.
2. Susunan Butir:
   • Susunan butir berbentuk kubus memiliki porositas yang lebih baik dibandingkan dengan susunan rhombohedral.
3. Kompaksi dan Sementasi:
   • Proses kompaksi (pemadatan) dan sementasi (penyemenan) dapat mengurangi porositas batuan dengan mengisi ruang-ruang pori.

Dengan memahami sifat fisik batuan reservoir, khususnya porositas, kita dapat memperkirakan kapasitas penyimpanan dan kemampuan batuan untuk mengalirkan fluida, yang sangat penting dalam eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi.

2.2.2 Permeabilitas

Pengertian Permeabilitas

Permeabilitas adalah ukuran kemampuan suatu batuan untuk meloloskan fluida melalui pori-porinya. Sifat ini sangat penting dalam memahami bagaimana fluida seperti minyak, gas, dan air dapat bergerak melalui batuan reservoir. Permeabilitas diukur dalam satuan Darcy (D) atau milidarcy (mD), dengan 1 Darcy sama dengan kemampuan suatu batuan untuk memungkinkan aliran fluida dengan viskositas 1 centipoise (cp) melalui luas 1 cm² di bawah gradien tekanan 1 atm/cm.

Dasar Teori Permeabilitas

Henry Darcy mengembangkan definisi kuantitatif permeabilitas pada tahun 1856 melalui eksperimen dan hubungan empiris. Dua persamaan dasar yang digunakan adalah:

1. Persamaan (2-4): [ q = -k \cdot A \cdot \frac{dP}{dL} ] Di mana:

   • ( q ): Laju alir fluida (cm³/s)
   • ( k ): Permeabilitas media berpori (D)
   • ( A ): Luas penampang batuan (cm²)
   • ( \frac{dP}{dL} ): Gradien tekanan (atm/cm)

   Tanda negatif menunjukkan bahwa aliran terjadi dari tekanan tinggi ke tekanan rendah.

2. Persamaan (2-5): [ q = k \cdot \frac{A}{\mu} \cdot \frac{\Delta P}{L} ] Di mana:

   • ( \mu ): Viskositas fluida yang mengalir (cp)
   • ( \Delta P ): Perbedaan tekanan (atm)
   • ( L ): Panjang media berpori (cm)

Menggabungkan kedua persamaan ini melalui diferensiasi dan substitusi menghasilkan:

1. Persamaan (2-6): [ k = \frac{q \cdot \mu \cdot L}{A \cdot \Delta P} ]

Percobaan Henry Darcy

Dengan menggunakan percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy, persamaan permeabilitas absolut batuan diperoleh:

1. Persamaan (2-8): [ k = \frac{q \cdot \mu \cdot L}{A \cdot \Delta P} ]

Di mana:

• ( k ): Permeabilitas media berpori (D)
• ( q ): Laju alir (cm³/s)
• ( \mu ): Viskositas fluida yang mengalir (cp)
• ( L ): Panjang media berpori (cm)
• ( A ): Luas penampang (cm²)
• ( \Delta P ): Perbedaan tekanan (atm)

Anggapan dalam Persamaan Darcy

Persamaan Darcy membuat beberapa asumsi penting, yaitu:

• Aliran Mantap (Steady State): Aliran fluida tidak berubah seiring waktu.
• Fluida Satu Fasa: Hanya satu jenis fluida yang mengalir.
• Viskositas Fluida Konstan: Viskositas fluida tidak berubah.
• Kondisi Aliran Isotermal: Suhu aliran tetap konstan.
• Formasi Relatif dan Arah Aliran Horizontal: Batuannya seragam dan aliran terjadi secara horizontal.

Dengan memahami konsep-konsep ini, kita dapat menghitung permeabilitas batuan reservoir dan mengevaluasi kemampuan batuan untuk meloloskan fluida, yang sangat penting dalam eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi.

Permeabilitas dalam Batuan Reservoir

Permeabilitas adalah kemampuan suatu batuan untuk meloloskan fluida melalui pori-porinya. Dalam batuan reservoir, permeabilitas dapat dibedakan menjadi tiga jenis, yaitu permeabilitas absolut, permeabilitas efektif, dan permeabilitas relatif.

A. Permeabilitas Absolut

Pengertian: Permeabilitas absolut adalah kemampuan batuan untuk meloloskan fluida satu fasa, misalnya hanya minyak atau gas saja yang mengalir. Eksperimen yang dilakukan oleh Henry Darcy pada tahun 1856 menjadi dasar penentuan permeabilitas absolut ini. Darcy melakukan percobaan dengan menggunakan batupasir yang tidak kompak dan dialiri air.

Percobaan Darcy:

• Batupasir silindris yang berpori dijenuhi dengan cairan dengan viskositas (\mu).
• Luas penampang batuan adalah (A) dan panjangnya (L).
• Tekanan (P1) diberikan pada satu ujung batuan dan menghasilkan aliran dengan laju (Q), dengan tekanan (P2) di ujung lainnya.

Dari percobaan ini, ditemukan bahwa perbandingan (Q \cdot \mu \cdot L / A \cdot (P1 - P2)) adalah konstan dan merupakan harga permeabilitas absolut batuan.

Persamaan Permeabilitas Absolut: [ k = \frac{Q \cdot \mu \cdot L}{A \cdot (P1 - P2)} ]

Satuan Permeabilitas: Permeabilitas diukur dalam satuan Darcy (D). Satu darcy adalah permeabilitas batuan yang memungkinkan fluida satu fasa dengan viskositas 1 cp mengalir dengan kecepatan 1 cm/detik. Permeabilitas batuan sering kali kurang dari 1 darcy, sehingga satuan milidarcy (md) lebih umum digunakan (1 md = 0.001 darcy).

B. Permeabilitas Efektif

Pengertian: Permeabilitas efektif adalah kemampuan batuan untuk meloloskan fluida lebih dari satu fasa, seperti minyak dan air, atau gas dan minyak. Permeabilitas efektif diukur untuk masing-masing fluida dan dinyatakan sebagai (k_o) (untuk minyak), (k_g) (untuk gas), dan (k_w) (untuk air).

