Teknik Reservoir

Dosen:

Dr. Ir. Dyah Rini Ratnaningsih, MT.

Dr. Ir. Yosaphat Sumantri, MT.

Ir. Sunindyo, MT.

Ratna Widiyaningsih, ST, MSc.

Endah Widiyaningsih, ST, MT.

Deskripsi Mata Kuliah

Memahami konsep teknik reservoir, meliputi: - wadah,

- isi dan kondisi,

- jenis mekanisme pendorong yang menggerakkan sistem fluida di dalam reservoir,

- kandungan hidrokarbon mula-mula, - cadangan (reserves),

- ultimate recovery, - recovery factor,

- kesetimbangan materi di dalam reservoir, dan

Kompetensi Mata Kuliah:

1. Mampu menjelaskan reservoir hidrokarbon yang terdiri dari komponen: wadah, isi dan kondisi.

2. Memahami dan mendeskripsikan jenis mekanisme pendorong reservoir.

3. Mampu melakukan perhitungan kandungan mula-mula dan perkiraan cadangan hidrokarbon secara volumetris, baik untuk reservoir yang homogen maupun heterogen.

4. Mampu mengklasifikasikan dan memperkirakan cadangan hidrokarbon.

5. Mampu memahami konsep kesetimbangan materi dari sistem eksploitasi reservoir hidrokarbon.

6. Mampu melakukan perhitungan perkiraan kandungan hidrokarbon mula-mula berdasarkan konsep kesetimbangan materi (material

balance).

7. Mampu melakukan penyederhanaan bentuk persamaan kesetimbangan materi dalam bentuk linier.

8. Mampu melakukan perhitungan perkiraan cadangan sisa reservoir hidrokarbon berdasarkan data penurunan produksi (decline curve).

Literatur Wajib:

1. Craft , B.C. dan Hawkins, M.F., “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Second Ed., Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, New Jersey, 1991.

2. Dake L.P.,“Fundamentals of Reservoir Engineering”, Development in Petroleum Science 8, Elsevier Scientific

Publishing Company, Amsterdam – Oxford - New York, 1978.

3. Ahmed Tarek, “Reservoir Engineering Handbook”, 2nd _{Ed., Gulf Publishing}

Company, Boston, London, Auckland, Johannesbourg, Melbourne, New Delhi, 2001.

1. Clark Norman J., ”Element of Petroleum Reservoir”, Henry L. Doherty Service, Revised Edition, AIME Inc, Dallas.

2. Cole , F.W., “Reservoir Engineering Manual”, Gulf Publishing Company, Houston Texas, 1961.

3. Ahmed Tarek dan Mc Kinney, P.D.,”Advanced Reservoir Engineering”, Gulf Professional Publishing, Burlington, Linacre House, 2005.

4. Satter A., Ph.D dan Thakur G.C., Ph.D, “Integrated Petroleum Resevoir Management: A Team Approach”, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1994.

PENILAIAN

1 Kehadiran 10 %

2 Keaktifan di kelas 10 %

3 Tugas/Presentasi 20 %

4 Ujian Tengah Semester 30 %

5 Ujian Akhir Semester 30 %

Aturan Perkuliahan

Keterlambatan datang dikelas:

•Toleransi 10 menit

Sikap dan Etika di kelas:

•Sopan

•Berpakaian rapi

•No food and drink

•Tidak merokok

•Shoes on feet

•No sleepy face

Strongly Recommended:

1.Sebelum dan sesudah mengikuti

kuliah/presentasi:

• Membaca modul, textbooks, catatan

sendiri (jika ada)

• Mengerjakan PR dan tugas sendiri (salah

benar bukan kriteria, tapi yang penting

understanding)

• Diskusi dengan classmates

• Bertanya kepada dosen/asisten.

2.

Saat mengikuti kuliah/presentasi:

• Mencatat seperlunya (TIDAK MENYALIN)

• Bertanya.

PEMBAGIAN TUGAS

• Kelas dibagi ke dalam 6 kelompok

• Masing-masing kelompok bertugas mempelajari dan mempresentasikan 1 pokok bahasan (akan diundi).

• Anggota kelompok lain bertugas bertanya pada saat suatu kelompok presentasi.

• Bagi anggota kelompok penyaji, penilaian di dasarkan atas kualitas presentasi dan jawaban terhadap pertanyaan dari kelompok lain.

• Masing-masing anggota kelompok penyaji harus melakukan

presentasi dengan sebaik-baiknya (pembagian materi presentasi didasarkan kesepakatan kelompok ybs.).

• Bagi anggota kelompok bukan-penyaji, penilaian di dasarkan atas keaktifan dan kualitas pertanyaan yang diajukan.

• Bahan presentasi didasarkan pada modul kuliah dan bisa ditambah dari sumber lain yang relevan.

TABEL BAHAN KAJIAN sd. UTS

• Kelompok-1: : Wadah, isi dan kondisi reservoir dan jenis reservoir berdasarkan perangkapnya.

• Kelompok-2: Jenis eservoir berdasarkan fasa fluida dan mekanisme pendorongnya.

• Kelompok-3: Review sifat-sifat fisik batuan reservoir.

• Kelompok-4: Review sifat-sifat fisik fluida reservoir.

• Kelompok-5: Klasifikasi cadangan hidrokarbon.

DEFINISI RESERVOIR

Reservoir adalah batuan yang

porous

dan

permeable

yang menjadi tempat terakumulasinya fluida

hidrokarbon (minyak dan/atau gas) di bawah

permukaan tanah, yang memiliki suatu sistem tekanan

yang tunggal.

porous (berpori)



berkaitan dgn

storativity

permeable (lolos air)  berkaitan dgn

productivity

Wadah: Batuan Reservoir

Lapisan tudung (cap rock) Perangkap (trap)

KOMPONEN

RESERVOIR Isi: _{(hidrokarbon, air formasi)}Fluida Reservoir

Kondisi: P dan T

GENERATION, MIGRATION, AND TRAPPING OF HYDROCARBONS Reservoir rock Seal Migration route HC-water contact (HCWC) Hydrocarbon accumulation in the reservoir rock Top of maturity Source rock Fault (impermeable)

Seal

A. Wadah (Batuan Reservoir)

• Batupasir:

- Orthoquartzite

- Graywacke

- Arkose

(ketiga macam batupasir tersebut mempunyai komposisi

kimia yang berbeda-beda sesuai dengan sumber dan proses

sedimentasinya).

