Batuan Reservoir

BATUAN RESERVOIR

KARAKTERISTIK BATUAN RESERVOIR 

            Karakteristik formasi merupakan faktor yang tidak bisa diubah, sehingga tidak 

dapat dikontrol. Batuan formasi mempunyai sifat-sifat atau karakteristik yang secara 

umum dikelompokkan menjadi dua, yaitu sifat fisik batuan dan sifat mekanik batuan. 

Sifat-sifat fisik batuan meliputi : porositas, saturasi, permeabilitas serta 

kompressibilitas, sedangkan sifat-sifat mekanik batuan meliputi : strength (kekuatan) 

batuan, hardness (kekerasan) batuan, abrasivitas, elastisitas dan tekanan batuan. 

 1. KOMPOSISI KIMIA BATUAN RESERVOIR 

        Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral 

     dibentuk dari beberapa ikatan komposisi kimia. Banyak sedikitnya suatu komposisi 

     kimia akan membentuk suatu jenis mineral tertentu dan akan menentukan macam 

     batuan. 

        Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir, 

    batuan karbonat dan shale atau kadang-kadang vulkanik. 

    1.1. BATUPASIR 

           Menurut Pettijohn, batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu : 

           Orthoquarzites, Graywacke dan arkose. 

           a. Orthoquarzites, merupakan jenis batuan sedimen yang terbentuk dari proses 

               yang menghasilkan unsure silica yang tinggi, dengan tidak mengalami 

               metamorfosa dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral kwarsa (quartz) 

               dan mineral lainnya yang stabil. Material pengikatnya (semen) terutama terdiri 

               atas carbonate dan silica. 

           b. Graywacke, merupakan jenis batupasir yang tersusun dari unsur-unsur mineral 

               yang berbutir besar, terutama kwarsa dan feldspar serta fragmen-fragmen 

               batuan. Material pengikatnya adalah clay dan carbonate. 

           c. Arkose, merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari quartz 

              sebagai mineral yang dominan, meskipun seringkali mineral arkose feldspar 

              jumlahnya lebih banyak dari quartz. 

1.2. BATUAN KARBONAT 

       Terdiri atas limestone, dolomite. 

      a. Limestone, adalah kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80% 

          calcium carbonate atau magnesium. Fraksi penyusunnya terutama oleh 

          calcite. 

      b. Dolomite, adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang 

          mengandung unsure karbonat lebih besar dari 50%. Komposisi kimia dolomite 

          hampir mirip dengan limestone, kecuali unsure MgO merupakan unsur yang 

          penting dan jumlahnya cukup besar. 

1.3. BATUAN SHALE 

       Pada umumnya unsur penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58% silicon 

       dioxide (SiO2), 15% aluminium oxide (Al2O3), 6% iron oxide (FeO) dan Fe2O3, 2% 

       magnesium oxide (MgO), 3% calcium oxide (CaO), 3% potassium oxide (K2O), 1% 

       sodium oxide (Na2O) dan 5% air (H2O). sisanya adalah metal oxide dan anion.

Permeabilitas :)

Selanjutnya belajar tentang Permeabilitas :) -__-

Permeabilitas Batuan

by lion177

PERMEABILITAS

Permeabilitas batuan (k) merupakan nilai yang menunjukan kemampuan suatu batuan porous untuk mengalirkan fluida. Henry Darcy (1856), dalam percobaan dengan menggunakan sampel batuan. Dalam percobaan Henry Darcy menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air. Batupasir silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas µ (cp), dengan luas penampang A (cm2), dan panjangnya L (cm). Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 (atm) pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q (cm3/sec), sedangkan P2 (atm) adalah tekanan keluar. Dari percobaan dapat ditunjukan bahwa
Q. µ. L/A (P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolute batuan.
Definisi batuan mempunyai permeabilitas 1 Darcy menurut hasil percobaan ini adalah apabila batuan mampu mengalirkan fluida dengan laju 1cm3/s berviskositas 1cp, sepanjang 1cm dan mempunyai penampang 1cm2, perbedaan tekananan sebesar 1atm. Sehingga persamaannya dapat ditulis sebagai berikut :

