Sifat Fisik Gas

1. SPECIFIC GRAVITY GAS
Adalah perbandingan antara berat molekul gas tersebut terhadap berat molekul udara kering pada tekanan dan temperatur yang sama. Ada dua hukum tentang specific gravity gas, yaitu hukum efusi/difusi dari Graham dan hukum Avogadro.
Hukum efusi/difusi menyatakan bahwa laju efusi dan difusi dua gas pada temperatur dan tekanan yang sama berbanding terbalik dengan akar kuadrat massa jenisnya. Adapun persamaannya adalah :
………………………………………………….. (1-1)
Dimana :
v = kecepatan efusi/difusi gas
d = densitas gas.
Hukum Avogadro mengatakan bahwa kondisi tekanan, temperatur dan volume tertentu, massa jenis gas berbanding lurus dengan berat molekulnya, atau secara matematis dinyatakan sebagai berikut :
…………………………………………………. (1-2)
Dimana :
M = berat molekul gas

FAKTOR DEVIASI GAS
Suatu gas ideal adalah fluida yang :
1. Memiliki volume dari molekul relatif dapat diabaikan dibandingkan dengan volume dari fluida secara menyeluruh.
2. Tidak memiliki gaya tarik atau gaya tolak antara sesama molekul atau antara molekul dengan dinding dari tempat dimana gas itu berada.
3. Semua tumbukan dari molekul elastis murni, yang berarti tidak ada kehilangan energi dalam akibat tubrukan tadi.
Dasar untuk menggambarkan suatu gas ideal adalah hukum gas, antara lain hukum Boyle, hukum Charles dan hukum Avogadro. Dari gabungan antara ke tiga hukum tersebut, didapat persamaan kesetimbangan :

..................................................................... (1-3)

Dimana :
P = Tekanan, psia
V = Volume, cuft
T = Temperatur, oR
n = Jumlah mol gas
R = Konstanta, 10.732 psia cuft/lb-mol oR

Faktor deviasi gas adalah perbandingan antara volume gas pada keadaan tekanan dan temperatur sebenarnya dibagi dengan volume gas pada keadaan ideal/standar.
Sehingga persamaan kesetimbangan :
………………………………………………. (1-4)
Harga faktor deviasi gas tergantung dari perubahan tekanan, temperatur atau komposisi gas. Katz dan Standing telah menghasilkan grafik korelasi :
Z = f (Ppr, Tpr) ................................................. (1-5)
Dimana :
Ppr = P/Ppc
Tpr = T/Tpc
Tpc = Σ yi. Tci,
Ppc = Σyi. Pci.
Dimana :
yi = fraksi mol komponen i
Tci = temperatur kritis komponen ke I, oR
Pci = tekanan kritis komponen ke I, psia

2. FAKTOR VOLUME FORMASI GAS (Bg)
Faktor volume formasi gas (Bg) didefinisikan sebagai perbandingan volume gas dalam kondisi reservoir dengan volume gas dalam kondisi permukaan. Adapun persamaannya penentuan factor volume formasi gas (Bg) dengan asumsi menggunakan Tsc = 520 oR dan Psc = 14.7 psia serta Zsc = 1, maka persamaan faktor volume formasi gas (Bg) adalah :

…………………………………... (1-6)

3. KOMPRESSIBILITAS GAS (Cg)
Kompressibilitas isothermal dari gas diukur dari perubahan volume per unit volume dengan perubahan tekanan pada temperatur konstan. Adapun persamaan kompressibilitas gas adalah :
- Gas ideal : ……………………. (1-7)
- Gas nyata : .............................. (1-8)

4. VISKOSITAS GAS (µg)
Viskositas adalah gesekan dalam fluida (resistance) untuk mengalir. Jika gesekan antara lapisan fluida kecil (low viscosity), gaya shearing yang ada akan mengakibatkan gradien kecepatan besar sehingga mengakibatkan fluida untuk bergerak. Jika viskositas bertambah maka masing-masing lapisan fluida mempunyai gaya gesek yang besar pada persinggungan lapisan, sehingga kecepatan akan menurun.
Viskositas dari fluida didefinisikan sebagai perbandingan shear force per unit luas dengan gradien kecepatan. Viskositas dinyatakan dengan Centipoise (cp).
Viscositas dari suatu gas campuran tergantung pada tekanan, temperatur dan komposisi. Carr-Kobayashi-Burrows membuat persamaan yaitu :

…………………………………………. (1-9)
Dimana :
µ1 = viskositas pada tekanan 1 atm
µ = viskositas pada tekanan > 1 atm.
5. DENSITAS GAS (ρg)
Densitas gas (ρg) didefinisikan sebagai massa gas per satuan volume. Dari definisi ini kita dapat menggunakan persamaan keadaan untuk menghitung densitas gas pada berbagai P dan T tertentu, yaitu:
………………………………………….. (1-10)
dimana :
m = berat gas, lb
V = volume gas, cuft
M = berat molekul gas, lb/lb mole
P = tekanan reservoir, psia
T = temperatur, oR R = konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole oR

Karakteristik Fluida Reservoir

Fluida reservoir berupa hidrokarbon yang memiliki sifat‑sifat fisik yaitu : viscositas, faktor volume formasi, densitas dan compresibilitas.
Sifat fisik ini sangat dipengaruhi oleh perubahan teka­nan dan temperatur reservoirnya. Kegunaan mengetahui sifat‑sifat hidrokarbon antara lain untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dan sebagainya.

