BATUAN RESERVOIR
Pengertian Batuan Reservoir ada lah suatu batuan yang mempunyai ru ang/ rongga (porositas), dimana masing -masing ruang tersebut saling berhu bungan (permeabilitas) dan potensial sebagai akumulasi hidrokarbon.
Dari pengertian ini maka seluruh ba tuan dapat merupakan reservoir, namun pada kenyataannya batupasir, dan batu gamping adalah merupakan batuan yang lebih sering sebagai batuan reservoir, meskipun ada beberapa kasus langka pada batuan lain (piroklastik, beku, mau pun metamorf).
Pembahasan berikutnya adalah Porositas dan permeabilitas di batupasir dan batugamping, Tekanan Kapiler pada ruang dan antar ruang Penga ruh tekstur batuan sedimen terhadap porositas dan permeabilitas Effek dia genesa terhadap porositas dan permea bilitas Kemenerusan batuan reservoir Perhitungan cadangan dan Hu bungan reservoir dengan metoda pro duksi.
POROSITAS
Pengertian porositas (): adalah perbandingan antara volume pori/ rongga dalam suatu masa.
() % = (Vol of Void/Tot Vol of rock)x100
Berdasarkan tipe morfologi pori, terdapat 3 jenis tipe yaitu (Gb 1): Tipe Pori Caternary; dimana pori tersebut dihubungkan oleh dua atau lebih celah Tipe Pori Cul-de-sac (dead-end), di mana pori tersebut hanya berihubungan de ngan pori lainnya oleh satu celahi Tipe Pori Closed, dimana pori tersebut tidak berhungan dengan pori laiinya. Pori Caternary dan Cul-de-sac merupakan porositas effektiv, dimana hidrokarbon dapat terakumulasi, dan umumnya suatu reservoir yang dominan berpori cater nary, maka mekanisme produksi hidro karbonnya adalah water drive, dan reser voir yang dominan berpori cul-de-sac, maka masih memungkinkan diproduksi bila mengalami penurunan tekanan. Pa da pori closed, tidak memproduksi hidro karbon, sehingga disebut porositas tidak effektiv. Perbandingan antara Total po rositas dan porositas effektiv merupakan perhitungan yang penting untuk menge tahui permeabilitas batuan.
Ada beberapa cara untuk mengeta hui ukuran, geometri, maupun hubungan antar pori, yaitu al: dengan mengisi ruang tersebut dengan larutan Molten Lead untuk batupasir (Collins, 1961) mengisi ruang dengan epoxy resin untuk batuan karbonat (Wardlaw, 1976).
Klasifikasi porositas berdasarkan ke terjadiaannya: (Murray 1960, Robinson 1966, Lavorsen 1967, Choquette & Pray 1970) (Tabel 1) Porositas Primer, adalah porositas yang terbentuk pada saat pengendapan Porositas Sekun der, adalah terbentuk dan berkembang setelah pengendapan.
Porositas primer dapat dibagi menjadi 2 (a) Porositas interpartikel/ intergranular, yaitu pori yang terdapat di dalam parti kel/ granul itu sendiri, pori ini umum ter dapat pada awal batuan sedimen terben tuk (initially) dan proses diagenesa yang berpengaruh adalah proses kompaksi dan sementasi. Reservoir batupasir umumnya tersusun oleh porositas ini
(b) Porositas Intrapartikel/ intragranular, yi pori yang terdapat di antara partikel/ granul, pori ini terbentuk dari butiran-bu tiran skeletal karbonat pada batupasir karbonatan. Umum merupakan pori tipe cul-de-sac, dan merupakan reservoir karbonat.
Porositas sekunder umumnya ter bentuk karena adanya proses pelarutan, dimana ada beberapa mineral penyusun batuan yang terlarut. Ada (paling tidak) 3 tipe porositas sekunder yang dikarena kan proses pelarutan (a) Moldic pore, dimana yang terlarut adalah hanya bu tiran atau matrik (fabric selective) (b) Vuggy pore, melarutkan memotong ba tas butiran atau matrik, juga melarutkan semennya (c) Cavernous pore, ini me rupakan pelarutan yang lebih lanjut, se hingga ruang yang terbentuk sedemikian luas, secara ekstrim ada ruang/rongga hingga mencapai 5 m, yaitu di lapangan Dollar hide Texas, pada reservoir batuan karbonat Formasi Fusselman.
