Reservoir Minyak Dan Gas Bumi

BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA

Reservoir Minyak Dan Gas Bumi 1. Pendahuluan Teknik reservoir adalah suatu ilmu yang mempergunakan kaidah-kaidah ilmu alam dalam memecahkan persoalan-persoalan reservoir. Persoalan-persoalan yang dipecahkan di sini adalah menyangkut penentuan tempat, ukuran serta kinerja reservoir, baik selama produksi maupun peramalan untuk masa mendatang sesuai dengan anggapan-anggapan yang digunakan. Hal ini menyangkut apa yang diproduksikan, mekanisme pendorongan, jumlah cadangan minyak di tempat (oil in place), besarnya jumlah minyak yang biasa diperoleh/ diproduksikan serta usaha-usaha lain dalam peningkatan recovery minyak. Reservoir minyak dan/atau gas bumi adalah suatu batuan yang berpori-pori dan permeable tempat minyak dan/atau gas bergerak serta berakumulasi. Melalui batuan reservoir ini fluida dapat bergerak ke arah titik serap (sumur-sumur produksi) dibawah pengaruh tekanan yang dimilikinya atau tekanan yang diberikan dari luar. Suatu reservoir yang dapat mengandung minyak dan atau gas harus memiliki beberapa syarat yang terdiri dari unsur-unsur : 1. Batuan reservoir (reservoir rocks). 2. Lapisan penutup (sealing cap rocks). 3. Batuan asal (source rock).

1.1 Batuan Reservoir Didefinisikan sebagai suatu wadah yang diisi dan dijenuhi minyak dan/atau gas, merupakan suatu lapisan berongga/berpori-pori. Secara teoritis semua batuan, baik batuan beku maupun batuan metaforf dapat bertindak sebagai batuan reservoir, tetapi pada kenyataan ternyata 99% batuan reservoir adalah batuan sedimen. Jenis batuan reservoir ini akan berpengaruh terhadap besarnya porositas dan permeabilitas. Porositas merupakan perbandingan volume pori-pori terhadap volume batuan keseluruhan, sedangkan permeabilitas merupakan kemampuan dari medium berpori untuk mengalirkan fluida yang dipengaruhi oleh ukuran butiran, bentuk butiran serta distribusi butiran. Disamping itu batuan reservoir akan dipengaruhi juga oleh fasa fluida yang mengisi pori-pori tersebut berhubungan atau tidak satu sama lainnya.

1.2 Lapisan Penutup Minyak dan/atau gas terdapat di dalam reservoir. Untuk dapat menahan dan melindungi fluida tersebut, lapisan reservoir ini harus mempunyai penutup di bagial luar lapisannya. Sebagai penutup lapisan reservoir biasanva merupakan lapisan batuan yang rnempunyai sifat kedap (impermeabel), yaitu sifat yang tidak dapat meloloskan fluida yang dibatasinya. Jadi lapisan penutup didefinisikan sebagai lapisan yang berada di bagian atas dan tepi reservoir yang dapat dan melindungi fluida yang berada di dalam lapisan di bawahnya, hal ini akan mengakumulasikan minyak dalam reservoir.

1.3 Batuan Asal Pada saat terjadinya minyak dan/atau gas yang berasal dari organisme purba terdapat di dalam batuan asal (source rock), dengan kondisi tekanan dan temperatur tertentu kemudian berubah menjadi minyak atau gas bumi, kemudian bermigrasi dan terperangkap pada batuan berpori yang disebut sebagai batuan reservoir. Reservoir Minyak dan Gas Bumi

Halaman 1 dari 8

Kontributor : Sudjati Rachmat


2. Sifat Batuan Reservoir 2.1 Porositas Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume batuan yang tidak terisi oleh padatan terhadap volume batuan secara keseluruhan. Berdasarkan sifat-sifat batuan reservoir, maka porositas dapat dibagi lagi menjadi porositas effektif dan porositas absolut. Porositas effektif yaitu perbandingan volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan secara keseluruhan. Porositas absolut adalah perbandingan volume pori-pori total tanpa memandang saling berhubungan atau tidak, terhadap volume batuan secara keseluruhan.

