Cadangan Minyak

Cadangan (reserves) adalah perkiraan volume minyak, kondensat, gas alam, natural gas liquids dan substansi lain yang berkaitan yang secara komersial dapat diambil dari jumlah yang terakumulasi di reservoir dengan metode operasi yang ada dengan kondisi ekonomi dan atas dasar regulasi pemerintah saat itu. Perkiraan cadangan didasarkan atas interpretasi data geologi dan/atau engineering yang tersedia pada saat itu.

Cadangan biasanya direvisi begitu reservoir diproduksikan seiring bertambahnya data geologi dan/atau engineering yang diperoleh atau karena perubahan kondisi ekonomi.

Perhitungan cadangan melibatkan ketidakpastian yang tingkatnya sangat tergantung pada tersedianya jumlah data geologi dan engineering yang dapat dipercaya. Atas dasar ketersediaan data tersebut maka cadangan digolongkan menjadi dua, yaitu proved reserves dan unproved reserves. Unproved reserves memiliki tingkat ketidakpastian yang lebih besar dari proved reserves dan digolongkan menjadi probable atau possible.

  Klasifikasi Cadangan

    Proved Reserves

Proved reserves  dapat diperkirakan dengan cukup teliti untuk dapat diambil atas dasar kondisi ekonomi saat itu (current economic conditions). Kondisi ekonomi tersebut termasuk harga dan biaya pada saat dilakukan perkiraan (perhitungan) reserves. Proved reserves digolongkan menjadi developed atau undeveloped.

Pada umumnya reserves disebut proved jika kemampuan produksi reservoir secara komersial didukung oleh uji produksi (production test) atau uji lapisan (formation test). Terminology proved menunjukan pada volume reserves dan tidak pada produktifitas sumur atau reservoir semata. Pada kasus-kasus tertentu, proved reserves mungkin dapat dihitung berdasarkan analisa data log dan/atau data core yang menunjukan bahwa kandungan reservoir adalah hidrokarbon dan memiliki kesamaan dengan reservoir di daerah yang sama yang sedang diproduksi, atau telah dibuktikan dapat diproduksi saat dilakukan uji lapisan (formation test).

Luas reservoir yang dapat dikatakan proved meliputi :

1.    Daerah yang dibatasi sumur delineasi dan dibatasi oleh garis kontak fluida (fluida contacts), jika ada

2.    Daerah yang belum dibor yang diyakini produktif secara komersial atas dasar data geologi dan engineering yang tersedia

Jika tidak ada fuida contacts, batas dari proved reserves adalah struktur yang telah diketahui mengandung hidrokarbon terkecuali jika ada data engineering dan kinerja reservoir yang cukup definitive.

Dikatakan proved reserves jika memiliki fasilitas untuk melakukan proses dan transportasi hidrokarbon pada saat perkiraan cadangan, atau ada komitmen untuk memasang fasilitas tersebut nantinya.

Proved undeveloped reserves merujuk pada lokasi yang belum dibor dan memenuhi criteria berikut :

1.    Lokasinya adalah offset dari sumur yang telah terbukti dapat berproduksi secara komersial pada formasi yang sama,

2.    Lokasinya di dalam batas-batas zona produktif yang telah dinyatakan sebagai proved,

3.    Lokasinya sesuai dengan regulasi saat ini tentang penetapan well spacing, jika ada, dan

4.    Perlu dipastikan bahwa lokasi tersebut akan dikembangkan (diproduksikan).

Di luar empat kriteria tersebut, lokasi yang belum dibor digolongkan proved undeveloped jika berasarkan interpretasi data sumur-sumur yang ada menunjukan bahwa formasi tersebut kontinyu secara lateral dan mengandung hidrokarbon yang dapat diambil secara komersial.

Reserves yang dapat diproduksikan dengan menggunakan metode atau teknik improved recovery digolongkan sebagai proved apabila :

1.    Ditunjukan oleh keberhasilan testing dari proyek percontohan (pilot project) atau dari produksi atau dari respon tekanan dari metode tersebut yang dilakukan pada reservoir itu, atau di reservoir yang berdekatan dengan sifat-sifat batuan dan fluida yang serupa mendukung analisa engineering, dan

2.    Proyek improved recovery tersebut pasti akan dilakukan

Reserves yang akan diambil dengan improved recovery methods yang perlu melalui keberhasilan serangkaian tes digolongkan sebagai proved hanya  Setelah produksi yang cukup baik dari reservoir itu, baik dari pencontohan (representative pilot) maupun dari yang sudah terpasang (installed program), dan proyek improved recovery tersebut pasti akan dilakukan.