• Batuan Karbonat

• Shale

Sifat Fisik Batuan Reservoir

 Porositas  Kompresibilitas  Permeabilitas absolut  Saturasi fluida  Wetabilitas  Tekanan Kapiler

 Permeabilitas Efektif dan Relatif  Sifat Kelistrikan

B. Isi (Minyak, Gas, dan Air Formasi)

 Sifat fisik minyak:

- Densitas minyak - Viskositas minyak

- Kelarutas gas dalam minyak - Faktor volume formasi minyak - Koefisien kompresibilitas minyak.  Sifat fisik gas:

- Densitas gas - Viskositas gas

- Faktor kompresibilitas gas - Faktor volume formasi gas - Koefisien Kompresibilitas gas.  Sifat fisik air formasi:

- Densitas air formasi - Viskositas air formasi

- Kelarutan gas dalam air formasi - Faktor volume formasi air

C. Kondisi Reservoir

• Kondisi reservoir meliputi tekanan reservoir dan temperatur reservoir. • Kondisi reservoir sangat berpengaruh terhadap sifat fisik batuan maupun

fluida reservoir (minyak, gas dan air formasi).

• Kondisi reservoir berhubungan dengan kedalamaan reservoir. Reservoir yang kedalamannya berbeda, tekanan dan temperaturnya juga berbeda .

C.1. Tekanan Reservoir

• Tekanan reservoir adalah tekanan fluida yang ada di dalam pori-pori batuan reservoir.

• Tekanan reservoir menyebabkan terjadinya aliran fluida di dalam

reservoir ke dalam lubang sumur yang mempunyai tekanan relatif lebih rendah.

• Tekanan reservoir akan berkurang (turun) sejalan dengan lama waktu produksi (banyaknya fluida reservoir yang terproduksi).

Tekanan yang bekerja di dalam reservoir pada dasarnya

disebabkan oleh :

1. Ekspansi gas (tudung gas) pada gas cap drive reservoir, tenaga ini disebut dengan body force. Karena pengaruh gravitasi akibat

perbedaan densitas antara minyak dan gas maka gas yang terpisah dari minyak akan terakumulasi pada puncak reservoir menjadi tudung gas. Pengembangan tudung gas ini dapat mendorong minyak mengalir kedalam sumur produksi.

2. Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan adanya tekanan hidrostatik dan/atau beban formasi di atasnya (overburden). 3. Pengembangan gas yang semula terlarut di dalam minyak pada

reservoir solution gas drive. Perbedaannya dengan reservoir gas cap drive adalah bahwa gas yang terjadi (terbebaskan dari minyak) tidak terperangkap di dalam pori-pori batuan tetapi mengalir bersama minyak ke dalam sumur produksi.

4. Tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat kebasahan batuan.

Pc or h ei g h t 0,20 1,00 Zona Transisi Zona Non-Wetting

Free Water Level h = Pc / ∆_{f .}g P₉₀

P₅₀

C.2. Temperatur Reservoir

• Keadaan batuan kulit bumi, makin kedalam temperaturnya

makin tinggi. Dengan anggapan ini, maka temperatur

batuan formasi atau reservoir akan bertambah dengan

bertambahnya kedalaman.

• T

_d

= T

_a

+ G

_t

D

dimana :

T

_d

: Temperatur formasi pada kedalaman D ft,

o

_F

T

_a

: Temperatur permukaan rata-rata,

o

_F

G

_t

: Gradien temperatur,

o

_{F/100 ft}

D : Kedalaman, ratusan ft.

Dasar-Dasar

Klasifikasi Reservoir

Dasar

Jenis-jenis Reservoir

Komposisi Batuan

Sandstone (batupasir), carbonate, _{shaly sand, fractured shale}

Sementasi Butiran

Friable, unconsolidated, _consolidated

Sistem Porositas

Single porosity, dual porosity

Jenis Perangkap

Struktur, stratigrafi, kombinasi

Sistem Hidrokarbon

Heavy oil, light oil, condensate, _{wet gas, dry gas}

Mekanisme Pendorong

Gas cap, solution gas, water _{aquifer, gravity drainage}

JENIS-JENIS RESERVOIR

1. Berdasarkan Perangkap

2. Berdasarkan Fasa Fluida Reservoir 3. Berdasarkan Mekanisme Pendorong

1. Berdasarkan Perangkap

25

a. Perangkap Struktur

b. Perangkap Stratigrafi

a. Perangkap Struktur

Perangkap yang terbentuk akibat adanya gejala-gejala tektonik

atau struktur, seperti perlipatan dan patahan.

b. Perangkap Stratigrafi

Terbentuk karena perubahan lithologi batuan, seperti batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain, atau batuan yang karakteristik reservoirnya menghilang sehingga menjadi penghalang

Perangkap Stratigrafi

c. Perangkap Kombinasi

Perangkap yang terbentuk karena kombinasi antara perangkap

struktur dan perangkap stratigrafi.

Interseksi suatu

patahan dengan

suatu bagian ujung

pengendapan porous

dan permeabel

Perangkap Kombinasi

Perlipatan suatu

bagian reservoir dan

pembajian

2. Berdasarkan Fasa Fluida

• Reservoir Minyak

• Reservoir Gas Kondensat • Reservoir Gas

Diagram Fasa Suatu Fluida Reservoir

(Craft dan Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, 1991)

Diagram Fasa Suatu Fluida Reservoir

(Craft dan Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, 1991)

A. Reservoir Minyak

• Reservoir Minyak Tak-Jenuh (Under -saturated) Tekanan reservoir > tekanan gelembung.

Fluida reservoir hanya terdiri dari satu fasa yaitu fasa cair, karena seluruh fasa gas terlarut dalam fasa minyak.

35



Reservoir Minyak Jenuh (Saturated)



P dan T terletak di dalam daerah dua fasa.



Tekanan reservoir ≤ tekanan jenuh (Pb).



Ada dua fasa fluida di reservoir, dimana zona cair

(minyak) yang berada di bawah zona gas (tudung

gas atau gas cap).

Under-saturated dan Saturated Reservoir

(Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989)

B. Reservoir Gas Kondensat

Temperatur reservoir terletak antara temperatur kritis dan krikondenterm.

Tekanan reservoir terletak di atas tekanan upper dew point (titik embun atas).

Saat tek. reservoir turun mencapai tek. upper dew point (titik 2) maka sebagian gas mulai mencair, dan cairan mencapai maksimum saat tek. reservoir turun mencapai batas bawah daerah retrograd (titik 3).

Penurunan tekanan lebih lanjut (titik 4) tidak akan menambah cairan tetapi sebaliknya justru menyebabkan penguapan kembali dari cairan yang telah terbentuk (peristiwa retrograde).

Reservoir Gas Kondensat

(Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989)

C. Reservoir Gas

•

Reservoir Gas Basah

Mengandung fraksi berat yang lebih banyak daripada gas kering.

Fluida hidrokarbon di dalam reservoir berupa gas secara keseluruhan, akan tetapi dalam proses produksinya sebagian gas berubah menjadi cairan (kondensat) pada kondisi permukaan.

40



Reservoir Gas Kering



Kandungan utamanya adalah fraksi ringan seperti

methana dan ethana.