Percobaan:

• Laju aliran minyak ((Q_o)) dan air ((Q_w)) diukur.
• Saturasi minyak ((S_o)) dan saturasi air ((S_w)) dihitung dari jumlah fluida yang diinjeksikan dan keluar setelah keseimbangan tercapai.
• Tekanan injeksi ((P1)) dan tekanan keluar ((P2)) diukur untuk menentukan permeabilitas efektif minyak dan air.

Persamaan Permeabilitas Efektif: [ k_o = \frac{Q_o \cdot \mu_o \cdot L}{A \cdot (P1 - P2)} ] [ k_w = \frac{Q_w \cdot \mu_w \cdot L}{A \cdot (P1 - P2)} ]

Kurva Permeabilitas Efektif: Kurva menunjukkan hubungan antara permeabilitas dengan saturasi. Tiga poin penting dari kurva ini adalah:

1. Permeabilitas minyak ((k_o)) turun cepat ketika saturasi air ((S_w)) naik dari nol. Demikian juga, permeabilitas air ((k_w)) turun ketika (S_w) mendekati satu.
2. (k_o) bernilai nol meskipun masih ada (So) di dalam core, menunjukkan adanya saturasi minyak residual ((S{or})).
3. Nilai (k_o) dan (k_w) selalu lebih kecil dari permeabilitas absolut kecuali pada titik saturasi tertentu.

C. Permeabilitas Relatif

Pengertian: Permeabilitas relatif adalah perbandingan antara permeabilitas efektif suatu fluida dengan permeabilitas absolut batuan.

Persamaan Permeabilitas Relatif: [ k_{ro} = \frac{ko}{k} ] [ k{rg} = \frac{kg}{k} ] [ k{rw} = \frac{k_w}{k} ]

Keterangan:

• (k_{ro}): Permeabilitas relatif minyak
• (k_{rg}): Permeabilitas relatif gas
• (k_{rw}): Permeabilitas relatif air

Permeabilitas relatif menggambarkan kemampuan batuan untuk meloloskan satu jenis fluida relatif terhadap fluida lain. Ini penting dalam menentukan bagaimana fluida akan bergerak melalui batuan dalam kondisi nyata di lapangan.

2.2.3 Saturasi Fluida

Saturasi fluida dalam konteks reservoir batuan adalah konsep yang menggambarkan proporsi ruang pori yang ditempati oleh jenis fluida tertentu. Dalam batuan reservoir, fluida yang mungkin ada meliputi air, minyak, dan gas. Saturasi masing-masing fluida dihitung sebagai fraksi dari total volume pori batuan yang ditempati oleh fluida tersebut.

Pengertian dan Rumus Saturasi Fluida

1. Saturasi Minyak (So): Saturasi minyak adalah perbandingan antara volume pori yang ditempati oleh minyak dengan volume pori total batuan. [ S_o = \frac{V_o}{V_p} ] Di mana (V_o) adalah volume minyak dan (V_p) adalah volume pori total.

2. Saturasi Air (Sw): Saturasi air adalah perbandingan antara volume pori yang ditempati oleh air dengan volume pori total batuan. [ S_w = \frac{V_w}{V_p} ] Di mana (V_w) adalah volume air.

3. Saturasi Gas (Sg): Saturasi gas adalah perbandingan antara volume pori yang ditempati oleh gas dengan volume pori total batuan. [ S_g = \frac{V_g}{V_p} ] Di mana (V_g) adalah volume gas.

Jika dalam satu reservoir terdapat ketiga jenis fluida (gas, minyak, dan air), maka hubungan saturasinya adalah: [ S_g + S_o + S_w = 1 ]

Jika hanya terdapat minyak dan air, maka hubungan saturasinya adalah: [ S_o + S_w = 1 ]

Faktor-Faktor Penting Mengenai Saturasi Fluida

1. Variasi Saturasi di Dalam Reservoir:

   • Saturasi fluida bervariasi dari satu tempat ke tempat lain di dalam reservoir. Saturasi air cenderung lebih tinggi pada bagian reservoir yang kurang porous.
   • Pada bagian struktur reservoir yang lebih rendah, saturasi air (Sw) cenderung tinggi dan saturasi gas (Sg) cenderung rendah.
   • Sebaliknya, pada bagian atas reservoir, saturasi gas (Sg) cenderung tinggi dan saturasi air (Sw) cenderung rendah. Hal ini disebabkan oleh perbedaan densitas masing-masing fluida.

2. Perubahan Saturasi dengan Produksi:

   • Saturasi fluida berubah seiring dengan kumulatif produksi minyak. Ketika minyak diproduksi, ruang yang sebelumnya ditempati minyak akan digantikan oleh air atau gas bebas. Oleh karena itu, pada lapangan minyak yang sedang diproduksi, saturasi fluida akan terus berubah.

3. Saturasi Minyak dan Gas dalam Pori-Pori yang Terisi Hidrokarbon:

   • Saturasi minyak (So) dan saturasi gas (Sg) sering dinyatakan dalam istilah ruang pori yang diisi oleh hidrokarbon.
   • Jika volume contoh batuan adalah (V) dan porositasnya adalah (\phi), maka ruang pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah: [ S_o \cdot \phi \cdot V + S_g \cdot \phi \cdot V = (1 - S_w) \cdot \phi \cdot V ] Ini menunjukkan bahwa jumlah volume pori yang ditempati oleh minyak dan gas sama dengan volume pori total dikurangi volume yang ditempati oleh air.

Dengan memahami saturasi fluida, ahli geologi dan insinyur perminyakan dapat lebih baik memprediksi bagaimana fluida akan bergerak di dalam reservoir dan bagaimana produksi minyak atau gas akan berlangsung. Perhitungan saturasi fluida sangat penting dalam perencanaan dan optimasi produksi hidrokarbon.

2.2.4 Tekanan Kapiler

Definisi Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler adalah perbedaan tekanan antara dua fluida yang tidak tercampur di dalam pori-pori batuan reservoir, seperti antara minyak dan air. Ini terjadi karena ketidakseimbangan gaya di batas antara dua jenis fluida atau antara fluida dengan benda padat, yang menyebabkan tegangan antar permukaan.