2.2 Permeabilitas Permeabilitas batuan didefinisikan sebagai kemampuan batuan tersebut untuk melewatkan fluida dalam medium berpori-pori yang saling berhubungan. Dikenal tiga istilah untuk permeabilitas yaitu permeabilitis absolut, permeabilitas effektif dan permeabilitas relatif. Permeabilitas absolut dipakai untuk aliran fluida satu fasa. Permeabilitas effektif digunakan untuk aliran yang terdiri dari dua phasa atau lebih yang dikenal sebagai : Ko, Kw, Kg. Permeabilitas relatif adalah perbandingan permeabilitas effektif terhadap permeabilitas absolut, ini tergantung pada jenis fluidanya.

2.3 Saturasi Reservoir mengandung fluida-fluida berupa; minyak, gas, atau air. Saturasi didefisikan sebagai fraksi salah satu fluida terhadap pori-pori dari batuan. Di sini dikenal So, Sw, dan Sg, di mana :

Volume minyak dalam pori - pori Volume pori - pori keseluruhan Volume minyak dalam pori - pori Volume air dalam pori - pori So = S w pori = Volume - pori keseluruhan Volume pori - pori keseluruhan So =

Sg =

Volume gas dalam pori - pori Volume pori - pori keseluruhan

sehingga : So + Sw + Sg = 1.0 Untuk mendapatkan harga saturasi dapat dilakukan di laboratorium dengan prinsip penguapan air dan pelarutan minyak. Untuk ini dapat digunakan alat-alat : ASTM Extraction, Soxlet Extractor.

2.4 Kebasahan (wettability) Kebasahan didefinisikan sebagai suatu kecenderungan suatu fluida untuk menyebar atau menempel pada permukaan padatan dengan adanya fluida lain yang immiscible.

Reservoir Minyak dan Gas Bumi

Halaman 2 dari 8



Kecenderungan untuk menyebar atau menempel ini karena adanya gaya adhesi, yang merupakan faktor tegangan permukaan. Faktor inii pula yang menentukan fluida mana yang akan lebih membasahi suatu padatan.

σos − σ ws = σow Cos θc σos = energi antar muka antara minyak dengan padatan, dyne/cm σws = energi antar muka antara air dengan padatan, dyne/cm σow = energi antar muka antara minyak dengan air, dyne/cm θc = sudut pada antar muka antara minyak, air, dan padatan, derajat

Untuk menentukan energi antar muka sistem di atas, biasanya dapat dilakukan di laboratorium secara langsung. Harga θ disebut sebagai sudut kontak, berkisar antara 0o – 180o. Untuk θ > 90o, sifat kebasahan batuan reservoir disebut sebagai basah minyak (oil wet), sedangkan Untuk θ < 90o, sifat kebasahan batuan reservoir disebut sebagai basah air (water wet).

3. Tekanan Reservoir Didefisikan sebagai tekanan fluida di dalam pori-pori reservoir, yang berada dalam keadaan setimbang, baik sebelum maupun sesudah dilakukannya suatu proses produksi. Berdasarkan hasil penyelidikan, besarnya tekanan reservoir mengikuti suatu hubungan yang linier dengan kedalaman reservoir tersebut. Hal ini diinterpretasikan sebagai akibat dari penyingkapan perluasan formasi batuan reservoir tersebut ke permukaan, sehingga reservoir menerima tekanan hidrostatis fluida pengisi formasi. Berdasarkan ketentuan ini, maka pada umumnya gradient tekanan berkisar antara 0,435 psi/ft. Dengan adanya tekanan overburden dari batuan di atasnya, gradient tekanan dapat lebih besar dari harga tersebut di atas, hal ini tergantung pada kedalaman reservoir. Dengan adanya kebocoran gas sebelum/selama umur geologi migrasi minyak, dapat mengakibatkan tekanan reservoir akan lebih rendah. Besarnya tekanan reservoir dapat diketahui dengan merata-ratakan hasil pengukuran bottom hole pressure sumur statis. Pengukurannya dapat diperoleh langsung dengan pengukuran sub surface bomb. Dengan metoda analisa pressure buildup, sebagaimana suatu persamaan telah disederhanakan oleh Horner, dapat diketahui bottom hole pressure sebagai fungsi dari waktu penutupan.