Kondisi reservoir maupun separator untuk reservoir

ini terletak di luar daerah dua fasa (daerah gas),

Reservoir Gas Basah

(Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989)

41

Reservoir Gas Kering

3. Berdasarkan Tenaga

Pendorong

• Tenaga pendorong reservoir adalah tenaga alamiah

yang dapat menggerakkan minyak di dalam reservoir

menuju ke dalam sumur.

• Dapat berupa:

1. Rock and Liquid Expansion,

2. Depletion (Solution Gas) Drive,

3. Gas Cap Drive,

4. Water Drive,

5. Segregation (Gravity Drainage) Drive,

6. Combination Drive.

1. Rock and Liquid Expansion

Drive Reservoir

• Pada tekanan (res. maupun dasar sumur) di atas bubble-point, hanya

ada minyak, air-konat (interstitial), dan batuan reservoir di dalam

reservoir.

• Sejalan dengan penurunan tek. reservoir akibat produksi minyak

maka batuan, air konat, dan minyak memuai sesuai dengan

kompresibilitas masing-masing. Akibatnya, volume pori batuan

reservoir mengecil dan volume fluida bertambah sehingga air dan

minyak terdorong keluar dari pori-pori batuan menuju ke lubang

sumur.

• Karena kompresibilitas batuan, air konat, dan minyak relatif kecil

maka mekanisme dorong ini termasuk mekanisme pendorong yang

paling tidak efisien dan hanya menghasilkan produksi minyak yang

relatif sedikit.

• Tenaga dorong ini dicirikan oleh tekanan reservoir yang cepat turun

dan gas oil ratio (GOR) yang konstan.

2. Depletion (Solution Gas)

Drive Reservoir

•

_{Tenaga pendorong solution gas (depletion gas) drive,}

berasal dari pengembangan gas yang terbebaskan dari

minyak sebagai akibat penurunan tekanan selama

proses produksi.

•

Gas yang terbebaskan dari minyak membentuk

gelembung-gelembung gas, dan bersama minyak

membentuk aliran dua fasa menuju sumur.

•

Reservoir depletion gas drive dapat memproduksikan

minyak karena pengembangan gas, jika gas yang

terbebaskan dari cairan tidak membentuk gas cap.

Ciri-ciri DepletionDrive Reservoir

45

P > Pb

P ≤ Pb

 Kondisi awal adalah reservoir tak-jenuh

 Tek. reservoir dipertahankan oleh keluarnya

gas dari cairan

 Tek. reservoir turun cepat dan kontinyu  Producing GOR konstan pada P > Pb, kmd.

naik ke suatu harga maksimum, selanjutnya turun dengan cepat

 Perlu cara prod. artificial lift lebih awal  Recovery factor antara 5-30%

3. Gas Cap Drive Reservoir

•

Apabila tekanan reservoir berada di bawah tekanan

gelembung (tek. saturasi) minyak, maka fraksi ringan

akan terbebaskan dari minyak dan membentuk fasa gas

yang kemudian terakumulasi di bagian atas zona

minyak membentuk tudung gas (gas cap).

•

_{Bila terjadi penurunan tekanan akibat}

diproduksikannya minyak, maka gas cap yang memiliki

kompresibilitas tinggi akan mengembang dan menekan

zona minyak di bawahnya.

Ciri-ciri Gas Cap Drive Reservoir

P < Pb

 Tek. reservoir turun perlahan dan

kontinyu

 Producing GOR meningkat secara

kontinyu di sumur-sumur pada struktur atas (akibat coning)

 Sumur-sumur bisa berproduksi secara

natural flow dalam waktu lama bila

volume gas cap besar

4. Water Drive Reservoir

•

Bila suatu reservoir berhubungan dengan aquifer yang

besar, maka selama proses produksi berlangsung, air

akan masuk ke dalam reservoir mendesak minyak dan

mengisi pori-pori batuan yang telah ditinggalkan oleh

minyak yang terproduksi.

•

Proses ini terjadi akibat pengembangan volume air di

dalam aquiver dan penyusutan pori-pori batuan yang

disebabkan oleh penurunan tekanan reservoir.

•

_{Masuknya air ke dalam zona minyak menyerupai}

proses pendorongan, dimana air berfungsi sebagai

fluida pendorong dan minyak sebagai fluida yang

didorong.

•

Mekanisme ini merupakan mekanisme pendorong yang

paling efisien.

Ciri-ciri Water Drive Reservoir

P > Pb

 Tekanan reservoir tetap tinggi  Producing GOR tetap rendah  Produksi air ada sejak awal dan

semakin lama semakin tinggi

 Sumur-sumur berproduksi secara

sembur alam sampai produksi air menjadi berlebihan

5. Segregation (Gravity) Drive

Reservoir

P ≤ Pb

 Reservoir dengan kemiringan (dip) tinggi  Permeabilitas batuan tinggi dalam arah dip

(kemiringan lapisan)

 Gas cenderung migrasi ke updip, minyak

migrasi ke downdip ke arah sumur, sehingga energi gas terperangkap secara alamiah

 Recovery factor tinggi, mirip water drive

6. Combination Drive Reservoir

•

Pada suatu reservoir

umumnya dijumpai dua

atau lebih mekanisme

pendorong yang bekerja

bersama-sama, dalam

keadaan tersebut

reservoirnya disebut

dengan combination

Ciri-ciri Combination Drive

Reservoir

•

_{Penurunan tekanan}

relatif cukup cepat secara

teratur

•

Laju pengurasan naik

secara perlahan

•

Apabila terdapat gas cap,

maka pada sumur-sumur

yang terletak di bagian

atas reservoir akan

menghasilkan GOR yang

cukup besar.

•

Faktor perolehan lebih besar dibanding dengan

solution gas drive tetapi lebih kecil jika dibandingkan

TUGAS:

55

REVIEW

Sifat-Sifat Fisik

Batuan Reservoir:

1. Porositas 2. Kompresibilitas 3. Saturasi Fluida 4. Wetabilitas 5. Tekanan Kapiler 6. Permeabilitas

57



Porositas adalah perbandingan antara volume

ruang pori terhadap volume bulk batuan.

Vb

Vp

Vb

Vs

Vb



_





Vb : vol. bulk batuan.

Vs : vol. padatan (grain).

Vp : vol. ruang pori.

1. Porositas Batuan

•

_{Porositas menentukan volume fluida yang bisa}

terkandung di dalam batuan (storage capacity).

58

• Porositas Absolut:

Perbandingan antara volume pori total (saling berhub. maupun

tidak) thd. volume bulk batuan.

• Porositas Efektif:

Perbandingan antara volume pori yang saling berhubungan

terhadap volume bulk batuan.

A. Berdasarkan hubungan antar porinya:

B. Berdasarkan waktu terjadinya:



_{Porositas Primer:}

Terbentuk bersamaan proses pengendapan.



_{Porositas Sekunder:}

Terbentuk setelah proses pengendapan sebagai hasil dari proses

pelarutan, kekar, dolomitisasi, dsb.