Prinsip Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler ((Pc)) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara fluida "non-wetting phase" ((P{nw})) dan fluida "wetting phase" ((P_w)): [ Pc = P{nw} - P_w ]

Fluida "wetting phase" adalah fluida yang cenderung membasahi permukaan pori-pori batuan, biasanya air. Sedangkan fluida "non-wetting phase" adalah fluida yang tidak membasahi permukaan, seperti minyak atau gas.

Hubungan Tekanan Kapiler dengan Ukuran Pori dan Jenis Fluida

Tekanan kapiler dalam batuan berpori dipengaruhi oleh ukuran pori-pori dan jenis fluidanya. Secara matematis, tekanan kapiler dapat dinyatakan dengan persamaan: [ P_c = \frac{2 \sigma \cos \theta}{r} ]

Di mana:

• (P_c) = tekanan kapiler, dyne/cm²
• (\sigma) = tegangan permukaan antara dua fluida, dyne/cm
• (\theta) = sudut kontak antara dua fluida, derajat
• (r) = jari-jari lengkung pori-pori, cm

Pengaruh Ketinggian dan Densitas Fluida

Tekanan kapiler juga dapat dikaitkan dengan ketinggian kolom fluida di atas permukaan air bebas (oil-water contact): [ P_c = \Delta \rho \cdot g \cdot h ]

Di mana:

• (\Delta \rho) = perbedaan densitas antara dua fluida, gr/cm³
• (g) = percepatan gravitasi, cm/s²
• (h) = tinggi kolom fluida, cm

Faktor-Faktor yang Mempengaruhi Tekanan Kapiler

1. Ukuran Pori-Pori Batuan:

   • Batuan dengan pori-pori yang besar akan memiliki tekanan kapiler yang lebih rendah dibandingkan dengan batuan yang memiliki pori-pori kecil.
   • Batuan dengan permeabilitas tinggi cenderung memiliki tekanan kapiler rendah dan zona transisi yang tipis.

2. Jenis Fluida:

   • Perbedaan densitas antara dua fluida mempengaruhi tekanan kapiler. Misalnya, pada reservoir gas dengan kontak gas-air, perbedaan densitasnya besar sehingga zona transisinya minimal.
   • Pada reservoir minyak dengan API gravity rendah, kontak minyak-air akan memiliki zona transisi yang lebih panjang.

Aplikasi Tekanan Kapiler

Memahami tekanan kapiler sangat penting dalam menentukan distribusi saturasi fluida di dalam reservoir. Data tekanan kapiler dapat diubah menjadi plot antara ketinggian ((h)) versus saturasi air ((S_w)).

Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi. Pengetahuan tentang tekanan kapiler membantu dalam:

• Menilai zona transisi antara air dan hidrokarbon dalam reservoir.
• Memahami bagaimana fluida bergerak di dalam reservoir selama produksi.
• Membuat keputusan yang lebih baik dalam pengelolaan dan pemulihan minyak atau gas dari reservoir.

Dengan memahami tekanan kapiler dan faktor-faktor yang mempengaruhinya, ahli geologi dan insinyur perminyakan dapat lebih baik memprediksi perilaku fluida di dalam reservoir dan mengoptimalkan proses produksi hidrokarbon.

2.2.5 Wettabilitas

Definisi Wettabilitas

Wettabilitas adalah kemampuan suatu batuan untuk dibasahi oleh satu jenis fluida dalam keberadaan dua fluida yang tidak saling campur (immiscible). Dalam konteks reservoir, wettabilitas mengacu pada kecenderungan batuan untuk berinteraksi dengan fluida seperti air atau minyak. Gaya tarik-menarik antara cairan dan benda padat disebut gaya adhesi, yang berhubungan dengan tegangan permukaan antara fluida dan batuan.

Tipe Wettabilitas

1. Water Wet (Batu Basah Air):

   • Air cenderung melekat pada permukaan batuan, sedangkan minyak berada di antara fase air.
   • Batuan yang bersifat water wet akan memiliki sudut kontak ((\theta)) kurang dari 75°.
   • Contoh: Kebanyakan reservoir alami adalah water wet.

2. Intermediate Wet (Batu Basah Intermediet):

   • Batuan memiliki sifat perantara antara water wet dan oil wet.
   • Sudut kontak antara cairan dengan benda padat berkisar antara 75° - 105°.

3. Oil Wet (Batu Basah Minyak):

   • Minyak cenderung melekat pada permukaan batuan, sementara air berada di antara fase minyak.
   • Batuan yang bersifat oil wet akan memiliki sudut kontak lebih besar dari 105°.

Gaya-Gaya pada Batas Cairan-Padat

Pada batas antara air, minyak, dan batuan, terjadi keseimbangan gaya yang menentukan wettabilitas. Gaya adhesi yang positif menunjukkan bahwa batuan lebih cenderung dibasahi oleh air, sedangkan gaya adhesi negatif menunjukkan kecenderungan batuan untuk dibasahi oleh minyak.

Sudut Kontak

• Sudut Kontak ((\theta)): Sudut yang terbentuk antara permukaan cairan dan padatan. Menentukan sifat wettabilitas batuan:
  • (\theta < 75°): Water Wet
  • (75° \leq \theta \leq 105°): Intermediate Wet
  • (\theta > 105°): Oil Wet

Pengaruh Wettabilitas dalam Reservoir

• Water Wet Reservoir:

  • Air menempel pada batuan, minyak berada di pori-pori yang tidak dibasahi.
  • Minyak lebih mudah mengalir karena tidak menempel pada batuan.

• Oil Wet Reservoir:

  • Minyak menempel pada batuan, air berada di pori-pori yang tidak dibasahi.
  • Minyak lebih sulit mengalir karena menempel pada batuan.

Pengukuran Wettabilitas

Wettabilitas dapat diukur menggunakan sudut kontak dan tekanan ambang (threshold pressure): [ \theta = \cos^{-1} \left( \frac{P{t,air} - P{t,oil}}{\sigma_{water-oil}} \right) ]

Di mana:

• (\theta) = sudut kontak air dengan minyak dalam inti batuan.
• (P_{t,air}) = tekanan ambang untuk udara.
• (P_{t,oil}) = tekanan ambang untuk minyak.
• (\sigma_{water-oil}) = tegangan antar muka antara air dan minyak.

