Karakteristik Batuan Reservoir.docx

2.1.Karakteristik Batuan Reservoir Reservoir minyak bumi dapat didefinisikan sebagai suatu batuan yang berpori dan mengandung hidrokarbon pada suatu tempat. Untuk menjadi Reservoir minyak, suatu batuan harus memenuhi beberapa syarat yang dibutuhkan agar terjadinya akumulasi hidrokarbon (migas), yaitu : a. Batuan Induk ( Source Rock ) Batuan yang kaya akan bahan organik setelah mengalami proses pematangan maka bahan organik tersebut akan berubah menjadi fluida hidrokarbon. Jadi batuan induk merupakan tempat terbentuknya fluida hidrokarbon. b. Batuan Reservoir ( Reservoir Rock ) Batuan yang diisi dan dijenuhi oleh minyak dan gas bumi. Biasanya batuan Reservoir berupa lapisan batuan yang berongga-rongga ataupun berpori-pori. c. Migrasi Jalur/jalan yang digunakan fluida hidrokarbon untuk berpindah dari batuan induk sampai terakumulasi pada batuan Reservoir. d. Perangkap Reservoir ( trap ) Suatu unsur pembentuk Reservoir yang bentuknya sedemikian rupa sehingga lapisan berserta penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan menyebabkan minyak dan gas bumi berada dibagian teratas Reservoir. e. Lapisan Penutup ( cap rock ) Suatu lapisan yang impermeable terdapat di atas suatu Reservoir dan penghalang minyak dan gas bumi yang akan keluar dari Reservoir. Komponen-komponen Reservoir dapat dibagi menjadi komponen yang berdasarkan wadah ( batuan Reservoir ), isi ( fluida Reservoir ) dan kondisi Reservoir ( tekanan dan temperature ). Batuan Reservoir adalah batuan yang mempunyai kemampuan untuk menyimpan dan mengalirkan fluida, sehingga batuan Reservoir tersebut harus mempunyai porositas dan permeabilitas. Pada dasarnya semua batuan dapat menjadi batuan Reservoir apabila mempunyai porositas dan permeabilitas yang cukup, namun pada kenyataannya hanya batuan sedimen yang banyak dijumpai sebagai batuan Reservoir, khususnya Reservoir minyak atau gas. Oleh karena itu didalam penilaian batuan Reservoir selanjutnya akan banyak berhubungan dengan sifat-sifat fisik batuan sedimen, terutama yang porous dan permeable. 2.1.1. 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 batu pasir, batuan karbonat, dan shale atau kadang-kadang volkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, begitu pula sifat fisiknya. Unsur atau penyusun batuan Reservoir perlu diketahui mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya. Mineral merupakan zat-zat yang tersusun dari komposissi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumus-rumus dimana menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya yang terdapat dalam mineral tersebut. 2.1.1.1 Komposisi Kimia Batu Pasir Menurut Pettijohn, batu pasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu: Orthoquartzites, Graywacke, dan Arkose. Pembagian tersebut didasarkan pada jumlah kandungan mineralnya. a.

Orthoquartzites Orthoquartzites merupakan jenis batuan sedimen yang terbentuk dari proses yang

menghasilkan unsur silica yang tinggi, dengan tidak mengalami metaformosa (perubahan bentuk) dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral kwarsa (quartz) dan mineral lainnya yang stabil. Material pengikatnya (semen) terutama terdiri atas carbonate dan silica. Orthoquartzites merupakan jenis batuan sedimen yang relatip bersih yaitu bebas dari kandungan shale dan clay. (Tabel II-1) menunjukkan komposisi kimia orthoquartzites.