59

1. Tipe kemasan (packing).

2. Bentuk butiran (roundness atau angularity).

3. Pemilahan butir (sorting).

4. Kompaksi.

5. Faktor sementasi.

60

Cubic

V

_b

= (2r)

3

_{= 8r}

3

V

_s

= (4/3)

p

r

3

Porosity = 47,6%

Rhombohedral

Porosity = 25,96%

61

• Tipikal porositas beberapa batuan sedimen:

- Soil: 55%

- Gravel & pasir: 20-50%

- Lempung (clay): 50-70%

- Batupasir: 5-30%

- Batu gamping (limestone): 10-30%

- Batubeku yang rekah-rekah: 10-40%

• Klasifikasi harga porositas batuan reservoir:

- insignificant : 0% - 5%

- poor

: 5% - 10%

- fair

: 10% - 15%

- good

: 15% - 20%

62

Pada keadaan statis, gaya (beban) overburden harus diimbangi oleh gaya ke atas dari matriks batuan dan fluida di dalam pori-pori.

2. Jadi:

4.

1.

Ketika fluida diproduksikan dari reservoir, maka tekanan fluida (P) turun sementara tekanan overburden konstan, dan:

(a) gaya terhadap matriks naik ( “net compaction pressure”, P_r=P_o-P) (b) bulk volume mengecil (turun), dan

(c) volume pori mengecil (turun).

3. Gradien tekanan normal:

dp_o/dZ = 1.0 psi/ft dan dp/dZ = 0.465 psi/ft

F_o F_r F_f F_o = F_r + F_f dan P_o = P_r + P

2. Kopresibilitas Batuan





r b b p b b b

C

C

C

C

dP

dV

V

C























1

_* 63

















dP

dV

V

C

r r r

1

















1

_*

dP

dV

V

C

p p p

Cr : kompressibilitas matriks batuan, tekanan-1

(biasanya Cr  0)

Cp: kompressibilitas pori, tekanan-1

Cb: kompressibilitas bulk, tekanan-1 Vr : volume padatan (matriks)

Vp: volume pori

Vb: volume bulk batuan

P : tekanan hidrostatik fluida (pori) P* : tekanan luar (overburden)

• Kompresibilitas pori (C

_p

) sering disebut juga sebagai

kompresibilitas formasi (C

_f

) (Tiab, 2004).

• Hall (1953) meneliti hubungan kompresibilitas formasi

dengan porositas dan mendapatkan:

64

C

_f

: kompresibilitas formasi (pori), psi

-1



: porositas, fraksi.

415 . 0 6

x

10

87

.

1

_





f

C

f w w g g o o t

C

S

C

S

C

S

C

C









65

 Kompresibilitas total formasi dan fluida didefinisikan sebagai:

 Bila kompresibilitas total formasi diabaikan, maka OOIP (metoda Material Balance) bisa 30% sd. 100% lebih besar dari harga sebenarnya (Hall, 1953).

C_t: Kompressibilitas total formasi, tekanan-1

C_o: Kompressibilitas minyak, tekanan-1

C_g: Kompressibilitas gas, tekanan-1

C_w: Kompresibilitas air, tekanan-1

C_f : Kompresibilitas formasi, tekanan-1

S_o : Saturasi minyak, fraksi

S_g : Saturasi gas, fraksi

66

3. Saturasi Fluida

volume pori yang diisi oleh minyak So =

volume pori yang saling berhubungan volume pori yang diisi oleh air Sw =

volume pori yang saling berhubungan volume pori yang diisi oleh gas Sg =

volume pori yang saling berhubungan



Perbandingan antara volume pori batuan yang

ditempati oleh fluida dengan volume pori efektif

(saling berhubungan) batuan.

67

Hal-Hal Penting Mengenai Saturasi:

•

Sg + So + Sw = 1

•

So



Vb + Sg



Vb =

(

1 – Sw

)



Vb

68

4. Wetabilitas (Wettability)

• Bila gaya “kohesi” antar molekul-molekul suatu fluida lebih

kecil daripada gaya “adhesi” antara molekul fluida dengan

permukaan padatan, maka dikatakan fluida tersebut

bersifat “membasahi” padatan.

• Air membasahi permukaan kaca.

• Air-raksa (

mercury

) tidak membasahi permukaan kaca.

• Wetabilitas atau tingkat kebasahan adalah kemampuan

fluida untuk membasahi padatan.

• Wetabilitas suatu fluida dinyatakan dengan sudut kontak

(

contact-angle

=

q

).

•

q

< 90

o

_{berarti fluida membasahi padatan (batuan),}

q

_{> 90}

o

berarti fluida tidak membasahi padatan.

• Faktor yang mempengaruhi:

• komposisi kimia fluida,

• komposisi kimia (mineral) padatan, dan • temperatur.

5. Tekanan Kapiler

• Tekanan kapiler didefinisikan sebagai perbedaan

tekanan antara permukaan dua fluida yang tidak

saling-campur (immiscible) sebagai akibat terjadinya

pertemuan permukaan yang memisahkan mereka.

• Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan

tekanan antara fluida “non-wetting phase” dengan

fluida “wetting phase”, atau :

P

_c

=

P_nw

- P

_w

• Tekanan kapiler dalam pipa kapiler tergantung pada jari-jari pipa dan jenis fluida yang ada.

• Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut:

dimana :

Pc = tekanan kapiler



= tegangan antar-muka antara dua fluida

q

= sudut kontak fluida pembasah

r = jari-jari pipa kapiler



= perbedaan densitas dua fluida

g = percepatan gravitasi

h = tinggi kenaikan fluida pembasah dalam pipa kapiler.

71

P

r

g h

c





2. .cos

. .



q





 Untuk sistem butiran yang teratur dan

seragam, “Plateau” mengemukakan pers. tekanan kapiler sbb.:

R₁ dan R₂ = jari-jari prinsipal lengkungan bidang antar-muka dari sistem fluida dalam pori-pori batuan. R_m = jari-jari rata-rata (mean)

_wnw = tegangan antar-muka fluida

S_w Pc or h ei g h t 0,20 1,00 Zona Transisi Zona Non-Wetting

Free Water Level h = Pc / ∆_{f .}g P₉₀

P₅₀

Kurva Tekanan Kapiler dan Ketinggian vs Sw

6. Permeabilitas

•

Kemampuan suatu batuan (media berpori) untuk

meloloskan fluida yang ada di dalam pori-porinya.

• Permeabilitas absolut; bila fluida yang mengisi ruang pori

dan mengalir di dalam media berpori hanya satu fasa.

• Permeabilitas efektif; bila fluida yang mengisi ruang pori

lebih dari satu fasa.

• Permeabilitas relatif; perbandingan antara permeabilitas

efektif dengan permeabilitas dasar (base permeability).