Visualisasi Wettabilitas

• Gambar 2.8: Menunjukkan sudut kontak antara permukaan air dan hidrokarbon pada permukaan silika.
• Gambar 2.9: Menunjukkan sudut kontak antara permukaan air dan hidrokarbon pada permukaan kalsit.

Contoh:

• Pada permukaan silika, air biasanya memiliki sudut kontak kecil dengan hidrokarbon, menunjukkan sifat water wet.
• Pada permukaan kalsit, sudut kontak lebih besar, menunjukkan sifat oil wet.

Pentingnya Wettabilitas

Wettabilitas sangat penting dalam perminyakan karena mempengaruhi:

• Mobilitas minyak dan air dalam reservoir.
• Efisiensi pemulihan minyak.
• Desain dan implementasi strategi Enhanced Oil Recovery (EOR).

Dengan memahami wettabilitas, insinyur perminyakan dapat merancang metode yang lebih efektif untuk meningkatkan pemulihan minyak dari reservoir, mengurangi sisa minyak, dan meningkatkan efisiensi produksi.

2.2.6 Kompresibilitas

Definisi Kompresibilitas

Kompresibilitas adalah ukuran perubahan volume suatu material terhadap perubahan tekanan. Dalam konteks reservoir batuan, kompresibilitas mengacu pada perubahan volume pori batuan akibat perubahan tekanan, yang penting untuk memahami perilaku reservoir selama produksi.

Jenis-Jenis Tekanan pada Batuan

1. Tekanan Internal:

   • Disebabkan oleh tekanan hidrostatik fluida dalam pori-pori batuan.
   • Tekanan ini mempengaruhi keseimbangan internal batuan dan fluida yang terkandung di dalamnya.

2. Tekanan Eksternal (Overburden Pressure):

   • Disebabkan oleh berat batuan di atasnya.
   • Tekanan ini memberikan beban eksternal pada batuan reservoir.

Kompresibilitas dalam Batuan

Kompresibilitas batuan dibagi menjadi tiga jenis utama menurut Geertsma (1957):

1. Kompresibilitas Matriks Batuan:

   • Fraksi perubahan volume material padat (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.
   • Fokus pada perubahan volume bahan penyusun padat batuan itu sendiri.

2. Kompresibilitas Bulk Batuan:

   • Fraksi perubahan volume total (bulk) batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
   • Melibatkan seluruh volume batuan, termasuk pori-pori dan material padat.

3. Kompresibilitas Pori Batuan:

   • Fraksi perubahan volume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
   • Ini dianggap paling penting dalam teknik reservoir karena mempengaruhi kapasitas penyimpanan dan aliran fluida dalam reservoir.

Pengaruh Perubahan Tekanan pada Batuan

Ketika fluida dikeluarkan dari pori-pori batuan reservoir, tekanan internal dalam pori-pori berkurang, sementara tekanan eksternal tetap konstan. Hal ini menyebabkan:

• Volume Bulk Batuan:

  • Berkurang karena tekanan luar mengkompresi batuan.
  • Volume material padat meningkat relatif.

• Volume Pori-Pori:

  • Menyusut sebagai respons terhadap pengurangan tekanan internal.
  • Mengurangi ruang yang tersedia untuk fluida.

Persamaan Kompresibilitas

1. Kompresibilitas Bulk Batuan (Cr): [ C_r = \frac{1}{V_r} \left( \frac{\partial Vr}{\partial P} \right){T} ]

   • ( C_r ): Kompresibilitas bulk batuan.
   • ( V_r ): Volume bulk batuan.
   • ( P ): Tekanan hidrostatik fluida dalam batuan.

2. Kompresibilitas Pori Batuan (Cp): [ C_p = \frac{1}{V_p} \left( \frac{\partial Vp}{\partial P} \right){T} ]

   • ( C_p ): Kompresibilitas pori batuan.
   • ( V_p ): Volume pori-pori batuan.

Metode Pengukuran

Kompresibilitas dapat diukur melalui eksperimen laboratorium:

• Batuan dijenuhi dengan fluida dan dimasukkan ke dalam tabung bertekanan berisi fluida penjenuh.
• Tekanan hidrostatik diterapkan pada batuan.
• Perubahan volume batuan (( V_r )) dan volume pori (( V_p )) diukur untuk menghitung Cr dan Cp.

Aplikasi dalam Teknik Reservoir

Memahami kompresibilitas batuan membantu dalam:

• Prediksi Performa Reservoir: Mengestimasi perubahan kapasitas penyimpanan dan aliran fluida saat tekanan reservoir berubah.
• Desain Produksi: Mengoptimalkan strategi produksi berdasarkan karakteristik kompresibilitas batuan untuk meminimalkan kerugian produksi dan kerusakan reservoir.
• Pengelolaan Tekanan: Mengatur tekanan internal dan eksternal untuk mempertahankan stabilitas struktur batuan dan efisiensi ekstraksi fluida.

Dengan pemahaman kompresibilitas, insinyur perminyakan dapat mengembangkan metode yang lebih efektif untuk mengelola reservoir dan memaksimalkan produksi hidrokarbon sambil mengurangi dampak negatif terhadap struktur batuan dan lingkungan sekitarnya.

Sifat Fisik Fluida Reservoir

Memahami sifat fisik fluida reservoir sangat penting dalam eksplorasi dan produksi hidrokarbon karena hal ini membantu memperkirakan cadangan hidrokarbon, menentukan laju alir minyak atau gas dari reservoir ke dasar sumur, dan mengontrol pergerakan fluida dalam reservoir. Beberapa sifat fisik yang perlu diketahui meliputi berat jenis, viskositas, faktor volume formasi, dan kompresibilitas.

Sifat Fisik Gas

Gas memiliki beberapa karakteristik penting yang membedakannya dari cairan, seperti massa jenis (densitas) dan viskositas yang lebih rendah. Sifat utamanya adalah kemampuannya mengisi penuh wadah apa saja. Jarak antar molekul gas lebih besar dibandingkan dengan cairan, memberikan gas sifat yang lebih mudah dikompresi.