                               Developed

Developed reserves diyakini dapat diambil dari sumur yang ada (termasuk reserves behind pipe). Improved recovery reserves dikatakan developed hanya setelah peralatan untuk maksud itu dipasang, atau apabila biaya untuk pengadaan dan pemasangan peralatan tersebut sangat kecil. Developed reserves terbagi lagi menjadi producing dan nonproducing.

1.    Producing

Producing reserves diperkirakan dapat diambil dari interval perforasi yang terbuka pada saat perhitungan reserves, dan sedang berproduksi. Improved recovery reserves dianggap producing hanya setelah beroperasi.

2.    Nonproducing

Nonproducing reserves meliputi shut-in dan behind-pipe reserves. Shut-in reserves diperkirakan dapat diambil dari interval perforasi yang terbuka pada saat perhitungan reserves, tetapi belum mulai produksi, atau ditutup karena kondisi pasar atau kondisi sambungan pipa, atau tidak dapat berproduksi karena alas an mekanik, dan waktu tentang kapan akan dijual masih belum pasti. Behind-pipe reserves diperkirakan dapat diambil dari zona yang ditembus oleh sumur (behind casing) yang memerlukan kerja komplesi sebelum dimulai produksi.

                         Undeveloped

Undeveloped reserves diperkirakan dapat diambil :

1.    Dari sumur baru di daerah yang belum dibor (undrilled acreage),

2.    Dari memperdalam sumur yang ada sehingga menembus reservoir yang berbeda, atau

3.    Jika diperlukan pembiayaan yang relative besar untuk melakukan :

1. Komplesi sumur yang ada atau
2. Pemasangan fasilitas produksi dan transfortasi

                         Unproved Reserves

Unproved reserves didasarkan pada data geologi dan/atau engineering seperti halnya yang digunakan untuk menentukan proved reserves, tetapi ketidakpastiannya secara teknik, ekonomi, kontrak dan regulasi lebih besar.

Perhitungan unproved reserves dapat dibuat untuk perencanaan internal atau eveluasi khusus. Unproved reserves tidak bisa ditambahkan dalam proved reserves. Unproved reserves dibagi lagi menjadi dua, yaitu :

 Probably Reserves

Probably reserves meliputi :

1.    Reserve yang diperkirakan menjadi proved jika dilakukan pemboran dimana data subsurface belum cukup untuk menyatakannya sebagai proved

2.    Reserve dalam formasi yang produktif berdasarkan data log tetapi tidak memiliki data core atau tes lain yang definitive (seperti uji produksi atau lapisan) dan tidak serupa dengan reservoir yang proved atau berproduksi dalam daerah tersebut

3.    Penambahan reserves (incremental reserves) karena adanya infill drilling tetapi saat itu belum disetujui tentang well spacing yang lebih kecil

4.    Reserve akibat metode improved recovery yang telah dibuktikan dengan serangkaian tes yang berhasil selama perencanaan dan persiapan pilot project atau program tersebut, tetapi belum beroperasi sementara sifat batuan, fluida dan karakteristik reservoir mendukung keberhasilan aplikasi metode improved recovery secara komersial,

5.    Reserve dalam daerah suatu formasi yang telah terbukti produktif di daerah lain pada lapangan yang sama tetapi daerah tersebut dipisahkan oleh patahan dan interpretasi geologi menunjukan bahwa daerah itu lebih tinggi dari daerah yang terbukti produktif,

6.    Reserve karena adanya workover, treatment, retreatment, perubahan peralatan, atau prosedur mekanik lainnya dimana prosedur tersebut belum terbukti berhasil pada sumur-sumur yang memiliki sifat dan kelakuan yang sama di reservoir yang sama,

7.    Penambahan reserves di proved producing reservoir dimana alternatif interpretasi tentang kinerja dan data volumetric mengisyaratkan reserves yang lebih besar dari reserves yang telah digolongkan sebagai proved.