Pt = Pi −

qu t + Δt ln 4kh Δt

di mana : Pt = bottom hole pressure pada saat shut in time t + Δt, psi q = produksi rata-rata yang stabil sebelum shut in, bbl/day u = viskositas, cp h = tebal lapisan minyak/produktif k = permeabilitas, Darcy t = waktu produktif effektif, hari i = saat mula-mula Dalam sejarah produksi, besarnya tekanan akan selalu menurun. Kecepatan penurunannya tergantung pada pengaruh-pengaruh tenaga yang berada di luar reservoir, dalam hal ini adalah mekanisme pendorong.


Halaman 3 dari 8



4. Temperatur Reservoir Temperatur reservoir merupakan fungsi dari kedalaman. Hubungan ini dinyatakan oleh gradient geothermal. Harga gradient geothermal itu berkisar antara 0,3 oF/100 ft sampai dengan 4 oF/ 100 ft.

5. Perubahan Phasa Perubahan fasa sistem hidrokarbon dalam bentuk cairan dan gas merupakan fungsi dari tekanan, temperatur serta komposisinya. Menurut Hawkin NF., fasa adalah bagian dan sistem yang sifat-sifatnya homogen dalam komposisi, memiliki batas permukaan secara fisis serta terpisah secara mekanis dengan fasa lainnya yang mungkin ada. Fluida hidrokarbon suatu sistem yang heterogen, sangat dipengaruhi oleh jumlah komponen yang ada di dalamnya. Untuk itu analisa fasa fluida hidrokarbon dilakukan dalam berbagai komponen yang kemudian diinterpretasikan dalam diagram tekanan dan temperatur. Berdasarkan posisi tekanan dan temperatur pada diagram phasa, kita dapat membedakan berbagai type reservoir, misalnya gas condensate reservoir, gas reservoir dan lain-lain. Berdasarkan penomena perubahan fasa fluida ini, kita dapat merencanakan fasilitas yang baik untuk sistem produksi, separator, pemipaan serta storage/cara penyimpanannya.

6. Karakteristik fluida hidrokarbon Fluida reservoir umumnya terdiri dari minyak, gas dan air formasi. Minyak dan gas kebanyakan merupakan campuran yang rumit berbagai senyawa hidrokarbon, yang terdiri dari golongan naftan, parafin, aromatik dan sejumlah kecil gabungan oksigen, nitrogen, dan belerang. Karakteristik-karakteristik fluida hidrokarbon yang berhubungan dengan sifat fisis, dinyatakan dalam berbagai besaran : a. Faktor volume formasi gas. b. Kelarutan gas. c. Faktor volume formasi minyak. d. Faktor volume formasi dwi-fasa. e. Viskositas. f. Berat Jenis (oAPI)

6.1 Faktor volume formasi gas (Bg) Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagal volume (dalam barrels) yang ditempati oleh suatu standard cubic feet gas (60 oF, 14,7 psi) bila dikembalikan pada keadaan temperatur dan tekanan reservoir. Hubungan faktor volume formasi gas (Bg) sebagai fungsi tekanan dan temperatur, digambarkan sebagal berikut :

Bg = 0,00504

Zo To bbl scf Po

dimana : Bg = faktor volume formasi gas, bbl/scf. Po = tekanan reservoir, psia. To = temperatur reservoir, oF Zo = kompressibilitas, dimensionless B