Densitas Gas

Densitas gas adalah perbandingan antara massa jenis gas tersebut dengan massa jenis gas standar (biasanya udara kering). Rumus densitas gas adalah sebagai berikut:

[ \rho_g = \frac{PM_a}{zRT} ]

Dimana:

• (\rho_g) = densitas gas
• (z) = faktor kompresibilitas gas
• (P) = tekanan reservoir, psia
• (T) = temperatur, oR
• (R) = konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole oR
• (M_a) = berat molekul tampak = (\sum y_i M_i)
• (y_i) = fraksi mol komponen ke-i dalam suatu campuran gas
• (M_i) = berat molekul untuk komponen ke-i dalam suatu campuran gas

Specific Gravity Gas

Specific gravity gas (berat jenis gas relatif) adalah perbandingan antara densitas gas dengan densitas udara pada tekanan dan temperatur yang sama. Rumus specific gravity gas adalah:

[ \gamma_g = \frac{\rhog}{\rho{udara}} ]

Dengan asumsi gas dan udara mengikuti persamaan gas ideal, maka:

[ \gamma_g = \frac{pMg/RT}{pM{udara}/RT} = \frac{Mg}{M{udara}} = \frac{M_g}{29} ]

Dimana:

• (M_{udara}) = berat molekul udara (29 g/mol)
• (M_g) = berat molekul gas

Jika gas adalah campuran, maka:

[ \gamma_g = \frac{Ma}{M{udara}} = \frac{M_a}{29} ]

Viskositas Gas

Viskositas gas adalah ukuran tahanan gas terhadap aliran. Viskositas gas hidrokarbon biasanya lebih rendah dibandingkan dengan gas non-hidrokarbon. Viskositas gas campuran dapat dihitung dengan rumus:

[ \mu_g = \sum yi \mu{gi} ]

Dimana:

• (\mu_g) = viskositas gas campuran pada tekanan atmosfer
• (\mu_{gi}) = viskositas gas murni
• (y_i) = fraksi mol komponen ke-i
• (M_i) = berat molekul setiap komponen

Ada dua jenis viskositas:

1. Viskositas Dinamik (μ):

   • Perbandingan antara tegangan geser terhadap gradien kecepatan.
   • Satuan: poise atau centipoise.

2. Viskositas Kinematik (ν):

   • Perbandingan antara viskositas dinamik terhadap kerapatan.
   • Satuan: stoke atau centistoke.

Dalam perhitungan reservoir maupun produksi, viskositas dinamik lebih sering digunakan.

Metode Pengukuran Viskositas Gas

Salah satu metode untuk menentukan viskositas gas adalah melalui korelasi grafis (Carr et al). Metode ini dapat menentukan viskositas gas campuran pada berbagai tekanan dan suhu, dengan mempertimbangkan adanya gas-gas ikutan seperti H2S, CO2, dan N2, yang meningkatkan viskositas gas campuran.

Grafik Viskositas Gas

Gambar 2.11 menunjukkan grafik hubungan antara viskositas gas (μg) dan suhu (T) pada tekanan atmosfer.

(Placeholder for actual graphic image)

Dalam grafik tersebut:

• Sumbu x (horizontal) menunjukkan suhu.
• Sumbu y (vertikal) menunjukkan viskositas gas.
• Kurva menunjukkan perubahan viskositas gas seiring perubahan suhu pada tekanan atmosfer.

Grafik ini membantu memahami bagaimana viskositas gas berubah dengan suhu, yang penting untuk perhitungan dan simulasi dalam teknik reservoir.

Penjelasan Tambahan

1. Faktor Volume Formasi (Formation Volume Factor - FVF):

   • Merupakan rasio volume fluida reservoir di kondisi reservoir terhadap volume fluida pada kondisi permukaan.
   • FVF penting untuk mengonversi volume produksi reservoir ke volume produksi permukaan.

2. Kompresibilitas Gas:

   • Mengukur perubahan volume gas akibat perubahan tekanan.
   • Penting untuk memahami perilaku aliran gas dalam reservoir.

Dengan memahami sifat fisik fluida reservoir, para insinyur dapat membuat keputusan yang lebih baik mengenai produksi dan pengelolaan reservoir, sehingga meningkatkan efisiensi dan keberlanjutan operasi minyak dan gas.

D. Faktor Volume Formasi Gas

Faktor volume formasi gas (Formation Volume Factor - FVF) adalah volume dalam barel yang ditempati oleh satu standar kaki kubik gas (SCF) pada temperatur 60°F dan tekanan 14.7 psia, jika dikembalikan pada kondisi temperatur dan tekanan reservoir. Ini merupakan perbandingan antara volume gas pada kondisi reservoir dengan kondisi standar (60°F, 14.7 psia).

Persamaan Faktor Volume Formasi Gas

Faktor volume formasi gas dapat dihitung dengan menggunakan persamaan gas nyata (real gas law). Berdasarkan kondisi di reservoir dan kondisi di permukaan, persamaannya adalah:

[ \frac{P{sc}V{sc}}{Z{sc}T{sc}} = \frac{PV}{ZT} ]

Sehingga, faktor volume formasi gas (Bg) menjadi:

[ Bg = \frac{V}{V{sc}} = \frac{P{sc} Z T}{P Z{sc} T_{sc}} ]

Dimana:

• (Z) = Faktor kompresibilitas gas pada kondisi reservoir
• (Z_{sc}) = Faktor kompresibilitas gas pada kondisi standar
• (T) = Suhu reservoir, °R (Rankine)
• (P) = Tekanan reservoir, psia
• (T_{sc}) = Suhu standar = 60°F = 520°R
• (P_{sc}) = Tekanan standar = 14.7 psia

Persamaan ini dapat ditulis ulang sebagai:

[ B_g = \frac{0.0283 Z T}{P} ]

atau

[ B_g = \frac{T Z}{520 P} ]

E. Kompresibilitas Gas

Kompresibilitas gas adalah perubahan volume gas yang disebabkan oleh perubahan tekanan pada suhu tetap. Ini berbeda dengan faktor kompresibilitas (Z), yang menunjukkan penyimpangan gas nyata dari keadaan ideal.