 Possible Reserves

Possible reserves meliputi :

1.    Reserve yang dibuat dengan ekstrapolasi struktur atau stratigrafi di luar dari daerah yang telah digolongkan sebagai probable, berdasarkan interpretasi geologi dan geofisik,

2.    Reserve dalam formasi yang produktif berdasarkan pada data log atau core tetapi produksinya di bawah produksi yang komersial,

3.    Penambahan reserves (incremental reserves) karena adanya infill drilling berdasarkan data yang secara teknik memiliki tingkat ketidakpastian tinggi,

4.    Reserve akibat metode improved recovery yang telah dibuktikan dengan serangkaian tes yang berhasil selama perencanaan dan persiapan pilot project atau program tersebut, tetapi belum beroperasi sementara sifat batuan, fluida dan karakteristik reservoir meragukan keberhasilan aplikasi metode improved recovery secara komersial,

5.    Reserves dalam daerah suatu formasi yang telah terbukti produktif di daerah lain pada lapangan yang sama tetapi daerah tersebut dipisahkan oleh patahan dan interpretasi geologi menunjukan bahwa daerah itu lebih rendah dari daerah yang terbukti produktif.

                         Sifat Fisik Batuan dan Fluida

                         Sifat Fisik Batuan

   Sifat Fisik Fluida

                         Metode Perhitungan Cadangan

Cadangan dapat dihitung dengan beberapa metode, diantaranya :

                         Metode Volumetrik

Metode volumetrik adalah metode yang digunakan untuk memperkirakan besarnya cadangan reservoir pada suatu lapangan minyak atau gas yang dilakukan di awal produksi dimana data diperoleh dari data log, data core, perkiraan luas RF dan sifat fluidanya.

Perhitungan pengambilan maksimum suatu reservoir berdasarkan metode volumetric membutuhkan perkiraan awal empat kelompok data :

1.    Petrofisik

2.    Fluida

3.    Tekanan reservoir

4.    Geometri

Dari keempat kelompok data itu diperoleh peubah bebas untuk menghitung volume awal minyak atau gas di tempat.

Data yang diperoleh diantaranya :

1.    Volume batuan reservoir (V_b), ac-ft

2.    Porositas rata-rata (Ø)

3.    Saturasi air awal rata-rata (S_wi)

4.    Faktor volume formasi awal (B_oi, B_gi), bbl/STB dan bbl/SCF

Catatan :

·         Volume batuan reservoir diperoleh berdasarkan perhitungan pada TR 03.02.01 dan TR 03.02.02

·         Porositas dari data log atau core

·         Saturasi air awal rata-rata diperoleh dari data log

·         Faktor volume formasi awal (B_oi, B_gi) diperoleh dari data PVT lab atau dari korelasi empiric

     

Apabila reservoir yang dihitung adalah reservoir gas dan tudung gas (gas cap), maka volume awal gas di tempat dari reservoir gas bebas (non-associated gas) dan tudung gas dihitung berdasarkan persamaan :

   

Apabila reservoir yang dihitung adalah reservoir kondensat, maka volume awal total hidrokarbon di tempat dapat ditentukan berdasarkan data geometri dan petrofisik reservoir serta data PVT dengan menggunakan persamaan (2.3). sedangkan volume awal gas kering di tempat (G_g) dapat dihitung berdasarkan data hasil uji laju produksi gas kering dan kondensat  dengan menggunakan persamaan :

           

                         Metode Material Balance

 Pengertian

Metode material balance adalah metode yang digunakan untuk memperkirakan besarnya cadangan reservoir pada suatu lapangan minyak atau gas yang telah dikembangkan dimana data – data produksi yang diperoleh sudah cukup banyak.