K= (Q . μ)/(A .(∆P/∆l) ) ………………………………………………………………………… 4-19

Keterangan :
k = permeabilitas media berpori, darcy
q = debit aliran, cm3/s
µ = viskositas fluida yang menjenuhi, cp
A = luas penampang media, cm2
∆P = Beda tekanan masuk dengan tekanan keluar. Atm
∆l = panjang media berpori

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam persamaan (4-19) diatas, adalah :

1. Alirannya mantap (steady state).
2. Fluida yang mengalir satu fasa
3. Viskositas fluida yang mengalir konstan
4. Kondisi aliran isothermal
5. Formasinya homogeny dan arahnya alirannya horizontal
6. Fluidanya incompressible

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

1. Permeabilitas absolute, yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100%
2. Permeabilitas efektif, 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.
3. Permeabilitas relative, merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolute pada kondisi saturasi tertentu. Harga Permeabilitas relative antara 0 – 1 darcy. Dapat juga dituliskan sebagai berikut :
Krel = Kefective / Kabsolute
Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga dalam reservoir akan terdapat permeabilitas relatif air (Krw), permeabilitas relatif minyak (Kro), permeabilitas relatif gas (Krg) dimana persamaannya adalah :
Krw = Kw / Kabs
Kro = Ko / Kabs
Krg = Kg / Kabs
Dimana :
Krw = Permeabilitas relatif air
Kro = Permeabilitas relatif minyak
Krg = Permeabilitas relatif gas

Dasar penentuan besaran permeabilitas adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy. Seperti yang terlihat pada Gambar 4.17. Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q. µ. L/A (P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbuluen, maka diperoleh harga permeabilitas absolute batuan, sesuai persamaan berikut :

k= (Q .μ .L)/(A .(P1-P2)) ……………………………………………………………………….. 4-20

Satuan Permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

k (darcy)= (Q (〖cm〗^3/sec).μ (centipoise).L(cm))/(A(sq.cm).(P1-P2)(Atm)) …………………………………..4-21

Gambar 4-17

Faktor yang ikut 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 disusun berbutir dominan kasar, membulat dan seragam, maka permeabilitas akan lebih besar dari kedua dimensinya. Permeabilitas buat reservoir secara umum lebih rendah, khususnya pada dimensi vertikalnya, jika butiranya berupa pasir dan bentuknya tidak teratur. Sebagian besar reservoir minyak berbentuk seperti ini.
2. Sementasi : permeabilitas dan porositas batuan 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, limstone dan dolomite. Pada batua karbonat, proses pelarut oleh larutan asam yang berasal dari perokolasi air permukaan akan melalu pori – pori primet batuan, bidang celah dan rekahan akan menambah permeabilitas reservoir.

Porositas Reservoir ^_^

Saat awal mulai masuk kuliah, mata kuliah yang pertama kali aku pelajari, yaitu, tentang jurusan ku sendiri, mempelajari tentang materi awal yaitu POROSITAS DAN PERMEABILITAS ^_^

I.POROSITAS

1.1 Pengertian porositas

Porositas suatu medium adalah perbandingan volum rongga – rongga pori terhadap volum total seluruh batuan. Perbandingan ini biasanya dinyatakan dalam persen dan disebut porositas.

Porositas juga dapat dinyatakan dalam ‘acre – feet’, yang berarti volum yang dinyatakan sebagai luas dalam ‘acre’ dan ketebalan reservoir dalam kaki (feet). Selain itu dikenal juga istilah porositas efektif, yaitu apabila bagian rongga – rongga di dalam batuan berhubungan, sehingga dengan demikian porositas efektif biasanya lebih kecil daripada rongga pori – pori total yang biasanya berkisar dari 10 sampai 15 persen.