Base permeability bisa berupa k absolut atau k

_nw

pada saat

h₁-h₂

h₁

h₂ (Panjang kolom pasir) L

q

A

q A

•Aliran Laminer Steady State •Q = KA (h₁-h₂)/L

•K = konstanta proporsionalitas •h₁>h₂ untuk aliran downward

• Konstanta Darcy “K” kemudian diketahui merupakan

kombinasi dari:

k (permeabilitas media pori), dan  (viscositas cairan).

K = (k/



)

• Untuk aliran linier horizontal, pers. Darcy menjadi:

atau





L

P

P

kA

Q



1 2





L

ΔP

kA

Q





Q

= laju alir (cc/detik)

P

= tekanan (atm),

A

= luas penampang media pori (cm

2

),

L

= panjang media pori (cm)



= viskositas fluida (centipoise),



Faktor yang menentukan permeabilitas

absolut :

Porositas

Bentuk dan ukuran pori-pori

• Bila di dalam media berpori terdapat lebih dari satu fluida

(misal: minyak dan air, atau gas dan air, atau minyak, gas, dan

air) maka pers. Darcy perlu di-generalisir dengan memasukkan

konsep “permeabilitas efektif”.

• Permeabilitas efektif adalah tingkat kemampuan media berpori

untuk mengalirkan suatu fasa fluida bila di dalam media

berpori terdapat lebih dari satu fluida.

• Anggapan dalam konsep permeabilitas efektif adalah

masing-masing fluida tidak saling-campur (immiscible), sehingga pers.

Darcy dapat diberlakukan kepada masing-masing fluida.

• Oil: • Water: • Gas:

L

P

A

k

q

o o o o







L

P

A

k

q

w w w w







L

P

A

k

q

g g g g







Pers. Aliran steady state, 1-D, linier horizontal (satuan Darcy):

q_n = laju alir volumetrik untuk fasa, n

A = luas penampang aliran

P_n = penurunan tekanan alir untuk fasa-n

_n = viscositas fluida untuk fasa-n

L = panjang aliran.

0.40

0 0.20

0.40

0 0.20 0.60 0.80 1.00

Water Saturation (fraction)

Re lativ e Perm eabil ity (f racti on) 1.00 0.60 0.80 Water k_rw @ S_or Oil Two-Phase Flow Region

k_ro @ S_wirr • Sifat kebasahan batuan dan

arah perubahan saturasi perlu dipertimbangkan

• Drainage (pengurangan

saturasi fluida pembasah)

• Imbibition (penambahan

saturasi fluida pembasah).

• Harga permeabilitas dasar

(base) yang digunakan untuk menormalisasi kurva

permeabilitas relatif ini adalah

k_ro @ S_wirr

• Bila S_w naik, k_ro turun dan k_rw naik sampai mencapai saturasi minyak residual

Modified from NExT, 1999

•Saturasi fluida

•Geometri pori-pori dan distribusi ukuran pori-pori

•Sifat kebasahan (wettability)

0.4 0 0.2 40 0 20 60 80 100 Water Saturation (% PV) Relat iv e Permeab ilit y, Fract io n 1.0 0.6 0.8 Water Oil

Strongly Water-Wet Rock

Relativ e Per meability , Fractio n 0.4 0 0.2 40 0 20 60 80 100 Water Saturation (% PV) 1.0 0.6 0.8 Water Oil

Strongly Oil-Wet Rock

• Air mengalir secara lebih bebas • Saturasi minyak residual tinggi

• Untuk sistem 2-fasa minyak-air

• Bila batuan basah-air (

water wet

):

• Saturasi air irreducible, 0 S_wirr0.25

• Perpotongan kurva pada S_w> 0.5

• Harga k_rwpada S_orbiasanya 0.3

• Bila batuan basah-minyak (

oil wet

):

• Saturasi air irreducible, 0.1 S_wirr 0.15

• Perpotongan kurva pada S_w< 0.5

YS 15/9/08

•

_{Fluida hidrokarbon yang dimaksud adalah minyak dan gas bumi.}

•

Gas dan minyak bumi tersusun dari senyawa hidrokarbon yang

memiliki struktur dan berat molekul yang bervariasi.

• Apabila campuran tersebut terdiri dari molekul-molekul ringan,

maka pada temperatur dan tekanan permukaan akan berbentuk gas, dan dikenal sebagai “gas alam” (natural gas) atau “gas bumi”.

• Apabila campuran tersebut terdiri dari molekul-molekul berat, maka

pada temperatur dan tekanan normal akan akan berbentuk cairan, dan dikenal sebagai ”minyak mentah” (crude oil) atau “minyak bumi”.

• Sifat-sifat fisik fluida hidrokarbon yg diperlukan dalam perhitungan

reservoir antara lain: faktor Z gas, kompresibilitas (C) gas dan

minyak, kelarutan gas dalam cairan (R_s), faktor volume formasi (FVF) gas dan minyak, dan faktor volume formasi total.

Komponen Penyususun Gas dari Sumur Gas (Non-asociated Gas) Komponen % mol Hidrokarbon: Methane Ethane Prophane Butane Pentane Hexane Heptane Non Hidrokarbon: Nitrogen Carbon dioxide Hidrogen Sulfide Helium 50 – 92 % 5 – 15 % 2 – 14 % 1 – 10 % trace – 5 % trace – 2 % s/d – 1.5% trace – 10 % trace – 4 % trace – 6 % tidak ada YS 15/9/08 Komponen % mol Hidrokarbon: Methane Ethane Prophane Butane Pentane Hexane Heptane Non Hidrokarbon: Nitrogen Carbon dioxide Hidrogen sulfide Helium 70 – 98 % 1 – 10 % trace – 5 % trace – 2 % trace – 1 % trace – 0.5 % kecil (biasanya tidak ada) Trace – 15 % Trace – 1 % Kadang-kadang s/d 5 %

Komponen Penyusun Gas dari Sumur Minyak

Komponen Pembentuk Crude Oil

Elemen (Unsur)

% Berat

Carbon

Hidrogen

Sulfur

Nitrogen

Oksigen

84 – 87

11 – 14

0,06 – 2,0

0,1 – 2,0

0,1 – 2,0

YS 15/9/08

YS 15/9/08

YS 15/9/08

Persamaan gas nyata:

PV = Z m RT/M atau PV = Z n RT Harga faktor Z dapat ditentukan dengan:

• Korelasi Standing dan Katz,

• Pers. keadaan (EOS), misal: Pers. Soave-Redlich-Kwong (SRK) Penentuan harga Z gas alam dengan korelasi Standing dan Katz dan persamaan keadaan (EOS) memerlukan harga tekanan tereduksi

semu (P_pr) dan temperatur tereduksi semu (T_pr). Tekanan tereduksi: P_pr=P/P_pc

Temperatur tereduksi: T_pr=T/T_pc

dimana: P_pc =  y_i P_ci T_pc =  y_i T_ci

y_i = fraksi mol komponen (gas murni) ke-i didalam sistem,

P_ci= tekanan kritis komponen ke-i (dari tabel),

T_ci = temperatur kritis komponen ke-i.(dari tabel).