Porositas sekunder yang disebab kan adanya sementasi (a) Porositas In terkristalin, ruang yang terbentuk setelah pengendapan disebabkan proses rekris talisasi sehingga membentuk ruang se perti tekstur gula (polyhedral), umum pada reservoir batugamping yang me ngalami dolomitisasi. Rekristalisasi ini akan meningkatkan porositas. (b) Fenes tral pores, occur where there is a primary or penecontemporaneous gap in rock framework larger tha grain sup ported interstices (Tebbutt et al, 1965). Strictly speaking, therefore, such pores would appear to be primary rather than second dary. In fact, Fenestral pores are cha racteristic of lagoonal pelmicrites in which dehydration has caused shrinkage & buckling of lamine.
Tipe porositas sekunder lainnya adalah porositas rekahan, dimana ruang/ pori yang terbentuk disebabkan adanya proses tektonik seperti rekahan yang disebabkan oleh adanya patahan, bi dang ketidakselarasan, atau adanya re kahan pada puncak dan dasar lipatan, sehingga pada area tersebut akan terjadi peristiwa kompaksi, dehidrasi, atau dia genesa. Pori jenis ini sering terindikasi pada saat gejala tekanan menurun ta jam, penurunan produksi (flow rate pro duction) secara cepat.
Harga Porositas.
Porositas dapat diketahui dari 2 cara; Cara langsung (data outcrop & intibor, Cara tidak langsung (well log & data seismic), Cara tidak langsung telah didiskusikan di mata kuliah Analisa Log, sedangkan cara langsung, dibahas secara sepintas. Contoh batuan yang dihasilkan dari intibor atau dari singkapan segar, dikirim kelaboratorium. Ada beberapa metoda yang digunakan antara lain: (a) Metoda Washburn-Bunting (1922) dimana prinsipnya adalah mengekstrasi udara yang menempati pori contoh batuan dengan cara divaccumkan, naik dan turunnya mercury bulb, pada gelas burret adalah merupakan bacaan harga volume gas. Bila Volume bulk dari sample diketahui maka dengan menggunakan rumus () = (Vol ekstrasi gas/ vol total sample) x 100 %. (b) Metoda Hukum Boyle: yaitu dengan menggunakan Ruska Porosi meter, prinsipnya yaitu tekanan dikali volume adalah konstan. Jadi dengan me ngukur selisih penurunan tekanan pada saat sample di sealing dan peningkatan tekanan ketika sample di isi gas. Dengan mengetahui volume contoh batuan maka harga porositas sample dapat diketahui.
PERMEABILITAS
Pengertian (k): adalah kemampuan suatu fluida melalui celah suatu material yang mempunyai rongga. Selanjutnya oleh Muskat dan Botset (1937), dengan prinsip percobaan H Darcy (1856) menggunakan formula Hukum Darcy: dinyatakan sbb:
Q = {k (P1-P2)A} / { L}
Q = rate of flow,
k = permeability,
(P1-P2) = pressure drop across the sample,
A = cross-sectional area of the sample,
L = length of the sample,
= vis\cosity of fluid
“Kemampuan fluida yang mempunyai viskositas satu centi poise (cP), untuk mengalir dengan kecepatan satu centi metre per menit (cm/s) pada tekanan 1 atmosfer per centimetre” ,
Harga Permeabilitas
Hukum Darcy ini berlaku untuk kondisi ideal dimana tidak ada reaksi an tara fluida dan area/ruang yang dilewati, sedangkan di batuan (yang secara ki miawi merupakan susunan yang kom plek) juga kekomplekan fase fluida (spt’ campuran minyak dan gas) yang me ngisi rongga. Permeabilitas dapat diketa hui dengan 2 cara; Cara langsung (data outcrop & intibor), sample, dikirim kelaboratorium, dan dengan mengguna kan gas, yang dialirkan melalui ruang/ rongga, maka akan diketahui rate of flow nya, selanjutnya bisa dihitung harga per meabilitas batuan tersebut. Cara tidak langsung (well log, maupun data empi ris), ini telah didiskusikan di mata kuliah Analisa Log.