Asumsi – Asumsi pada Metode Material Balance

Adapun asumsi atau anggapan yang digunakan adalah :

·         Reservoir dianggap sebagai model satu tangki (tank model) yang mempunyai volume tetap

·         Perubahan tekanan yang terjadi akan disebarkan secara merata ke seluruh reservoir

·         Data PVT tersedia dan mewakili untuk reservoir yang bersangkutan

·         Data sejarah produksi dan tekanan tersedia

·         Perubahan saturasi air sisa terhadap tekanan dan perubahan porositas terhadap tekanan selama terjadinya penurunan tekanan reservoir dapat diabaikan

Analisa core

Di laboratorium corre dilakukan analisa corre rutin dan analisa corre spesial, analisa corre rutin adalah suatu kegiatan yang dilakukan untuk mengukur sifat sifat batuan reservoir terhadap contoh batuan. Sifat fisik batuan dan fluida  reservoir sangat penting untuk perhitungan cadangan dan perencenaan produksi sehingga di dapat kan efisiensi setinggi mungkin. perhitungan cadangan dan perencenaan produksi sehingga didapat kan efisiensi setinggi mungkin. Untuk mendapatkan data data tentang sifat sifat fisik batuan perlu di lakukan pengambilan sample batuan reservoir atau lebih umum di sebut core atau inti batuan yang di ambil pada saat analysis coring. Analisa routine core meliputi pengukuran porositas, permeabilitas, dan saturasi fluida. Dan analisa special core meliputi kompribilitas, wettabilitas dan tekanan kapiler.

        POROSITAS

   Porositas adalah perbandingan volume rongga pori pori terhadap volume total batuan, perbandingan ini biasanya di lakukan dengan persen.

           

  

Dimana :

ø = porositas pori dalam %

volume pori pori, ( cm³ )

Vb = volume bulk, ( cm³ )

Porositas dan permeabilitas adalah data petrophysic yang paling penting berasal dari routine core analysis, dan data tersebut di butuhkan untuk untuk deskripsi reservoir dan simulasi reservoir, faktor yang mengantrol porositas sangat kompleks dan bervariasi dengan tive batuan, proses kompeksi dan diagenesa.

            Rongga pada batuan yang di hasilkan melalui lapisan diantara butiran disebut  pori pori yang di tempati fluida  cairan atau gas, porositas pada batuan poros dapat memiliki nilai yang berbeda dan bervariasi tetapi pada umum nya porositas batuan sedimen lebih kecil dari 50%.

         Klasifikasi Porositas

Klasifikasi porositas terbagi menjadi dua kategori, yaitu klasifikasi secara Gologi dan Klasifikasi secara Teknik ( Geological and clasification enggineering  ).

          Klasifikasi secara Geologi (geological classifiction of porosity )

            Di bawah ini adalah klasifikasi porositas secara umum didasarkan pada genesa nya yaitu:

a.            Porositas primer

            · Interkristalin : Rongga diantara bidang belah kristal, rongga diantara individu kristal dan rongga diantara lattice.

            · Integranular dan Intervatikel : Rongga diantara butiran dan porositas tersebut adalah yang dominan hadir pada kebanyakan reservoir hydrokarbon.

            · Bidang perlapisan : Rongga pada kebanyakan reservoir terkonsentrasi secara paralel terhadap bidang perlapisan dan perbedaan endapan sedimen ukuran pertikal dan penyusunan dan lingkungan pengendapan menyebabkan rongga pada bidang perlapisan.

·   Keseragaman rongga batuan sedimen :

1. rongga pori di hasilkan dari akumulasi fragmen detrikal berupa fosil.

2. rongga atau pori yang di hasilkan dari pengepakan oolite.

3. rongga atau pori yang di hasilkan rumah organisme pada saat pengendapan.

b.            Porositas sekunder

Porosita sekunder adalah hasil dari proses geologi ( geagenesa dan kata genesa ) setlah proses pengendapan porositas sekunder dapat di bagi berdasarkan proses geologi yang dominan.

· porositas oleh pelarutan ( solution porosity ) : pori yang di hasilkan dari proses pelarutan oleh sirkulasi panas, sesar dan gua yang melebar   oleh proses pelarutan, pelarutan oleh aktivitas organisme  dan lain lain.

· Porositas Rekahan ( fracture Porosity )  : dihasilkan oleh aktipitas tektonik seperti perlipatan patahan, rekahan ini termasuk sesar, retakan dan hancuran.