1.2 Besaran Porositas

Porositas tertentu dapat berkisar dari nol sampai besar sekali, namun biasanya berkisar antara 5 sampai 40 persen, dan dalam prakteknya berkisar hanya dari 10 sampai 20 persen saja. Porositas 5 persen biasanya disebut porositas tipis (marginal porosity) dan umumnya bersifat non komersiil, kecuali jika dikompensasikan oleh adanya beberapa factor  lain. Secara teoritis porositas tidak bisa lebih besar dari 47,6 persen. Hal ini disebabkan karena keadaan sebagai terlihat pada Gambar 4.4, yang berlaku untuk porositas jenis intergranuler. Dalam gambar tersebut dapat dilihat suatu kubus yang terdiri dari 8 seperdelapan bola, sebagaimana dapat dilihat pada butir – butir oolit. Porositas maximum yang didapatkan adalah dalam susunan kubus dan secara teoritis nilai yang didapatkan adalah sebagai berikut.

Jelaslah, bahwa dalam hal ini porositas tidak tergantung daripada besar butir. Jika kita subtitusikan r untuk angka berapa saja maka kita akan tetap mendapatkan angka 47,6 tersebut.

Besarnya porositas itu ditentukan dengan berbagai cara, yaitu;

1.    Di laboratorium, dengan porosimeter yang didasarkan pada hokum Boyle : gas digunakan sebagai pengganti cairan untuk menentukan volum pori tersebut.

2.    Dari log listrik, log sonic, dan log radioaktif

3.    Dari log kecepatan pemboran

4.    Dari pemeriksaan dan perkiraan secara mikroskopis

5.    Dari hilangnya inti pemboran

1.3 Skala Visul Pemerian Porositas

Di lapangan bila kita dapatkan perkiraan secara visual dengan menggunakan peraga visual. Penentuan ini bersifat semi – kuantitatif dan dipergunakan suatu skala sebagai berikut :

0 – 5% dapat di abaikan (negligible)

5 – 10 % buruk (poor)

10 – 15% cukup (fair)

15 – 20 % baik (good)

20 – 25% sangat baik (very good)

25% istimewa (excellent)

Pemeriksaan secara mikroskopi untuk jenis porositas dapat pula dilakukan secara kualitatif. Antara lain ialah jenis :

1.    Antar butir (intergranuler), yang berarti bahwa pori – pori yang didapat di antara butir – butir.

2.    Antar Kristal (interkristalin), dimana pori – pori berada di atara kristal – kristal.

3.    Celah dan rekah, yaitu rongga terdapat di antara celah – celah.

4.    Bintik – bintik jarum (point – point porosity), berarti bahwa pori – pori merupakan bintik – bintik terpisah – pisah, tanpa kelihatan bersambungan.

5.    Ketat (thigt), yang berarti butir – butir berdekatan dan kompak sehingga pori – pori kecil sekali dan hamper tidak ada porositas.

6.    Padat (dense), berarti batuan sangat kecil sehingga hamper tidak ada porositas.

7.    Growing (vugular), yang berarti rongga – rongga besar berdiameter beberapa mili dan kelihatan sekali bentuk – bentuknya tidak beraturan, sehingga porositas besar.

8.    Bergua – gua (cavernous), yang berarti rongga – rongga besar sekali malahan berupa gua – gua, sehingga porositas sangat besar.

Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori dengan volume bulk batuan.

Keragaman ukuran butir menentukan nilai porositas. Semakin tidak seragam ukurann butirya maka nilai porositas semakin kecil. Hal ini disebabkan pori yang dibentuk dari butir yang berukuran besar terisi oleh butir yang berukuran kecil.