Kompresibilitas Gas Ideal

Untuk gas ideal, persamaan gas ideal adalah:

[ PV = nRT \quad \text{atau} \quad V = \frac{nRT}{P} ]

Dengan menggunakan persamaan ini, kompresibilitas gas ideal dapat dihitung sebagai:

[ C_g = -\frac{1}{V} \left(\frac{\partial V}{\partial P}\right)_T ]

Kombinasi antara persamaan kompresibilitas gas dan persamaan gas ideal menghasilkan:

[ C_g = \frac{1}{P} ]

Kompresibilitas Gas Nyata

Pada gas nyata, faktor kompresibilitas (Z) diperhitungkan. Persamaannya adalah:

[ C_g = \frac{1}{Z} \left(\frac{\partial Z}{\partial P}\right)_T + \frac{1}{P} ]

Jika (Z) dianggap konstan, maka:

[ C_g = \frac{1}{P} ]

Hukum Keadaan Berhubungan (Law of Corresponding States)

Cara lain untuk menentukan kompresibilitas gas adalah dengan menggunakan hukum keadaan berhubungan. Persamaan yang digunakan adalah:

[ C_{pr} = \frac{Cg}{P{pc}} ]

Dimana:

• (C_{pr}) = Pseudo-reduced compressibility
• (P_{pc}) = Pseudo-critical pressure, psia
• (Z) = Faktor kompresibilitas
• (P) = Tekanan reservoir, psia

Gambar 2.12 menunjukkan metode grafis untuk menentukan nilai kompresibilitas gas (Cr) berdasarkan data empirik dan korelasi yang ada.

Gambar Penentuan Harga Cr untuk Kompresibilitas Gas

(Placeholder for actual graphic image)

Gambar ini menunjukkan bagaimana kompresibilitas gas dapat ditentukan menggunakan grafik yang menunjukkan hubungan antara tekanan, faktor kompresibilitas (Z), dan pseudo-reduced compressibility (C_{pr}). Grafik ini berguna untuk menentukan kompresibilitas gas dalam kondisi nyata di reservoir, yang membantu dalam perhitungan dan simulasi aliran gas dalam teknik reservoir.

Penjelasan Tambahan

1. Faktor Kompresibilitas Gas ((Z)):

   • Faktor yang menunjukkan penyimpangan gas nyata dari keadaan ideal. Nilai (Z) dihitung dari data eksperimen atau menggunakan korelasi yang tersedia untuk gas alam.

2. Kompresibilitas Isotermal Gas:

   • Mengukur perubahan volume gas akibat perubahan tekanan pada suhu konstan. Ini sangat penting untuk memahami dan memprediksi perilaku gas dalam reservoir, terutama dalam kondisi tekanan tinggi.

Memahami faktor volume formasi dan kompresibilitas gas sangat penting dalam desain dan pengoperasian sumur, perencanaan produksi, dan pengelolaan reservoir untuk memaksimalkan efisiensi ekstraksi hidrokarbon.

F. Faktor Deviasi Gas

Untuk memahami perilaku gas dalam sistem aliran seperti reservoir, tubing, atau pipa produksi, diperlukan hubungan yang menjelaskan interaksi antara tekanan, volume, dan temperatur. Untuk gas ideal, hubungan ini dinyatakan oleh Persamaan Keadaan Gas:

[PV = nRT \quad \text{(2-41)}]

Namun, gas yang nyata tidak sepenuhnya mengikuti Persamaan (2-41). Sebagai gantinya, gas nyata memberikan penyimpangan yang dinyatakan oleh faktor kompresibilitas (Z). Oleh karena itu, Persamaan (2-41) direvisi menjadi:

[PV = nZRT \quad \text{(2-42)}]

Di mana:

• (P) = tekanan, dalam psia
• (V) = volume, dalam standar kaki kubik (SCF)
• (n) = jumlah mol gas, dalam pound-mol
• (T) = temperatur, dalam derajat Rankine (°R)
• (R) = konstanta gas, dengan nilai sekitar 10.732 cuft psia °R⁻¹ lb-mol⁻¹
• (Z) = faktor deviasi

Penentuan Faktor Deviasi Gas

Penentuan nilai (Z) untuk gas alam dapat dilakukan melalui beberapa metode, termasuk:

1. Pengukuran Langsung: Dilakukan dengan mengukur gas yang sebenarnya di lapangan.
2. Korelasi Standar & Katz: Menggunakan korelasi empiris yang dikembangkan oleh Standing & Katz untuk mendapatkan nilai (Z) berdasarkan kondisi tekanan dan temperatur gas.
3. Persamaan Keadaan (Equation of State): Menggunakan persamaan keadaan yang lebih kompleks untuk menghitung nilai (Z) berdasarkan kondisi termodinamika gas.

Grafik Faktor Kompressibilitas untuk Gas Alam

Gambar ini menunjukkan grafik yang menunjukkan hubungan antara faktor reduksi tekanan (Pr) dan faktor reduksi temperatur (Tr) dengan faktor deviasi (Z). Grafik ini digunakan untuk menentukan nilai (Z) berdasarkan kondisi gas alam, yang berguna dalam pemodelan dan analisis sistem aliran gas.

Dengan mengetahui nilai pseudo-kritis (P{pc}) dan (T{pc}), nilai (Pr) dan (Tr) dapat dihitung. Grafik ini memberikan hasil yang memuaskan untuk gas yang tidak mengandung CO2 dan H2S. Namun, untuk gas yang mengandung kedua unsur tersebut, korelasi tambahan untuk nilai (P{pc}) dan (T{pc}) diperlukan sebelum menghitung (Pr) dan (Tr), yang kemudian digunakan untuk menentukan nilai (Z).

2.3.2 Sifat Fisik Minyak

Minyak mentah adalah sejenis fluida hidrokarbon yang berada dalam keadaan cair di dalam reservoir. Seperti halnya cairan pada umumnya, jarak antara molekul-molekul minyak relatif lebih kecil daripada gas. Beberapa sifat fisik utama minyak termasuk densitas, viskositas, faktor volume formasi, kelarutan gas dalam minyak, dan kompressibilitas minyak.