Halaman 4 dari 8



6.2 Kelarutan gas dalam minyak (Rs) Kelarutan gas (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya cubic feet gas (dalam tekanan dan temperatur standard) yang berada dalam larutan minyak mentah satu barrel tangki pengumpulan minyak, ketika minyak dan gas kedua-duanya masih berada dalam keadaan temperatur dan tekanan reservoir. Rs merupakan fungsi dari tekanan, untuk minyak mentah yang jenuh, penurunan tekanan akan nengakibatkan kelarutan gas menurun karena gas yang semula larut dalam minyak mentah pada tekanan yang lebih rendah. Untuk minyak mentah yang tak jenuh, penurunan tekanan sampai tekanan gelembung, tidak akan menurunkan kelarutan gas, tetapi setelah melewati tekanan gelembung, penurunan tekanan mengakibatkan menurunnya kelarutan gas.

6.3 Faktor volume formasi minyak (Bo) Faktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai perbandingan V1 barrel minyak pada keadaan reservoir terhadap V2 barrel minyak pada tangki pengumpul (60 oF, 14,7 psi). B

V1 – V2 adalah berupa gas yang dibebaskan karena penurunan tekanan dan temperatur. Penaksiran faktor volume formasi minyak dapat dilakukan dengan tiga cara, berdasarkan data-data yang tersedia dan prosen ketelitian yang dibutuhkan.

6.4 Faktor volume formasi dwi-fasa (Bt) Faktor volume formasi dwi-fasa (Bt) didefinisikan sebagai volume yang ditempati oleh minyak sebanyak satu barrel tangki pengumpul ditambah dengan gas bebas yang semula larut dalam sejumlah minyak tersebut. Harga Bt dapat ditentukan dan karakteristik cairan reservoir yang disebutkan terdahulu, yang digambarkan sebagai :

Bt = Bo + (Rsi – Rs) Bg B

dimana : Bt = faktor volume formasi dwi-fasa Bo = faktor volume formasi minyak Bg = faktor volume formasi gas Rs = kelarutan gas. i = keadaan mula-mula. B

B

B

6.5 Viskositas (μ) Viskositas suatu cairan adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan cairan itu untuk mengalir. Viskositas didefinisikan sebagai besarnya gaya yang harus bekerja pada satu satuan luas bidang horizontal yang terpisah sejauh satu satuan jarak dan suatu bidang horizontal lain, agar relatip terhadap bidang kedua ini, bidang pertama bergerak sebesar satu satuan kecepatan. Diantara kedua bidang horizontal inii terdapat cairan yang dimaksud. Umumnya viskositas dipengaruhi langsung oleh tekanan dan temperatur. Hubungan tersebut adalah : • Viskositas akan menurun dengan naiknya temperatur. • Viskositas akan naik dengan naiknya tekanan, dimana tekanan tersebut semata-mata untuk pemanfaatan cairan. • Viskositas akan naik dengan bertambahnya gas dalam larutan.


Halaman 5 dari 8



6.6 Berat jenis (oAPI) Berat jenis (oAPI) minyak menunjukkan kualitas fluida hidrokarbon. Apakah hidrokarbon tersebut termasuk minyak ringan, gas atau minyak berat. Besaran ini dinyatakan dalam : o

API =

141,5 − 131,5 Specific Gravity minyak pada 60 o F

Semakin besar harga oAPI berarti berat jenis minyak semakin kecil dan sebaliknya.

7. Mekanisme Pendorongan Berdasarkan mekanisme pendorongan yang menyebabkan minyak dan/atau gas dapat bergerak ke titik serap (sumur produksi), reservoir minyak dan/atau gas dapat dibagi atas : 1. 2. 3. 4.