Tabel 5.1 Konstanta Fisik Beberapa Senyawa HK dan Impurities

Tabel 5.1a

Generalized Physycal Properties of C

₆

to C

₄₅

Tabel 5.1a

Generalized Physycal Properties of C

₆

to C

₄₅ (lanjutan)

YS 15/9/08

P_pc dan T_pc campuran gas hidrokarbon (di permukaan) dapat juga ditentukan dengan grafik (Gambar 4.1) atau persamaan

Standing:

Tc = 168 + 325 (g_g) - 12,5 (g_g)2

Pc = 677 + 15 (g_g) - 37,5 (g_g)2

dimana: g_g adalah specific gravity gas atau campuran gas.

Gb. 4.1

Pseudo-critical properties of natural gases.

YS 15/9/08

Harga P_pr dan T_pr ditentukan, kemudian harga faktor Z campuran gas ditentukan dengan menggunakan grafik Gambar 4.2, Gambar

4.3, atau Gambar 4.4 (sesuai dengan tinggi rendahnya harga P_pr). Bila gas alam mengandung impurities, seperti CO₂, H₂S, N₂, maka penentuan faktor Z perlu dikoreksi dengan berbagai cara, al:

a. Cara Eilerts, Sage, dan Lacey (CO₂, H₂S, dan N₂) b. Koreksi Cara Wichert dan Aziz (CO₂ dan H₂S)

c. Cara Carr, Kobayashi dan Burrows (CO₂, H₂S, dan N₂) Faktor Koreksi Terhadap P_c dan T_c Untuk Setiap 1 % mol Impuritis

(Carr, Kobayashi dan Burrows)

Impurities Koreksi Tc, o_{R Koreksi Pc, psia}

CO₂ - 0,8 + 4,4

H₂S + 1,3 + 6,0

N₂ - 2,5 - 1,7

YS 15/9/08 Gb. 4.3 Grafik faktor Z untuk harga P_pr ≤ 1,5 Gb. 4.2 Grafik faktor Z untuk harga P_pr ≤ 0,07

YS 15/9/08

Gb. 4.4 Grafik faktor Z untuk harga P_pr > 1,5

YS 1/12/08

98

Contoh soal:

Diketahui: gas dengan komposisi sebagai berikut: Komponen Fraksi,Mol CH₄ 0,60 C₂H₆ 0,05 CO₂ 0,10 H₂S 0,20 N₂ 0,05 Ditanyakan :

a) Harga faktor kompresibilitas gas pada temperatur 200 o_{F dan} tekanan 1500 psia, bila dihitung dengan metode Standing dan Katz dan koreksi Carr et.al.

YS 1/12/08

99

Penyelesaian:

a)Dengan metode Standing & Katz. Komponen Fraksi Mol Pc(Psia) Tabel 5.1 Tc (o_R) Tabel 5.1 yiPc yiTc CH₄ 0,60 673,10 343,30 403,86 205,98 C₂H₆ 0,05 708,30 549,00 35,41 27,88 CO₂ 0,10 1073,00 548,00 107,30 54,80 H₂S 0,20 1306,00 672,70 261,20 134,54 N₂ 0,05 492,00 227,20 24,60 11,36 1,00 832,37 434,56

Dari perhitungan diatas diperoleh : Ppc = 832,37 psia. Tpc = 434,56 o_R.

YS 1/12/08 100

52

,

1

87

,

987

1500

_



pr

P

50 , 1 06 , 440 200 460    pr T

Dengan metode Carr et.al., maka Ppc dan Tpc perlu dikoreksi terhadap impurities (lihat Tabel 5.2), sebagai berikut:

Tpc kor = Tpc – 0,8 x 10 + 1,3 x 20 – 2,5 x 5

= 434,56 – 8,00 + 26,00 – 12,50 = 440,06 o_R.

Ppc kor = Ppc + 4,4 x 10 + 6,0 x 20 – 1,70 x 5

= 832,37 + 44,0 + 120 – 8,50 = 987,87 psia.

Dari grafik Gambar 5.4 diperoleh Z = 0,86.

Kerjakan sendiri jawaban untuk pertanyaan b) dan c).

Impurities Koreksi Tc, o_{R Koreksi Pc, psia}

CO₂ - 0,8 + 4,4 H₂S + 1,3 + 6,0 N₂ - 2,5 - 1,7

YS 1/12/08 101

Redlich dan Kwong mengusulkan suatu persamaan keadaan yang memperhitungkan pengaruh temperatur terhadap gaya tarik-menarik molekuler sbb.: .. (3-24) RT b V b V V T a p _M M M           ( ) ) ( 2 / 1 RT b V b V V a p _M M M T           ( ) ) (

Perhitungan Z dengan Persamaan Soave-Redlich-Kwong

Soave kemudian memodifikasi Pers. (3-24) dengan mengganti a/T1/2 _{dengan suatu besaran a}

T yang merupakan fungsi

temperatur sehingga menjadi:

.. (3-25)

Pers. (3-25) kemudian dikenal sebagai persamaan

Soave-Redlich-Kwong (SRK).

V_M dicari secara coba-coba sehingga harga ruas kiri pers. sama dengan ruas kanan. Z factor bisa dihitung dng pers Z = V_M/(RT).

dimana: a_T = a_C a b = 0,08664 a_C = 0,42747 a = {1 + m(1 – Tr1/2_)}2 m = 0,480 + 1,574w – 0,176w2 w = -(log P_vr + 1) pada T_r = 0,7

P_vr = tekanan uap tereduksi

T_r = temperature tereduksi

V_M = volume molar = volume setiap lb-mole gas.

YS 1/12/08 102 c c

P

T

R

2 2 c c

P

RT

YS 1/12/08

103

Contoh soal:

Diketahui: gas dengan komposisi sebagai berikut: Komponen Fraksi,Mol CH₄ 0,60 C₂H₆ 0,05 CO₂ 0,10 H₂S 0,20 N₂ 0,05

Hitung volume 20 lb-mol gas pada T = 200 o_{F dan P = 1500 psia}

YS 1/12/08 104 Komponen y_i Pc(Psia) Tc (o_{R) y} iPc yiTc wi (Tabel 5.1) y_i w_i CH₄ 0,60 673,10 343,30 403,86 205,98 0,013 0,0078 C₂H₆ 0,05 708,30 549,00 35,41 27,88 0,015 0,0008 CO₂ 0,10 1073,00 548,00 107,30 54,80 0,225 0,0225 H₂S 0,20 1306,00 672,70 261,20 134,54 0,106 0,0212 N₂ 0,05 492,00 227,20 24,60 11,36 0.035 0,0018 1,00 832,37 434,56 0,0541 Jawab:

• Menghitung Pc, Tc, w dan Tr campuran gas.