Keragaman ukuran butir ditentukan oleh lingkungan pengendapan. Pada lingkungan channel sungai misalnya, arusnya masih deras sehingga butir yang lebih besar ukurannya yang dapat diendapkan. Seiring bertambahnya waktu, arus semakin lemah sehingga terjadi pengendapan butir yang lebih kecil.

Pada ukuran butir yang seragam, ukuran butir tidak mempengaruhi nilai porositas. Baik pada butir yang besar maupun yang kecil, nilai porositas pada bentuk kubik adalah 47,64% dan 25,96% pada bentuk rombohedral.

Pada gambar di atas juga menunjukkan bahwa susunan butir juga mempengaruhi nilai porositas.

Berdasarkan strukturnya, porositas dibedakan menjadi dua yaitu porositas efektif dan porositas absolut. Porositas efektif hanya memperhitungkan volume pori yang saling terkoneksi satu sama lain sehingga mampu mengalirkan fluida. Sementara porositas absolut memperhitungkan semua pori baik yang terkoneksi maupun yang terisolasi.

Pada gambar di atas, kita dapat melihat fluida berwarna hitam dan biru muda. Warna hitam merepresentasikan minyak dan warna biru merepresentasikan air. Pada umumnya, butir dikelilingi oleh air. Hal ini disebabkan sebelum minyak migrasi ke dalam reservoir, batuan reservoir diisi oleh air formasi. Perbedaan densitas menyebabkan minyak bergerak dari source rock yang berada di bawah reservoir menuju reservoir. Akibat friksi fluida dengan dinding pori, fluida air yang mengitari pori tidak tergantikan minyak hingga kestabilan migrasi terjadi.

Pori pori batuan sudah terbentuk sebelum diagenesa batuan terjadi. Pori pori ini yang dikategorikan sebagai porositas primer. Nilai porositas primer sangat ditentukan dari deposisi batuan. Ketika terjadi deposisi, partikel lebih kecil masuk ke dalam pori sehingga porositas semakin mengecil.

Pada saat memasuki fase diagenesa batuan, butir batuan dapat mengalami sementasi dan kompaksi. Akibatnya pori pori menjadi lebih kecil daripada porositas primernya. Namun bisa juga pada tahapan diagenesa, terjadi pelarutan sehingga porositas sekunder lebih besar daripada porositas primernya.

Seiring bertambahnya kedalaman maka butir akan mengalami kompaksi sehingga porositasnya semakin kecil.  Untuk lebih jelasnya, perhatikan gambar berikut :

Pelarutan pada batuan karbonat lebih mudah dibandingkan pada batuan pasir. Hal ini karena kwarsa yang lebih mendominasi batuan pasir sulit larut. Pelarutan batuan karbonat akan menghasilkan gerowong yang disebut dengan vug.

Selain sementasi, kompaksi, dan pelarutan, dolomitisasi juga dapat terjadi pada saat diagenesa batuan sehingga menciptakan porositas sekunder. Dolomitisasi berasal dari kata proses membuat dolomit. Sedimen non klastik yang paling melimpah di bumi adalah limestone yang tersusun dari mineral kalsium karbonat. Namun ion kalsium di dalam ion kalsit tergantikan oleh ion magnesium karena ion magnesium lebih kuat berikatan dengan calcite. Magnesium tersebut berasal dari hasil penguapan air laut. Kehadiran ion magnesium ini menghasilkan mineral dolomit.Berhubung ukuran magnesium yang lebih kecil daripada kalsium maka terciptalah gerowong gerowong. Hal ini dapat meningkatkan porositas sekunder.

Jenis porositas sekunder lainnya adalah fracture. Akibat gaya tektonik, formasi reservoir dapat membentuk patahan atau sesar. Kondisi ini akan membuat celah pori pori yang cukup besar sehingga dapat menjadi tempat penyimpanan yang lebih besar.