A. Densitas Minyak

Densitas minyak sering diukur dengan menggunakan Spesific Gravity (SG), yang merupakan perbandingan antara berat fluida terhadap volumenya. Hubungan antara densitas minyak ((\rho_o)) dengan Spesific Gravity (SG) didasarkan pada densitas air ((\rho_w)), seperti dalam persamaan:

[ SG_{\text{minyak}} = \frac{\rho_o}{\rho_w} \quad \text{(2-44)} ]

Dalam industri perminyakan, Spesific Gravity minyak sering diukur dalam satuan 0API. Hubungan antara SG minyak dengan 0API dapat dirumuskan sebagai berikut:

[ 0API = \frac{141.5}{SG_{\text{minyak}}} - 131.5 \quad \text{(2-45)} ]

Beberapa nilai umum untuk jenis-jenis minyak berdasarkan 0API adalah:

• Minyak ringan (light crude): sekitar 30 0API
• Minyak sedang: berkisar antara 20 – 30 0API
• Minyak berat: berkisar antara 10 – 20 0API

B. Viskositas Minyak

Viskositas minyak mengukur seberapa sulitnya minyak mengalir. Viskositas ((\mu)) dinyatakan dalam gr/(cm.sec) dan dapat dihitung menggunakan persamaan:

[ \mu = \frac{F \cdot A}{\nabla v} \quad \text{(2-46)} ]

Viskositas minyak dipengaruhi oleh beberapa faktor, termasuk temperatur, tekanan, dan jumlah gas terlarut di dalam minyak. Grafik hubungan viskositas terhadap tekanan ditunjukkan pada Gambar 2.14.

C. Kelarutan Gas dalam Minyak

Kelarutan gas ((R_s)) adalah banyaknya volume gas yang terlarut dari minyak mentah di dalam reservoir, yang ketika mencapai permukaan akan memiliki volume sebesar satu stock tank barrel (STB). Faktor-faktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak antara lain tekanan, komposisi minyak, dan temperatur. Persamaan empiris Standig digunakan untuk menghitung (R_s) dan dinyatakan sebagai:

[ R_s = f(T, P, \text{SG gas}) \quad \text{(2.47)} ]

Gambar 2.15 menunjukkan grafik kelarutan gas dalam minyak sebagai fungsi tekanan.

Dengan memahami sifat fisik minyak, para ahli perminyakan dapat memprediksi perilaku dan karakteristik aliran minyak dalam reservoir, yang sangat penting dalam pengelolaan sumber daya minyak dan gas bumi.

D. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)

Faktor Volume Formasi Minyak (Bo) adalah perbandingan antara volume minyak, termasuk gas yang terlarut, pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standar (14,7 psia, 60 °F), dengan satuan Bbl/STB. Standing menghitung Bo secara empiris menggunakan persamaan:

[ Bo = 0.972 + 0.000147 \cdot F^{1.175} \quad \text{(2-48)} ]

Di mana:

• ( Rs ) adalah kelarutan gas dalam minyak, dalam scf/stb
• ( \gamma_o ) adalah spesific gravity minyak, dalam lb/cuft
• ( \gamma_g ) adalah spesific gravity gas, dalam lb/cuft
• ( T ) adalah temperatur, dalam °F

Grafik ciri alur faktor volume formasi terhadap tekanan untuk minyak ditunjukkan pada Gambar 2.16.

E. Kompressibilitas Minyak

Kompressibilitas minyak mengukur perubahan volume minyak akibat perubahan tekanan. Secara matematis, kompressibilitas minyak dapat dihitung menggunakan persamaan:

[ Co = \frac{B{ob} - B{oi}}{B{oi} \cdot (P_i - P_b)} \quad \text{(2-50)} ]

Di mana:

• ( B_{ob} ) adalah faktor volume formasi pada tekanan bubble point
• ( B_{oi} ) adalah faktor volume formasi pada tekanan reservoir
• ( P_i ) adalah tekanan reservoir, dalam psi
• ( P_b ) adalah tekanan bubble point, dalam psi

Kompressibilitas minyak dibagi menjadi dua berdasarkan kondisi kejenuhannya: a. Kompressibilitas Minyak Tak Jenuh (Undersaturated Oil): Besarnya kompressibilitas minyak tak jenuh bergantung pada berat jenis, tekanan, dan temperatur. b. Kompressibilitas Minyak Jenuh (Saturated Oil): Umumnya, kompressibilitas minyak jenuh lebih besar daripada kompressibilitas minyak tak jenuh.

Memahami faktor volume formasi dan kompressibilitas minyak penting dalam mengevaluasi perilaku fluida minyak dalam reservoir serta dalam perencanaan pengembangan dan produksi minyak.

2.3.3 Sifat Fisik Air Formasi

Air formasi memiliki peran penting dalam produksi hidrokarbon karena seringkali jumlahnya lebih banyak daripada hidrokarbon dalam reservoir. Untuk memahami dampaknya, kita perlu memahami sifat fisik air formasi.

A. Densitas Air Formasi

Densitas air formasi adalah perbandingan berat air terhadap volumenya. Ini dapat dihitung dengan persamaan:

[ \rho_w = \frac{m}{v} \quad \text{(2-51)} ]

di mana ( \rho_w ) adalah densitas air formasi, ( m ) adalah massa air formasi, dan ( v ) adalah volume air formasi.

Gambar 2.17 menunjukkan bahwa densitas air formasi dipengaruhi oleh kadar garam dan temperatur reservoir.

B. Viskositas Air Formasi

Viskositas air formasi (μw) tergantung pada tekanan, temperatur, dan salinitas air. Pada Gambar 2.18, terlihat bahwa salinitas di atas 6000 ppm dan tekanan di atas 7000 psi memiliki pengaruh kecil pada viskositas air formasi.

C. Kelarutan Gas dalam Air Formasi

Kelarutan gas dalam air formasi lebih kecil daripada dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur yang sama. Pada temperatur tetap, kelarutan gas dalam air formasi meningkat dengan meningkatnya tekanan. Pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan menurun seiring kenaikan suhu, namun akan berkurang dengan peningkatan kadar garam.

D. Faktor Volume Formasi Air Formasi

Faktor volume formasi air formasi (Bw) menggambarkan perubahan volume air formasi dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan. Faktor ini dipengaruhi oleh pelepasan gas dan air dengan penurunan tekanan, ekspansi air dengan penurunan tekanan, dan penyusutan air dengan penurunan suhu. Harga Bw berkisar antara 0,98 - 1,07 bbl/stb atau dapat dianggap sama dengan 1,00. Gambar 2.20 menunjukkan bahwa Bw meningkat dengan penurunan tekanan dan suhu.

