migasnet01_fatniasi710: Sifat Fisik Batuan Reservoir Migas

1. 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.

1.1. 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/cc

Berdasarkan 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 :

1.2. 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 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 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

1.3. 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)

1.4. 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

1.5. 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-minyak

1.5.1. 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.

1.5.2. 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.
1.5.3. 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.

1.5.4. 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 :

1.6. 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