1 Sifat Fisik Minyak
Dengan mengetahui sifat‑sifat fisik minyak kita dapat memperkirakan dan merencanakan pemboran, penyele­saian sumur, produksi serta sistem pengiriman yang efi­sien dan aman.
1.1. Densitas Minyak.
Berat jenis minyak atau oil density didefinisikan sebagai perbandingan berat minyak terhadap volume minyak. Densitas minyak dinyatakan dengan spesific gravity. Hubungan berat jenis minyak dengan spesific gravity didasarkan pada berat jenis air, dengan Persamaan :
………………………………………………………… (1-1)

Didalam dunia perminyakan, spesific gravity minyak sering dinyatakan dalam satuan oAPI (American Petroleum Instute). Hubungan SG minyak dengan oAPI dapat dirumuskan sebagai berikut :
………………………………………………………………… (1-2)
Harga‑harga oAPI untuk beberapa jenis minyak :
‑ minyak ringan, ≥ 30 oAPI
‑ minyak sedang, berkisar 20 - 30 oAPI
‑ minyak berat, berkisar 10 - 20 oAPI

1.2. Viscositas Minyak
Viscositas minyak sangat dipengaruhi oleh tempera­tur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Hubungan antara viscositas minyak (μo) terhadap tekanan dapat dijelaskan sebagai berikut:
· Bila tekanan mula‑mula di atas tekanan gelembung, maka penurunan tekanan akan menyebabkan viscositas minyak berkurang, karena pengembangan volume minyak, berarti gas yang terkandung di dalam minyak cukup besar. Kemudian bila tekanan diturunkan sampai tekanan gelembung, maka penurunan tekanan di bawah tekanan gelembung (Pb) akan menaikkan viscositas minyaknya, karena pada keadaan ini mulai dibebaskan sejumlah gas dari larutan minyak.

1.3. Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)
Kelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya SCF gas yang terlarut dalam 1 STB minyak pada kondisi standart 14.7 psia dan 60 oF, ketika minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir.
Faktor‑faktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak antara lain :
a. Tekanan reservoir
Bila temperatur dianggap tetap maka Rs akan naik bila tekanannya naik, kecuali jika tekanan gelembung (Pb) telah terlewati.
b, Temperatur reservoir
Jika tekanan dianggap tetap maka Rs akan turun jika temperatur naik.
c. Komposisi gas
Pada tekanan dan temperatur tertentu Rs akan berkurang dengan naiknya berat jenis gas.
d. Komposisi minyak
Pada temperatur dan tekanan tertentu Rs akan naik dengan turunnya berat jenis minyak atau naiknya oAPI minyak.
Kelarutan gas dalam minyak sangat dipengaruhi oleh cara bagaimana gas dibebaskan dari larutan hidrokarbon.

1.4. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)
Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume dalam barrel pada kondisi reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psia, 60OF). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb. Istilah faktor penyusutan atau shrinkage factor sering digunakan sebagai kebalikan dari harga faktor volume formasi minyak ( Bo).

1.5. Kompresibilitas Minyak
Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan. Untuk kompressibilitas minyak yang berada diatas tekanan gelembung dapat dinyatakan dengan :
………………………………….…………………………. (1-3)

Kompressibilitas minyak jenuh jelas lebih tinggi dibandingkan dengan minyak tak jenuh, karena adanya penurunan tekanan sebagai akibat keluarnya gas dari minyak volume total minyak sisa akan berkurang.
Kompressibilitas minyak dibawah titik gelembung akan membesar bila dibandingkan dengan ketika berada diatas titik gelembung, hal ini dapat dijelaskan karena turunnya tekanan, gas akan membebaskan diri dari larutan. Volume minyak yang tertinggal akan berkurang dengan turunnya tekanan akibatnya volume fluida hidrokarbon total yang terdiri dari minyak dan gas alam lambat laun terjadi lebih banyak seiring dengan turunnya tekanan dan ini menyebabkan kompressibilitas sistem menjadi lebih tinggi dibandingkan dengan kompressibilitas cairan minyaknya sendiri.

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)

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)