Water drive reservoir Solution gas drive Gas cap drive reservoir Combination drive reservoir

7.1 Water drive reservoir Pada reservoir dengan type pendorongan "water drive”, energi yang menyebabkan perpindahan minyak dari reservoir ke titik serap adalah disebabkan oleh; pengembangan air, penyempitan pori-pori dari lapisan dan sumber air di permukaan bumi yang berhubungan dengan formasi yang mengandung 100% air (aquifer) sebagai akibat adanya penurunan tekanan selama produksi. Air sebagai suatu fasa yang sering berada bersama-sama dengan minyak dan/atau gas dalam suatu reservoir yang mengandung hidrokarbon tersebut seringkali merupakan suatu fasa kontinu dalam suatu formasi sedimen yang berdekatan dengan reservoir tersebut. Setiap perubahan tekanan dalam reservoir minyak sebagai akibat dan pada produksi minyak melalui sumur akan diteruskan kedalam aquifer. Terbentuknya gradient tekanan ini akan mengakibatkan air mengalir ke dalam lapisan minyak (merembes) bila permeabilitas disekitarnya memungkinkan. Secara umum dapat dikatakan bahwa aquifer merupakan suatu tenaga yang membantu dalam hal pendorongan minyak. Dilihat dari sudut gerakan air dari aquifer ke dalam Iapisan minyak, maka aquifer dapat dibedakan atas 3 macam : 1. Gerakan air dari bawah (bottom water drive). 2. Gerakan air dari samping (edge water drive). 3. Gerakan air dari bawah dan dari samping (bottom & edge water drive). 7.1.1. Gerakan air dari bawah (bottom water drive) Dalam hal ini, reservoir minyak terdapat pada puncak suatu batuan reservoir, sedangkan di bawahnya adalah air yang mengandung tenaga pendorongan. Tebal dan lapisan yang mengandung minyak relatif tipis dibandingkan tebal aquifer. 7.1.2. Gerakan air dari samping (edge water drive) Dalam keadaan ini tenaga pendorongan minyak berasal dari aquifer dalam arah tidak vertikal dari bawah ke atas, tetapi dari samping.


Halaman 6 dari 8



7.1.3. Gerakan air dari bawah dan dari samping (bottom & edge water drive) Pada keadaan ini tenaga pendorongan minyak berasal dari kombinasi antara “bottom water drive” dan “edge water drive". Dari kurva sejarah produksi suatu reservoir dengan water-drive, memperlihatkan bahwa pada permulaan produksi, tekanan akan turun dengan sedikit tajam. Karena air memerlukan waktu dulu untuk mengisi ruangan yang ditinggalkan oleh minyak yang diproduksi. Kemudian tekanan akan menurun secara perlahan-lahan. Pada reservoir water drive, gas tidak memegang peranan, sehingga perbandingan produksi gas terhadap produksi minyak (GOR) dapat dianggap konstan. Sedangkan perbandingan produksi air terhadap produksi minyak (WOR) akan naik, karena air yang mendorong dari belakang mungkin saja akan melewati minyak yang didorongnya akibat dari sifat mobiIity-nya, sehingga air akan terproduksi. Recovery minyak dari type pendorongan "water drive" ini berkisar 30% - 60%.