Pc = 832,37 psia, Tc = 434,56 o_{R dan} w _{= 0,0541}

YS 1/12/08 105 m = 0,480 + 1,574w – 0,176w2 = 0,480 + 1,574 x 0,0541 – 0,176 x (0,0541)2 = 0,5646 a = {1 + m(1 – Tr1/2)}2 = {1 + 0,5646 (1 – 1,519½₎₂ = 0,7548 a_C = 0,42747 (R2_Tc2_/Pc) = 0,42747 (10,732 _{x 434,56}2_/832,37) = 11165,756 a_T = a_Ca = 11165,756 x 0,7548 = 8428 b = 0,08664 (RTc/Pc) = 0,8664 (10,73 x 434,56/832,37) = 0,4853

YS 1/12/08 106 Misalkan V_M = 3 cuft/lb-mole maka: = 2306,052 x 2,5147 – 7081,80 = - 1282,80 Misal V_M = 5 cuft/lb-mole Maka: = 1077,60

RT

b

V

b

V

V

a

p

_M M M T





















(

)

)

(

660

73

,

10

)

4853

,

0

3

(

)

4853

,

0

3

(

3

8428

1500

_





x

















RT

b

V

b

V

V

a

p

_M M M T





















(

)

)

(

660

73

,

10

)

4853

,

0

5

(

)

4853

,

0

5

(

5

8428

1500

_





x

















RT

b

V

b

V

V

a

p

_M M M T





















(

)

)

(

660 73 , 10 ) 4853 , 0 087 , 4 ( ) 4853 , 0 087 , 4 ( 087 , 4 8428 1500 _   x         YS 1/12/08 107 misal V_M = 3 + 2 {1282,8/(1282,8+1077,7)} = 3 + 1,087 = 4,087 cuft/lb-mole Maka = 7026,9 + 7081,8 = - 54,88

YS 1/12/08 108 misal V_M = 4,087 + 0,913 {54,88/(54,88+1077,7)} = 4,1312 cuft/lb-mole Maka = - 1,7843 misal V_M = 4,1312 + 0,8688 {1,7843/(1,7843+1077,7)} = 4,1327 cuft/lb-mole

660

73

,

10

)

4853

1312

,

4

(

)

4853

,

0

1312

,

4

(

1312

,

4

8428

1500

_





x

















RT

b

V

b

V

V

a

p

_M M M T





















₍

₎

)

(

YS 1/12/08 109 Z = V_aktual/V_ideal V_ideal = nRT/P = (20)(10,732)(660)/1500 = 94,442 cuft. Z = 82,654/94,442 = 0,87518.

Catatan : Metode Carr et.al. menghasilkan Z = 0,876.

[1500+8428/{4,1327 (4,1327 + 0,4853)}] (4,1327 - 0,4853) – 10.73x660 = 0,0202  mendekati nol, pemisalan dianggap benar.

Jadi vol 20 lb-mole gas = 20 x 4,1327 = 82,654 cuft.

RT

b

V

b

V

V

a

p

_M M M T





















₍

₎

)

(

Persamaan Peng-Robinson

Peng dan Robinson mengusulkan suatu persamaan sbb.:

……. (3-26) dimana: a_T = a_C a b = 0,07880 a_C = 0,45724 a = {1 + m(1 – Tr1/2_)}2 m = 0,37464 + 1,5422w – 0,2699w2

w = acentric factor (Tabel 5.1) V_M = volume molar = v/m.

Seperti metode SRK, V_M dicari secara coba-coba sehingga harga ruas kiri pers. sama dengan ruas kanan. Z factor bisa dihitung dng pers Z = V_M/(RT).

c c P RT c c P T R2 2 YS 1/12/08 110

RT

b

V

b

V

b

b

V

V

a

p

_M M M M T

























(

)

)

(

)

(

2. Koefisien Kompresibilitas Gas (C

_g

)

• Koefisien kompresibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume gas terhadap perubahan tekanan pada temperatur konstan.

T M M T P V V Cg P V V Cg                     1 atau 1 Gb. 4.5 Grafik C_g vs P

• Satu cubic-foot gas di dalam reservoir, bila dibawa ke permukaan volumenya tidak akan tetap 1 cuft, melainkan bertambah besar karena pemuaian.

• Perbandingan volume gas pada kondisi reservoir dengan kondisi standar disebut “Faktor Volume Formasi Gas”:

sc res g

V

V

B



Bila standard condition (sc) adalah P = 14,7 psia dan T = 520 o_{R, dan Z}

sc = 1,00 maka: res res res P nR nRT Z Bg ) 520 ( ) 00 , 1 ( ) 7 , 14 (  res res res

P

T

Z

Bg



0

,

0282

cuft/scf cuft/scf , atau: res res res

P

T

Z

Bg



0

,

00502

bbl/scf .

YS 15/9/08

• Kelarutan (solubility) gas adalah volume gas yang

terbebaskan dari cairan sewaktu cairan (minyak bumi)

berubah dari kondisi reservoir menjadi kondisi permukaan. • Faktor yang mempengaruhi:

• Tekanan,

• Temperatur,

• Komposisi total fluida,

• Proses pembebasan gas (flash atau differential

liberation).

Gambar 4.10

Hubungan R_s dan P pada T konstan. Gambar. 4.11 Pengaruh proses pembebasan gas terhadap harga kelarutan gas.

YS 15/9/08

Gambar. 4.12. Hubungan Rs, Oil API Gravity, Temperatur, Gas Gravity dan Tekanan Saturasi (Lasater).

YS 15/9/08

2. Koefisien Kompresibilitas Minyak (C

_o

)

• Pada tekanan di atas tekanan gelembung (bubble point

pressure) koefisien kompresibilitas minyak didefinisikan

seperti untuk gas.

T M M T P V V Co P V V Co                     1 atau 1

• Pada tekanan di bawah tekanan gelembung, koefisien kompresibilitas minyak dipengaruhi oleh perubahan volume cairan dan perubahan jumlah gas yang terlarut.

T P Bo Bo Co           1                          T T P Rs Bg P Bo Bo Co 1

YS 15/9/08

Gambar. 4.13. Tipikal Hubungan

C_o dan Tekanan pada P > P_b

Gambar. 4.14. Tipikal Hubungan

C_o dan Tekanan pada temperatur konstan

Gambar 4.15 Hubungan Tekanan Reservoir dengan B_o. Gambar 4.16 Pengaruh Proses Pembebasan Gas Terhadap B_o.

Gambar 4.17. Faktor Volume Formasi Cairan Hidrokarbon Jenuh.

YS 15/9/08

KLASIFIKASI CADANGAN

• Definisi Cadangan:

Cadangan (reserves) adalah jumlah hidrokarbon (crude oil

atau natural gas) yang diperkirakan akan dapat diproduksikan

ke permukaan secara komersial pada waktu mendatang dari

akumulasi hidrokarbon yang telah diketahui.