Tabel II-1. Komposisi Kimia Batu Pasir Orthoquartzites ( Petty, J., 1971 )

b. Graywacke Graywacke merupakan jenis batu pasir yang tersusun dari unsur-unsur mineral yang berbutir besar, terutama kuarsa dan feldspar serta fragmen-fragmen batuan. Material pengikatnya adalah clay dan carbonate. Secara lengkap mineral-mineral penyusun graywacke terlihat pada (Tabel II-2). Komposisi graywacke tersusun dari unsur silica dengan kadar lebih rendah dibandingkan dengan rata-rata batu pasir, dan kebanyakan silica yang ada bercampur dengan silikat (silicate). Secara terperinci komposisi kimia graywacke dapat dilihat pada (Tabel II-3). Tabel II-2. Komposisi Mineral Graywacke ( Petty, J., 1971 )

Tabel II-3. Komposisi Kimia Graywacke ( Petty, J., 1971 )

c. Arkose Arkose merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari quartz sebagai mineral yang dominan, meskipun seringkali mineral arkose feldspar jumlahnya lebih banyak dari quartz. Sedangkan unsur-unsur lainnya, secara berurutan sesuai prosentasenya ditunjukkan pada (Tabel II-4). Komposisi kimia arkose ditunjukkan pada (Tabel II-5), dimana terlihat bahwa arkose mengandung lebih sedikit silica jika dibandingkan dengan orthoquartzites, tetapi kaya akan alumina, lime, potash, dan soda.

Tabel II-4. Komposisi Mineral dari Arkose (%) ( Petty, J., 1971 )

2.1.1.2 Komposisi Kimia Batuan Karbonat Dalam hal ini yang dimaksud dengan batuan karbonat adalah limestone, dolomite, dan yang bersifat diantara keduanya. Limestone adalah istilah yang biasa dipakai untuk kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80 % calcium carbonate atau magnesium. Istilah limestone juga dipakai untuk batuan yang mempunyai fraksi carbonate melebihi unsur noncarbonate-nya. Pada limestone fraksi disusun terutama oleh mineral calcite, sedangkan pada dolomite mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomite. (Tabel II-6) menunjukkan komposisi kimia limestone secara lengkap. Tabel II-5. Komposisi Kimia dari Arkose (%) ( Petty, J., 1971 )

Tabel II-6. Komposisi Kimia Limestone ( Petty, J., 1971 )

Dolomite adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang mengandung unsur carbonate lebih besar dari 50 %, sedangkan untuk batuan-batuan yang mempunyai komposisi pertengahan antara limestone dan dolomite akan mempunyai nama yang bermacammacam tergantung dari unsur yang dikandungnya. Untuk batuan yang memiliki unsur calcite melebihi dolomite disebut dolomite limestone, dan yang memiliki unsur dolomite melebihi calcite disebut dengan limy, calcitic, calciferous atau calcitic dolomite. Komposisi kimia dolomite pada dasarnya hampir mirip dengan limestone, kecuali unsur MgO merupakan unsur yang penting dan jumlahnya cukup besar. (Tabel II-7) menunjukkan komposisi kimia unsur penyusun dari dolomite.

Tabel II-7. K omposisi Kimia Dolomite ( Petty, J., 1971 )

2.1.1.3 Komposisi Kimia Batuan Shale Pada umumnya unsur penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58 % silicon dioxide (SiO2), 15 % alumunium oxide (Al2O3), 6 % iron oxide (FeO) dan Fe2O3. 2 % magnesium oxide (MgO), 3 % calcium oxide (CaO), 3 % potasium oxide (K2), 1 % sodium oxide (Na2), dan 5 % air (H2O). Sisanya adalah metal oxide dan anion seperti terlihat pada (Tabel II-8).

Tabel II-8. Komposisi Kimia Shale ( Petty, J., 1971 )

2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir Pada dasarnya semua batuan dapat menjadi batuan Reservoir asalkan mempunyai porositas dan permeabilitas yang cukup, namun pada kenyataannya hanya batuan sedimen yang banyak dijumpai sebagai batuan Reservoir, khususnya Reservoir minyak. Oleh karena itu dalam penilaian batuan Reservoir selanjutnya akan banyak berhubungan dengan sifat-sifat fisik batuan sedimen, terutama yang porous dan permeable. 2.1.2.1 Porositas Porositas () didefinisikan sebagai fraksi atau persen dari volume ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume). Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida Reservoir. Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai : 

Vb  Vs Vp  …………………………..……………………….(2-1) Vb Vb

dimana : Vb

= volume batuan total (bulk volume)

Vs

= volume padatan batuan total (grain volume)

Vp

= volume ruang pori-pori batuan. Porositas batuan Reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:

1.