· Porositas Sekunder yang lain seperti pitches, sandle reefs, dan falt yang terbentuk akibat proses slimping lubang atau pori yang di hasilkan oleh longsoran material sedimen dasar laut seperti breksi dan konglomerat yang di hasilkan dari perpindahan gravitasi pada material dasar samudra setelah sebagian terlitifikasi.

c.            Porositas Mikro ( Microporosity )

Porositas mikro di definiskan sebagai porositas yang berasosiasi dengan pori pori yang memiliki celah atau lubang lebih kecil dari 0,5 mikro. Porositas mikro memang tidak umum dalam reservoir hydrocarbon dan asosiasi antara clay dan porositas mikro berperan penting pada peningkatan porositas mikro denfan berkurang nya ukuran butir pada penigkatan kandungan clay. Didalam kualitas reservoir yang lebih baik pada batu pasir, paling sering berasosiasi dengan authogenic  clay dan pelarut seperti pori mikro pada rijang. Porositas mikro pada umunya adalah di jenuhi air kecuali pada tekanan tekanan kapiler yang tinggi.

Porositas mikro merupakan porositas interagranular, yang dapat di hasilkan oleh cangkang cangkang organik seperti cangkang foraminifera, adanya cangkang foram  yang cukup banyak pada batuan menghasilkan porositas yang cukup banyak pada batuan menghasilkan porositas yang cukup besar.

2.1.3   Klasifikasi secara teknik ( engineering classification of                              porosity )

            Pori batuan akan semakin tertutup atau terisolasi oleh proses diagenesa dan katagenesa seperti  sementasi  dan kompaksi selama proses sedimentasidan litifikasi. Klasifikasi porositas secara teknik di bagi menjadi dua :

a.            Porositas total ( absolute )

Yaitu perbandingan volume pori ( Vp ) dengan volume total batuan ( Vb ) meskipun pori tersebut berhubungan atau tidak, porositas absolut juga dapat dapat di definisikan sebagai total pori yang saling berhubungan termasuk volume pori yang di tempati oleh bound water tetapi tidak termasuk air struktural.

b.            Porositas efektip

Yaitu perbandingan volume pori yang saling berhubungan(interconnected) terhadap volume total pori, tidak termasuk bound water  tapi termasuk volume yang ditempati oleh air dan hidrokarbon.porositas efektif dipengarui oleh tipe dan kandungan clay dalam batuan,pengepakan dan sedimentasi,pelapukan dan pencucian dapat juga mempengaruhi batuan.porositas efektif adalah nilai yang sering digunakan dalam semua perhitungan dalam resevoir engineering.

          Faktor yang menentukan Besarnya Porositas

            Pada resevoir minyak,porositas berkisar antara 5%-40% tetapi pada umumnya 10%-20% .faktor yang menentukan besarnya porositas adalah:

1.            Bentuk butir

Porositas akan berubah dengan semakin menyusutnya butiran

2.            Keseragaman ukuran butir/sortasi

Batuan sedimen yang keseragamanya ukuran butiran yang baik akan memiliki porositas dan permebilitasi yang baik dari pada batuan sortasi yang buruk .

3.            Peroses kompaksi selama dan setelah  pengendapan

Proses kompaksi cendrung menutup rongga atau pori batuan dan memaksa fluida batuan didalamnya keluar dari partikel mineral alas saling menutup khususnya  pada batuan sedimen berbutir halus.

4.            Derajat sementasi dan kekorosityompakakan batuan

Baru pasir yang derajat semetasinya tinggi akan memiliki porositas yang rendah,sedangkan untuk sedimen yang lunak dan tidak kompak memiliki porositas yang tinggi.mineral semen dapat berupa kalsium karbonat.magnesium karbonat,iron karbonat,iron sulphides,limonite,hematite,dolomite,calcium sulphate,clay dan material lain termasuk kombinasi dari material tersebut.

5.            Susunan pengepakan partikel

Degan bertambahnya tekanan over burden ,positas buruk,butiran pasir yang menyusut menuju peningkatkan perubahan dari pengepakan yang ack menjadi tertutup.

6.            Rekaan dan growongan

Adanya retakan dan growongan pada batuan akan memperbesar porositas.rekaan atau growongan akan menjadi faktor penting dalam penentuan harga positas dan permeabilitas pada batu gamping.