Penjelasan Ringkas

Air formasi, yang seringkali lebih banyak daripada hidrokarbon dalam reservoir, memiliki sifat fisik yang penting untuk dipahami dalam produksi hidrokarbon. Densitas air formasi, viskositas, kelarutan gas, dan faktor volume formasi semuanya memengaruhi perilaku air dalam reservoir. Dengan memahami sifat-sifat ini, para ahli perminyakan dapat merencanakan dan mengelola produksi dengan lebih efektif.

Kompresibilitas Air Formasi

Kompresibilitas air murni bergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas di dalam air. Gambar 2.21 menunjukkan kompresibilitas air formasi tanpa adanya gas terlarut.

Kondisi Reservoir

Tekanan dan temperatur adalah faktor penting dalam kondisi reservoir, baik pada batuan maupun fluidanya.

1. Tekanan Reservoir

• Tekanan Hidrostatik: Tekanan dari fluida dalam pori-pori batuan. Dipengaruhi oleh jenis fluida dan kondisi geologi. Dapat dihitung dengan persamaan: [ Ph = 0.052 \times \rho \times g \times h \quad \text{(2-52)} ] di mana ( Ph ) adalah tekanan hidrostatik, ( \rho ) adalah densitas fluida, ( g ) adalah gravitasi, dan ( h ) adalah kedalaman.
• Tekanan Kapiler: Disebabkan oleh tegangan permukaan antara fluida yang bersinggungan. Memiliki pengaruh penting dalam distribusi fluida dalam reservoar. Dapat dihitung dengan persamaan: [ Pc = \frac{2\sigma \cos(\theta)}{r} \quad \text{(2-53)} ] di mana ( Pc ) adalah tekanan kapiler, ( \sigma ) adalah tegangan permukaan, ( \theta ) adalah sudut kontak, dan ( r ) adalah radius pori.
• Tekanan Overburden: Tekanan yang diakibatkan oleh berat seluruh beban di atas suatu kedalaman. [ P{overburden} = G{mb} + G{fl} \quad \text{(2-54)} ] di mana ( G{mb} ) adalah berat matrik batuan, dan ( G_{fl} ) adalah berat fluida dalam batuan.
• Tekanan Formasi: Tekanan dari dalam formasi.
  • Tekanan Formasi Abnormal: Tekanan dengan gradient lebih besar dari 0,465 psi/ft. Tidak memiliki komunikasi tekanan secara bebas.
  • Tekanan Formasi Normal: Tekanan hidrostatis yang sama dengan tekanan kolom cairan dari mendasar formasi sampai permukaan.
  • Tekanan Formasi Subnormal: Gradient tekanan di bawah 0,433 psi/ft. Dapat disebabkan oleh rekahan batuan.
• Tekanan Rekah: Tekanan hidrostatis maksimum yang dapat ditahan tanpa menyebabkan pecahnya formasi.

2. Temperatur Reservoir

• Mempengaruhi sifat fluida dalam reservoir dan reaksi kimia.

Penjelasan Ringkas

Kompresibilitas air dalam reservoir dipengaruhi oleh tekanan, temperatur, dan kelarutan gas. Tekanan reservoir terdiri dari tekanan hidrostatik, tekanan kapiler, tekanan overburden, dan tekanan formasi. Tekanan dan temperatur reservoir memengaruhi perilaku fluida dalam batuan.

Temperatur Reservoir

Temperatur reservoir meningkat seiring dengan kedalaman, yang dikenal sebagai gradient geothermis. Besarnya gradient geothermis bervariasi di berbagai lokasi, dengan rata-rata sekitar 2°F per 100 kaki. Gradient geothermis tertinggi mencapai 4°F per 100 kaki, sementara yang terendah sekitar 0,5°F per 100 kaki. Perbedaan ini disebabkan oleh karakteristik konduktivitas termal batuan.

Hubungan Temperatur dengan Kedalaman

Temperatur reservoir pada kedalaman tertentu (( T_d )) dapat dihitung menggunakan persamaan: T_d = T_a + @ \times D \quad \text{(2-55)} ] di mana:

• ( T_d ) adalah temperatur reservoir pada kedalaman ( D ) kaki, dalam °F.
• ( T_a ) adalah temperatur pada permukaan, dalam °F.
• ( @ ) adalah gradien temperatur, dalam °F per 100 kaki.
• ( D ) adalah kedalaman, dalam kaki.

Besarnya gradien temperatur bervariasi antar daerah, tergantung pada karakteristik konduktivitas termal batuan. Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah penyelesaian sumur, dan temperatur ini dianggap konstan selama hidup reservoir, kecuali jika ada proses stimulasi yang dilakukan.

Istilah dalam Perhitungan

Dalam perhitungan, beberapa istilah penting yang sering digunakan adalah:

• PIP (Pump Intake Pressure): Tekanan hisap pompa.
• SFL (Static Fluid Level): Tingkat fluida statis dalam sumur.
• DFL (Dynamic Fluid Level): Tingkat fluida dinamis dalam sumur.
• WFL (Working Fluid Live): Jumlah fluida hidup yang sedang dioperasikan.
• WC (Water Cut): Persentase air dalam campuran minyak dan air.
• BOPD (Barrels Oil Per Day): Jumlah minyak yang diproduksi per hari.
• PSD (Pump Setting Depth): Kedalaman pengaturan pompa.
• BO (Volume Formasi Minyak): Volume minyak dalam formasi.
• BG (Faktor Volume Gas Pada Tekanan Saat Ini): Faktor yang menghitung volume gas pada tekanan saat ini.
• Vgp (Volume Gas Pompa): Volume gas yang dipompa.
• FOP (Fluid Over Pump): Jumlah fluida di atas pompa.
• TDH (Total Dynamic Head): Total head dinamis yang diperlukan oleh pompa.

Pengetahuan dan pemahaman akan istilah-istilah ini penting dalam melakukan perhitungan dan analisis di bidang perminyakan.