Harga permeabilitas untuk reservoir gas yang komersial adalah hanya bebe rapa millidarcy, sedangkan untuk reser voir minyak berkisar 10 – 500 md.
Perbedaan harga permeabilitas ju ga dipengaruhi oleh arah aliran, umum nya pada aliran vertikal harga permea bilitasnya jauh lebih rendah dari pada pengukuran horizontal perlapisan.
Berdasarkan fase fluida yang terda pat pada pori, dapat dibedakan (a) Per meabilitas absolut (specific) (k), adalah harga (k) dimana fase fluidanya takdapat dipisahkan apakah air, minyak atau gas, (b) Permeabilitas relatif (kr), adalah per bandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut, dimana ki saran harga (kr) 0.0 – 1.0.
untuk minyak (kro) = (ko) / (k),
untuk gas (krg) = (kg) / (k) dan
untuk air (kw) = (kw) / (k)
Gambar 2 adalah, kurva yang menggam barkan bagaimana hubungan antara permeabilitas relatif dengan satu rasinya (dari fluida yang berbeda), sehingga di dapat kurva keseimbangan saturari mi nyak (kurva putus-putus) dan kurva ke seimbangan saturari gas (kurva garis tegas). Mengetahui hubungan kedua unsur tersebut penting untuk mengetahui bagaimana minyak atau gas didistribusi kan dalam resevoir dan untuk mengeta hui hadu\ir tidaknya air dalam reservoir tersebut. Seperti telah kita pelajari di GMB bahwa ada dua jenis reservoir berdasarkan kandungan fluida (wettabil ity) (1) A water-wet reservoir, dan (2) An oil-wet reservoir. Dengan mampu meng analisa wettability reservoir, maka, dapat menganalisa mekanisme natural hidro karbon mengalir ke lubang bor (water drive, gas drive, gas solution drive).
Gambar 3 & 4 adalah ilustrasi tentang konsep wettability dalam batuan reser voir. Umumnya yang sering didapat ada lah water-wet reservoir, dimana tergam barkan ada selaput air yang menyelimuti butiran dan memisahkannya dari minyak
(c) Permeabilitas efektif adalah kondisi pori dengan saturasi gas 100% (kg), atau saturasi air 100% (kw), atau satu rasi minyak 100% (ko).
TEKANAN KAPILER
Ada hubungan yang erat antara konsep kapilaritas. Berdasarkan perco baan Muskat (1949) dan Dickey (1979), didapat kesimpulan bahwa meingkatnya tekanan kapilaritas dikarenakan menu runnya diameter tube. Bila diterjemah kan dalam fenomena geologi bahwa te kanan kapilaritas reservoir akan mening kat sehubungan menurunnya ukuran po ri atau lebih spesifiknya menurunnya dia meter celah.
Meningkatnya tekanan kapilar juga berhubungan dengan meningkatnya ko hesi & adhesi fluida dalam celah. Pada sistim pori dengan fluida water-wet, meniscusnya convex sedangkan pada sistim pori oil-wet, meniscusnya conca ve. (Gb.4)
Gambar 5, adalah kurva hasil perco baan terhadap tiga kualitas reservoir bi la dikenakan injesi merkuri hasil ploting percobaan adalah sebagai berikut:
The pressure at which the injected fluid begis to invade the reservoir is the dis placement pressure. As pressure increa ses, the proportions of the twoo fluids gradually reverse until the irreducible saturations point is reached, at which no futher invasion by the second fluid is possible at any pressure. Curve 1 is typi cal of good quality reservoir-porous & permeable. Once the entry, or displace ment, pressure has been exceed, fluid invasion increases rapidly for a minor pressure increase until irreducible water saturation is reached. At this point no futher water can be expelled irrespective of pressure Curve 2 is for a poorer qua lity reservoir with a higher displacement pressure and higher irreducible water content Curve 3 is for a poor quality reservoir , such as a poorly sorted sand with abundant matrix and hence a wide range of pore sizes. Displacement pres sure and irreducible water saturation are therefore both high, and water saturation declines almost uniformly with increases pressure
HUBUNGAN POROSITAS, PER MEABILITAS & TEKSTUR BATU AN SEDIMEN
Ada kertkaitan yang erat antara tekstur batuan sedimen dengan porosi tas dan permeabilitas, sehingga ada hu bungan antara keberadaan tekstur de ngan kualitas reservoir.