  

           Metode Penentuan Porositas

            Porositas adalah perbandingan volume pori dengan volume total batuan dan dapat dinyatakan dalam fraksi atau persen. Ada beberapa metode untuk mengukur harga porositas dilaboratorium,yaitu:

1)     Helium injection porisity

2)     Porositas overburden

Penentuan porositas biasanya bersifat semi-kualitatif dan dikelompokan dengan skala sebagaimana terlihat pada tabel

Skala porositas di lapangan

Skala porositas (%)	Keterangan
0 – 5 5 - 10 10 - 15 15 - 20 20 - 25 > 25	Dapat diabaikan Buruk Cukup Baik Sangat baik Istemewa

       Permebilitas

Pada prinsipnya, Data permebilitas digunakan untuk menentukan kemampuan air resevoir permebilitas didefinisakan sebagai kemampuan resevoir untuk membawa fluida  melaui pori yang saling berhubungan.

Kenyataanya permebilitas batuan tergantung pada porositas efektif.

 

Keterangan :

Q=Laju produksi

K=permebilitas

A=luas penampang aliran,ft         

µ=viskositas fluida

Faktor yang mempengaruhi permeabilitas antara lain ukuran butir bentuk butir,sortasi atau distribusi ukuran  butir ,penepakan butiran,derajat kekompakkan dan sermentasi,juga tipe clay yang hadir khusus pada fres weter.mineral clay semactite(bontonite)dan montmorillonit akan mengembang (swelling) pada freshwater dan menurut pori batuan.

              Klasifikasi Permeabilitas

            Reservoir hidrokarbon mempunyai dua jenis permeabilitas, yaitu permeabilitas primer yang biasa dikenal dengan permeabilitas matriks dan permeabilitas sekunder. Permeabilitas sekunder dihasilkan dari proses alterasi matrik batuan karena kompaksi, sementasi retakan dan pelarut. Kompaksi dan sementasi secara umum mengurangi permeabilitas primer, sementara retakan dan pelarutan cekungan memperbesar permeabilitas. Pada batuan reservoir yang sama, khususnya karbonat dan porositas rendah, permeabilitas sangat berperan penting dalam mengontrol migrasinya fluida ke reservoir.

1.      Permeabilitas absolute merupakan kemampuan suatu batuan untuk mengalirkan suatu jenis fluida.

2.      Permeabilitas efektif merupakan kemampuan fluida untuk dapat dialiri oleh suatu jenis fluida atau lebih, baik itu air, minyak dan keduanya, atau sebagai perbandingan permeabilitas air (kw) dan permeabilitas minyak (ko).

3.      Permeabilitas relative adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan pase permeabilitas ( air, minyak atau gas).

Skala permeabilitas di Lapangan

Skala Permeabilitas (mD)	Keterangan
< 5	Ketat
5 – 10	Cukup
10 – 100	Baik
100 – 1000	Baik sekali

             Faktor yang Mempengaruhi Permeabilitas

            Permeabilitas batuan reservoir dapat berkisar 0,1 sampai 1,000 md atau lebih. Batuan reservoir yang memiliki permeabilitas1 md dianggap ketat, hal ini dapat dijumpai pada batuan gamping. Faktior yang mempengaruhi permeabilitas adalah :

1.      Bentuk dan ukuran batu : jika batuan disusun oleh butiran yang besar, pipih dan seragam dengan dimensi horizontal lebih panjang, maka permeabilitas horizontal (kh) akan lebih besar. Sedangkan permeabilitas vertical (kv) sedang -  tinggi. Jika batuan yang disusun berbutir dominan kasar, membulat dan seragam, maka permeabilitas akan lebih besar dari kedua dimensinya. Permeabilitas buat reservoir secsara umum lebih rendah, khusunya pada dimensi vertikalnya, jika butirannya berupa pasir dan bentuknya tidak teratur. Sebagian besar reservoir minyak seperti ini.

2.      Sementasi : permeabilitas dan porositas bauan sedimen sangat dipengaruhi sementasi dan keberadaan semen pada pori batuan.

