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. BATU PASIR
Menurut Pettijohn, batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu : Orthoquarzites, Graywacke dan arkose.
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.
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.
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.

2. SIFAT FISIK BATUAN RESERVOIR

2.1. POROSITAS
Porositas (Φ) merupakan perbandingan antara ruang kosong (pori-pori) dalam batuan dengan volume total batuan yang diekspresikan di dalam persen.
atau

dimana : Vp = volume ruang pori-pori batuan
Vb = volume batuan total (bulk volume)
Vg = volume padatan batuan total (grain volume)
Φ = porositas batuan

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua :
a. Porositas absolute, yang merupakan persen volume pori-pori total terhadap volume batuan total.

b. Porositas efektif, yang merupakan persen volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total.

Selain itu, menurut terjadinya, porositas dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :
a. Porositas primer, merupakan porositas yang terbentuk pada waktu batuan sediment diendapkan.
b. Porositas sekunder, merupakan porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan sediment terendapkan.
2.2. 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 AT 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 <> 90o), 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.

2.3. 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 :
Ø Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir
Ø Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui pori-pori reservoir dalam arah vertical.

2.4. SATURASI
Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori. Saturasi dapat dinyatakan dalam persamaan dibawah ini :
a. Saturasi minyak (So) adalah :

b. Saturasi air (Sw) adalah :

c. Saturasi gas (Sg) adalah :

Jika pori-pori diisi oleh gas-minyak-air, maka berlaku hubungan :
Sg + So + Sw = 1
Jika diisi oleh minyak dan air saja, maka :
So + Sw = 1

2.5. PERMEABILITAS
Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Teori tersebut dikembangkan oleh Henry Darcy. Darcy mengungkapkan bahwa kecepatan alir melewati suatu media yang porous berbanding lurus dengan penurunan tekanan per unit panjang, dan berbanding terbalik terhadap viskositas fluida yang mengalir.
Persamaan permeabilitas :
atau k = μ. V
dimana :
V = kecepatan aliran, cm/sec
μ = viskositas fluida yang mengalir, cp
dP/dL = penurunan tekanan per unit panjang, atm/cm
k = permeabilitas, darcy

2.6. KOMPRESSIBILITAS
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 ;
Ø 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)