Parameter tekstur dalam batuan se dimen meliputi (1) Bentuk butir (Roud ness & Sphericity, (2) Ukuran butir , (3) Sorting, (4) Fabric (packing & orientasi butir). Pembahasan berikutnya adalah hasil penelitian-penelitian para ahli dalam kaitannya dengan kualitas batuan reservoir.
(), (k) Vs (Rd & Sph) Secara langsung tidak ada hubungannya roud ness (Rd) & sphericity (Sph), dengan per meabilitas, namun ada kecenderungan bahwa porositas semakin menurun se hubungan dengan bentuk butir semakin spherikal, hal ini karena butiran yang ber bentuk spherikal akan disusun lebih pa dat (tight) dibandingkan dengan butiran yang berbentuk subsperikal. (Fraser 1935)
(), (k) Vs Grain size Secara teoritis ukuran butir tidak berhubungan dengan porositas, namun pada kenyata annya, semakin kasar ukuran butir maka batuan semakin porus. (Lee, 1919, Sneider, 1977).
Hal ini berpengaruh pada permeabilitas, permeabilitas akan menurun sehubung an dengan menghalusnya ukuran butir, dan menurunnya diameter lubang pori, dan berarti meningkatnya tekanan ka piler (Krumbein & Monk, 1942).
Jadi bisa saja antara batupasir dan la nau mempunyai porositas yang sama (10%), namun batupasir sebagai batuan reservoir, sedangkan lanau merupakan batuan tudung (cap rock) yang imper meable
(), (k) Vs Sortasi Porositas me ningkat sehubungan membagusnya sor tasi. Hal ini disebabkan pada sortasi yang buruk butir-butir yang relatif halus akan mengisi ruang antar butir-butir yang relatif kasar. Dengan alasan yang sama, maka penurunan permeabilitas dikarenakan sortasi batuan yang buruk (Fraser 1935, Rogers & Head 1961, Beard & Weyl 1973).
Gambar 6, adalah hasil penelitian Beard & Weyl 1973), Pengaruh sortasi dan ukuran butir terhadap nilai permeabilitas dan porositas
(), (k) Vs Grain packing. Ada dua hal penting dari pe”ngepak”an butir, yaitu bagaimana susunan butirannya dan bagaimana orientasi butirannya. Fraser & Graton (1935), secara klasik melakukan penelitian secara statistik terhadap butiran yang sperikal (membun dar), dengan ukuran yang seragam, ke mudian disusun secara geometric, ter nyata susunan yang berbentuk geometri kubik porositasnya 48 %, sedangkan yang tersusun secara geometri rhombo hedral porositasnya 26 % (Gb 7).
Bila dihubungkan dengan fenomena geo logi, yaitu proses pengendapan, maka butiran yang diendapkan dengan me kanisme turbidit ( sediment gravity) lebih memungkinkan tersusun secara geome tri kubik, dibandingkan butiran yang di endapkan secara mekanisme traksi, de ngan asumsi ukuran butirnya seragam.