3.      Retakan dan pelarutan : pada batuan pasir, retakan tidak dapat menyebabkan permeabilitas sekunder, kecuali pada batuan pasir yang interbedded dengan shale, lime stone dan dolomite. Pada batuan karbonat, proses pelarut oleh larutan asam yang berasal dari perokolasi air permukaan akan melalui pori – pori primer batuan, bidang celah dan rekahan akan menambah permeabilitas reservoir.

      Saturasi Fluida

Saturasi fluida adalah perbandingan antara volume pori batuan yang ditempati oleh stu fluida tertentu dengan volume pori batuan . adapun jenis- jenis dari saturasi batuan reservoir yaitu :

1.      Saturasi gas adalah volume pori yang diisi gas dibagi dengan volume total yang dinyatakan dengan Sg.

2.      Saturasi minyak adalah volume pori yang diisi minyak dibagi dengan volume pori total yang dinyatakan dengan So.

3.      Saturasi air adalah volume pori yang diisi air dibagi volume pori total yang dinyatakan dengan Sw.

Persamaan untuk saturasi suatu fluida dapat dirumuskan sebagai berikut :

Sw = Vw/Vp X 100%

So  = Vo/Vp X 100%

Sg = Vg/Vp X 100%

Dimana :

Vw = volume air, cc

Vp = Volume pori, cc

Vg = Volume gas, cc

Jika pori – pori batuan diisi oleh fluida minyak, gas, dan air, maka berlaku hubungan :  S_g + S_o + S_w = 1

Jika diisi oleh minyak dan air saja, maka berlaku hubungan :

S_g + S_o = 1

 Pemberian skala visual untuk saturasi fluida :

S_o > 10%, S_w < 50%, adalah lapisan yang memproduksi minyak.

S_o < 10%, S_w < 50%, adalah lapisan yang memproduksi gas.

S_o < 10%, S_w > 50%, adalah lapisan yang memproduksi air.

Typical Grain Density Values

Rock/ Clay Type	Grain Density (gr/cc)
Halite Sandstone Kaulinite Monlmorillonite Quart Calcite Illite Glautonite Dolomite Anhydrite Pyrite	2.16 2.65 2.62 2.63 2.65 2.71 2.78 2.85 2.87 2.96 5.01

       Kompresibilitas

   Menurut Geertsma, terdapat tiga macam kompressibilitas pada batuan yaitu :

a.      Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksional perubahan volume dari material padatan batuan (grain) terhadap satuan perubahan tekanan.

b.      Kompressibilitas batuan keseluruhan, yaitu fraksional perubahan volume dari volume batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

c.      Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksional perubahan volume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, yaitu ;

·           Internal stress yang berasal dari desakan fluida yang terkandung di dalam pori-pori batuan (tekanan hidrostatik fluida formasi)

·           External stress yang berasal dari pembebanan batuan yang ada di atasnya (tekanan overburden)

     Wettabilitas

            Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kecenderungan dari adanya fluida lain yang tidak saling mencampur. Apabila dua fluida bersinggungan dengan benda padat, maka salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya adhesi. Dalam system minyak-air, benda padat, gaya adhesi A_T yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :

           

dimana ;

            σso     = tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm

            σsw     = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm

            σwo    = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm

            qwo     = sudut kontak minyak-air.

Suatu cairan yang dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positif (q < 90^o), yang berarti batuan bersifat water wet, sedangkan bila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negative (q > 90^o), berarti batuan bersifat oil wet.

Pada umumnya, reservoir bersifat water wet, sehingga air cenderung untuk melekat pada permukaan batuan, sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air

      Tekanan kapiler

            Tekanan kapiler (pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida “non wetting fasa” (Pnw) dengan fluida “wetting fasa” (Pw) atau :

              

Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi.

Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan :

           

dimana :

Pc     = tekanan kapiler

σ       = tegangan permukaan antara dua fluida

cos q = sudut kontak permukaan antara dua fluida

r         = jari-jari lengkung pori-pori

Δρ     = perbedaan densitas dua fluida

g        = percepatan gravitasi

h       = tinggi kolom

Tekanan kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam reservoir minyak maupun gas, yaitu :

·           Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir.

·           Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui pori-pori reservoir dalam arah vertical.