• Cadangan merupakan bagian dari sumberdaya (recources) yang

telah ditemukan, yang memiliki kelayakan tinggi untuk

diproduksikan secara ekonomis.

128

• Cadangan diklasifikasikan berdasarkan derajat kepastiannya

untuk bisa diperoleh di permukaan secara komersial.

• Klasifikasi cadangan didasarkan pada hasil evaluasi data:

– geologi dan geofisik,

– keteknikan (engineering), – keekonomian,

– data sumuran yang meliputi: data produksi, tekanan, sifat fisik

Project Status and Recources Classification

(After SPE 2007) Total Hydrocarbon Initially -In -Place (IIP) Discovered IIP Undiscovered IIP Co mm erc ia l S ub -Co mm erc ia l

PRODUCTION PROJECT STATUS

RESERVES

Proved Probable Possible

CONTINGENT RESOURCES

Meassured Indicated Inferred

UNRECOVERABLE

PROSPECTIVE RESOURCES

Low

Estimate EstimateBest HighEst.

UNRECOVERABLE

On Production Under Development Planned for Development

Development Pending Development on Hold Development not Viable

Proj ec t M at urity Poten tial ly Co mm erc ia l Play _Highe r Rs k Lower Rs k

Range of Technical Uncertainty

In cre asin g Ec on omi cal Ce rt ainmty 1P 2P 3P 1C 2C 3C P₁₀ P₅₀ P₉₀ Lead Prospect

Cadangan diklasifikaskan menjadi:

A. Cadangan Terbukti (Proved Reserves)

B. Cadangan Potensial (Unproved Reserves):

 Cadangan Mungkin (Probable)  Cadangan Harapan (Possible).

130

• 1P = Proved.

• 2P = Proved + Probable.

• 3P = Proved + Probable + Possible.

Proved

Probable

A. Cadangan Terbukti (Proved Reserves)

Definisi:

Adalah jumlah hidrokarbon, yang berdasarkan analisis data geologi dan/atau keteknikan, dapat diperkirakan dengan tingkat kepastian tinggi ( ≥ 90%), akan dapat diperoleh secara ekonomis pada waktu mendatang dengan kondisi ekonomi, metode operasi, maupun peraturan pemerintah yang ada.

131

 Kriteria:

Telah memiliki data tes sumur (DST) dan/atau data performance (perilaku) hasil produksi yang telah dikorelasi dengan data log.

 Daerah reservoir yang dikategorikan sbg terbukti (proved) meliputi: 1) Daerah yang telah di-deliniasi dan telah didefinisikan dengan

kontak fluida hidrokarbon dengan air (WOC atau WGC). 2) Daerah-daerah reservoir yang belum dibor tetapi dapat

ditentukan sebagai daerah komersial untuk diproduksikan, berdasarkan data geologi dan keteknikan.

Besar cadangan dapat mengalami perubahan dgn

pertambahan waktu, al. disebabkan oleh :

• Perubahan status suatu lapangan, dengan telah dimulainya

produksi pada lapangan tersebut.

• Adanya perhitungan ulang dengan adanya

pengeboran-pengeboran baru, ataupun oleh adanya data penunjang

baru yang lain.

• Diketemukannya lapangan-lapangan

baru/lapangan-lapangan yang baru dilaporkan.

• Adanya studi-studi atau analisa-analisa baru yang

dilakukan.

B. Cadangan Potensial

(Unproved Reserves)

Adalah jumlah hidrokarbon (minyak dan/atau

gas) yang berdasarkan pada data geologi

dan keteknikan, jumlahnya masih harus

dibuktikan dengan pemboran dan pengujian

lebih lanjut.

Cadangan Potensial mempunyai derajat

kepastian yg relatif rendah.

134

 Definisi : Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang terdapat didalam reservoir yang mungkin dapat diproduksikan.

 Tingkat kepastian: minimal 50 % dari jumlah cadangan terbukti

+ cadangan mungkin bisa diperoleh di permukaan (bisa diproduksikan).

 Kriteria: Hanya memiliki data sumur dan log tetapi belum pernah ada tes sumur (DST) dan/atau data perfomance hasil produksi.

B.1. Cadangan Mungkin (Probable Reserves)

 Cadangan mungkin bisa berupa:

• Cadangan dimana data sub-surface tidak mencukupi untuk

mengklasifikasikan cadangan ini sebagai cadangan terbukti , tetapi bisa menjadi terbukti (proved) bila dilakukan ”step-out drilling” normal.

• Cadangan yang terdapat pada formasi yang mungkin produktif

berdasarkan data log tetapi belum ada data core ataupun uji sumur.

• Tambahan cadangan yang mungkin bisa diperoleh dari infill-drilling

(mestinya bisa menjadi cadangan terbukti bila spasi sumur dibuat lebih rapat).

135 Definisi : Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) yang terdapat didalam

reservoir yang diharapkan dapat diproduksikan.

 _{Tingkat kepastian: minimal 10% dari jumlah cadangan terbukti +} cadangan mungkin + cadangan harapan bisa diperoleh di

permukaan (bisa diproduksikan).

 Kriteria: Zona reservoir penghasil hidrokarbon yang diperoleh dari korelasi geologi dan geofisika dan/atau di luar daerah investigasi uji sumur (DST = drillstem test).

B.2. Cadangan Harapan (Possible Reserves)

 Cadangan mungkin bisa berupa:

• Cadangan yang berdasarkan interpretasi geologi bisa jadi terdapat di luar

daerah yang dikilasifikasikan sebagai daerah mungkin.

• Cadangan yang terdapat pada formasi yang memperlihatkan tanda

sebagai ”petroleum bearing” berdasarkan analisis core dan log tetapi tidak bisa diproduksikan pada laju produksi komersial.

• Tambahan cadangan yang mungkin bisa diperoleh dari infill-drilling tetapi

• Didefinikan sebagai:

Jumlah hidrokarbon (minyak dan atau gas) mula–mula

yang terkandung di dalam suatu reservoir.

• OOIP tidak ada kaitannya dengan atau tidak dipengaruhi

oleh kelakuan reservoir.

136

 Kandungan Minyak Mula-mula

• Ultimate Recovery (UR):

Adalah maksimum cadangan hidrokarbon (minyak dan atau gas)

yang dapat diambil secara komersial pada tahap produksi primer

(primary recovery), yi. tahap produksi dengan menggunakan

tenaga alamiah reservoir.

• Recovery Factor (RF):

Perbandingan antara Ultimate Recovery dengan Original Oil In

Place atau Initial Gas In Place.

137

• Produksi Kumulatif:

Jumlah hidrokarbon yang telah diperoleh di permukaan sampai

dengan saat ini.

• Cadangan Sisa (Remaining Reserves):

Selisih antara Ultimate Recovery dengan Produksi Kumulatif

(Cumulative Production) sampai dengan saat ini.

• Current Recovery Factor (CRF):

Perbandingan antara Produksi Kumulatif sampai saat ini dengan