(), (k) Vs Grain orientation. Allen (1970), melakukan pengamatan terhadap beberapa batuan reservoir, se perti batupasir kuarsa dimana bentuk butirnya adalah prolate spheroids, slight elongated, dan beberapa butiran adalah flaky. Di batugamping bentuk butirnya eccentric mternyata elemen orientasi le bih berperan terhadap nilai permeabili tas & porositas bila dibandingkan pack ing, disimpulkan bahwa oreintasi butiran hanya berpengaruh sedikit terhadap po rositas, tetapi orientasi butiran lebih mempengaruhi nilai permeabilitas. Hal ini juga didukung dari kesimpulan bahwa permeabilitas vertical lebih rendah diban dingkan permeabilitas horizontal bidang perlapisan. Gambar 8, merupakan ilutra si bahwa (kx) > (ky) > (kz) Orientasi butir pararel dengan arah arus (Schieddeg ger, 1957)
Dalam batupasir endapan eolian berstruktur cross-bedd, menunjukan pe nurunan ukuran butir dari fore-set ke toe set, sehingga nilai permeabilitasnya me ngecil kearah bawah (Van Veen, 1975), Pada batupasir endapan air di mana ter dapat struktur cross bed, maka mening katnya ukuran butir kebawah me nyebab kan meningkatnya permeabilitas ke arah bawah (ke arah fore set).(Gb 9)
EFEK DIAGENESA TERHADAP BA TUAN RESERVOIR
Diagenesa dapat terjadi di batupa sir, batugamping, sebagai batuan reser voir dan batuan sedimen lainnya.
Pengaruh diagenesa di reservoir ba tupasir, disebabkan (1) pengaruh pembe banan (burial) (2) Pengaruh sementasi dan pelarutan. Diagenesa bisa berpenga ruh positif, maupun negatif terhadap ba tuan reservoir
Pryror (1973), telah melakukan pe nelitian terhadap batupasir resen. yang diambil dari beberapa daerah dan bebe rapa jenis batupasir. Batuan-batuan ter sebut umumnya di permukaan mempu nyai porositas mendekati 40 –50 %, dan permeabilitasnya 10 Darcie. Sedangkan nilai porositas batupasir reservoir (yang terletak jauh dari permukaan) umumnya berkisar 10 –20% & permeabilitas dalam ukuran milliDarcie. Sehingga didapat per samaan D = P - G.D
D = Porositas di ke dalaman tertentu
P = Porositas asal di permukaan
G = Gradien Porositas
D = Kedalaman pembebanan
Dodge & Loucks (1979), mengata kan bahwa: variabel utama terhadap ni lai gradien porositas adalah mineralogi, tekstur, regim tekanan & geothermal. Ba tupasir yang lebih mature, akan lebih ber tahan kestabilan nilai porositasnya.
Hal ini dapat dibaca dengan kurva (Gb 10) bahwa batupasir vulkanik klas tik, yang tersusun oleh mineral kurang stabil cenderung kehilangan porositas dibandingkan batuan yang relatif stabil (spt batupasir kuarsa)
Pada skala regional, kontrol peru bahan porositas reservoir batupasir ada lah mineralogi, tekstur, gradien tekanan & gradien geothermal. Sedangkan seca ra demensi reservoir sekitarnya (lokal) maka perubahan tektur primer menjadi tekstur sekunder (diagenesa), merupa kan pengontrol kualitas reservoir. Diaganesa yang terjadi pada batupasir, umumnya adalah sementasi dan pela rutan. Sementasi dapat merusak, dan memperkecil nilai porositas dan permea bilitas. Batupasir umumnya disusun oleh tiga jenis semen (1) kuarsa/silika, (2) kalsit, (3) mineral lempung autigenik.
Semen silica umumnya akan meng alami overgrowth terhadap larutan asam (ada peningkatan pH), sebaliknya semen kalsit akan mengalami pelarutan bila ada penurunan pH, sehingga terbentuk/ tum buh kristal kalsit, menempati ruang antar pori, membentuk struktur correded.
Kehadiran mineral lempung dalam batuan akan merusak porositas dan per meabilitas reservoir. Ada beberapa jenis mineral lempung spt kaolin, illit, mont morilonit, jenis-jenis ini akan memberi dampak yang berbeda terhadap batuan reservoir. Seperti kaolin, kristalnya ber bentuk blocky, keberadaannya dapat me nurunkan nilai porositas reservoir, tetapi mungkin tak banyak mempengaruhi nilai permeabilitasnya. Jenis illite, bentuk kris talnya fibrous, membentuk struktur brid ge over. Keberadaannya akan merugi kan nilai permeabilitas.
Jenis montmorilonit (smectit) dihasilkan dari ubahan gelas vulkanik. Jenis mine ral ini bersifat mengembang (swelling) bila bereaksi dengan air. Sehingga pro ses pengeboran dengan menggunakan water-base mud akan membahayakan karakter reservoir
Comments