7.2. Solution Gas Drive Reservoir Pada reservoir dengan type pendorongan “solution gas drive” energi yang menyebabkan minyak bergerak ke titik serap berasal dari ekspansi volumetrik larutan gas yang berada dalam minyak dan pendesakan minyak akibat berkurangnya tekanan karena produksi. Hal ini akan menyebabkan gas yang larut di dalam minyak akan ke luar berupa gelembunggelembung yang tersebar merata di dalam phasa minyak. Penurunan tekanan selanjutnya akan menyebabkan gelembung-gelembung gas tadi akan berkembang, sehingga mendesak minyak untuk mengalir ke daerah yang bertekanan rendah. Pada kurva sejarah produksi suatu lapangan yang reservoirnya mempunyai mekanisme pendorong "solution gas drive" akan memperlihatkan bahwa pada saat produksi baru dimulai, tekanan turun dengan perlahan dan selanjutnya menurun dengan cepat. Hal ini disebabkan karena pada saat pertama, gas belum bisa bergerak, karena saturasinya masih berada di bawah saturasi kritis, setelah saturasi kritis dilampaui, barulah tekanan turun dengan cepat. Perbandingan gas terhadap minyak (GOR), terlihat mula-mula hampir konstan, selanjutnya akan naik dengan cepat, dan kemudian turun lagi. Hal ini disebabkan karena mula-mula saturasi gas masih berada dibawah saturasi kritisnya. Sehingga permeabilitasnya masih sama dengan nol. Setelah saturasi kritis dilampaui, gas mulai bergerak dan membentuk saturasi yang kontinu. Kemudian gas ikut terproduksi bersama minyak. Semakin lama GOR semakin besar, ini disebabkan karena mobility gas lebih besar dari mobility minyak sehingga terjadi penyimpangan/slippage dimana gas bergerak lebih cepat dari minyak. Oleh karena gas lebih banyak diproduksikan, lama kelamaan kandungan gasnya semakin berkurang sehingga recovery-nya akan turun. Recovery minyak dengan jenis “solution gas drive reservoir” berkisar 5 - 20 %.

7.3. Gas Cap Drive Reservoir Pada reservoir dengan mekanisme pendorongan “gas cap drive” energi pendorongan berasal dari ekspansi gas bebas yang terdapat pada gas bebas (gas cap). Hal ini akan mendorong minyak ke arah posisi yang bertekanan rendah yaitu ke arah bawah struktur dan selanjutnya ke arah sumur produksi. Gas yang berada di gas cap ini sudah ada sewaktu reservoir itu ditemukan atau bisa juga berasal dari gas yang terlarut dalam minyak dan akan ke luar dari zone minyak bila tekanan reservoirnya di bawah bubble point pressure.


Halaman 7 dari 8



Sejarah produksi dari reservoir dengan gas cap drive memperlihatkan suatu kurva dimana tekanan akan menurun lebih cepat dibandingkan dengan water drive reservoir. Sedangkan GOR-nya akan terus naik sampai akhirnya hanya gas yang terproduksi. Hal ini disebabkan karena mobilitas gas lebih besar dibandingkan dengan mobilitas minyak. Kemungkinan slippage dimana gas akan mendahului minyak, lebih besar sehingga gas ikut terproduksi. Akibatnya effisiensi pendorongannya akan berkurang dari semestinya. Recovery minyak pada jenis “gas cap reservoir“ berkisar 20 - 40 %.

7.4. Combination Drive Reservoir Pada reservoir type ini, mekanisme pendorongan minyak dapat berasal dari kombinasi antara water drive dengan solution gas drive ataupun kombinasi antara water drive dengan gas cap drive. Pada banyak reservoir, keempat mekanisme pendorongan dapat bekerja secara simultan, tetapi biasanya salah satu atau dua yang lebih dominan.

8. Perolehan Minyak Tahap Lanjut (Enhanced Oil Recovery) Adalah tahap lanjut untuk memperoleh bagian minyak bumi yang masih tertinggal di dalam batuan reservoir pada tahap perolehan awal (primary recovery). Terdapat berbagai cara perolehan minyak tahap lanjut ini, yaitu dengan cara injeksi fluida tak tercampur (non miscible flood) : injeksi air, injeksi gas; injeksi fluida tercampur (miscible flood) : injeksi gas CO2, injeksi gas tak reaktif, injeksi gas yang diperkaya, injeksi gas kering ; injeksi kimiawi (chemical injection) : injeksi alkalin, injeksi polimer, injeksi surfactant; injeksi termal (thermal injection) : injeksi air panas, injeksi uap air, pembakaran di lubang sumur dan lain-lain.

*****

Kontributor : Sudjati Rachmat ITB


Halaman 8 dari 8


Reservoir Minyak Dan Gas Bumi

Recommend Documents