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 :

Stimulasi

Pengertian Stimulasi

Stimulasi adalah merangsang sumur yang merupakan suatu proses perbaikan terhadap sumur untuk meningkatkan harga permeabilitas formasi yang mengalami kerusakan sehingga dapat memberikan laju produksi yang besar, yang akhirnya produktifitas sumur akan menjadi lebih besar jika dibandingkan sebelum diadakannya stimulasi sumur. Stimulasi dilakukan pada sumur-sumur produksi yang mengalami penurunan produksi yang disebabkan oleh adanya kerusakan formasi (formation damage) disekitar lubang sumur dengan cara memperbaiki permeabilitas batuan reservoir. Metode stimulasi dapat dibedakan menjadiAcidizing dan Hydraulic Fracturing.

Alasan dilakukanya stimulasi antara lain karena adanya hambatan alami yaitu permeabilitas reservoir yang rendah sehingga menyebabkan fluida reservoir tidak dapat bergerak secara cepat melewati reservoir dan hambatan akibat yaitu yang sering disebut dengan kerusakan formasi (formation damage), kerusakan fomasi ini kebanyakan disebabkan oleh operasi pemboran dan penyemenan yang menyebabkan permeabilitas batuan menjadi kecil jika dibandingkan dengan permeabilitas alaminya sebelum terjadi kerusakan formasi, pengecilan permeabilitas batuan formasi ini akan mengakibatkan terhambatnya aliran fluida dari formasi menuju ke lubang sumur sehingga pada akhirnya akan menyebabkan turunnya produktivitas suatu sumur.

            Sasaran dari stimulasi ini adalah formasi produktif, karena itu karakteristik reservoir mempunyai pengaruh besar pada pemilihan stimulasi. Karakteristik reservoir  meliputi karakteristik batuan maupun karakteristik fluida reservoir terutama berpengaruh pada pemilihan fluida treatment baik pada acidizing maupun pada hydraulic fracturing, faktor lain yang berpengaruh dalam treatment ini adalah kondisi reservoir yaitu volume pori, tekanan dan temperatur reservoir.

Pengertian dan Jenis Acidizing

       Acidizing adalah salah satu proses perbaikan terhadap sumur untuk menanggulangi atau mengurangi kerusakan formasi dalam upaya peningkatan laju produksi dengan melarutkan sebagian batuan, dengan demikian akan memperbesar saluran yang tersedia atau barangkali lebih dari itu membuka saluran baru sebagai akibat adanya pelarutan atau reaksi antara acid dengan batuan. Stimulasi dengan acidizing  dapat dilakukan dengan menggunakan tiga metode yaitu :

1. Acid Washing
2. Acid fracturing
3. Matrix acidizing

         Acid washing adalah operasi yang direncanakan untuk menghilangkan endapan scale yang dapat larut dalam larutan asam yang terdapat dalam lubang sumur untuk membuka perforasi yang tersumbat. Acid fracturing adalah penginjeksian asam ke dalam formasi pada tekanan yang cukup tinggi untuk merekahkan formasi atau membuka rekahan yang sudah ada.Aplikasi acid fracturing ini hanya terbatas untuk formasi karbonat, karena jika dilakukan pada formasi batu pasir dapat menyebabkan keruntuhan formasinya dan mengakibatkan problem kepasiran. Matriks acidizing dilakukan dengan cara menginjeksikan larutan asam dan additif tertentu secara langsung ke dalam pori-pori batuan formasi disekitar lubang sumur dengan tekanan penginjeksian di bawah tekanan rekah formasi, dengan tujuan agar reaksi menyebar ke formasi  secara radial.

         Pada intinya, acidizing adalah proses pelarutan material-material batuan yang terdapat disekitar lubang tempat masuknya fluida reservoir ke dalam sumur dengan menginjeksikan sejumlah asam ke dalam sumur atau lapisan produktif. Acidizing ini digunakan untuk menghilangkan pengaruh kerusakan formasi disekitar lubang sumur yaitu skin dengan cara memperbesar pori-pori batuan dan melarutkan partikel-partikel penyumbat pori-pori batuan