Porositas absolut, adalah persen volume pori-pori total terhadap volume batuan total (bulk volume).

 2.

Volume poritotal 100% ……………………………………….....(2-2) bulk volume

Porositas efektif, adalah persen volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).



Volume pori yang berhubungan 100% …..………………...……...(2-3) bulk volume

Untuk

selanjutnya porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif. Disamping itu menurut waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu : 1.

Porositas primer, adalah porositas yang terbentuk pada waktu batuan sedimen diendapkan.

2.

Porositas sekunder, adalah porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan sedimen terendapkan.

Tipe batuan sedimen atau Reservoir yang mempunyai porositas primer adalah batuan konglomerat, batupasir, dan batu gamping. Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan, yaitu : 1.

Porositas larutan, adalah ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses pelarutan batuan.

2.

Rekahan, celah, kekar, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban, seperti: lipatan, sesar, atau patahan. Porositas tipe ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara kuantitatip karena bentuknya tidak teratur.

3.

Dolomitisasi, dalam proses ini batu gamping (CaCO3) ditransformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia : 2 CaCO3 + MgCl2  CaMg(CO3)2 + CaCl2

Menurut para ahli, batu gamping yang terdolomitasi mempunyai porositas yang lebih besar dari pada batu gampingnya sendiri. Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu: distribusi ukuran butir (semakin baik distribusinya, semakin baik porositasnya), susunan butir (susunan butir berbentuk kubus mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral), kompaksi, dan sementasi. 2.1.2.2 Wettabilitas 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 sistem minyak-air benda padat (Gambar.2.1), gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah : AT = so - sw = wo. cos wo ……………………………………...….(2-4) dimana : so = tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm sw = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm wo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm wo = sudut kontak minyak-air. Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positif ( < 90o), yang berarti batuan bersifat water wet. Sedangkan bila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatip ( > 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. Jadi minyak tidak mempunyai gaya tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir.

Gambar 2.1. Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan ( Brown, K.E., 1971 )

Distribusi cairan dalam sistem pori – pori batuan tergantung pada kebasahan, Distribusi fluida tersebut ditunjukkan pada (Gambar 2.2). Distribusi pendulair ring adalah keadaan dimana fasa yang membasahi tidak kontinyu dan fasa yang tidak membasahi ada dalam kontak dengan beberapa permukaan butiran batuan. Sedangkan distribusi funiculair ring adalah keadaan dimana fasa yang membasahi kontinyu dan secara mutlak terdapat pada permukaan butiran. 2.1.2.3 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 : Pc = Pnw - Pw ………………………………………………….…….…(2-5) Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung. Di Reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi.

Gambar 2.2. Distribusi Ideal Fasa Fluida “Wetting“ dan “Non Wetting” untuk Kontak antar Butir – butir Batuan yang Bulat a) Distribusi “Pendulair Ring” , b) Distribusi “Funiculair Ring” ( Marathon Oil Company ) Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut Pc 

2. .cos    . g. h …………………………………….……….(2-6) r

dimana : Pc

= tekanan kapiler



= tegangan permukaan antara dua fluida

cos  = sudut kontak permukaan antara dua fluida r

= jari-jari lengkung pori-pori



= perbedaan densitas dua fluida

g

= percepatan gravitasi

h

= tinggi kolom Dari Persamaan 2-6 dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan dengan

ketinggian di atas permukaan air bebas (oil-water contact), sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot antara h versus saturasi air (Sw), seperti pada (Gambar 2.3). Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi. Dari Persamaan 2-6 ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika perbedaan densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal ini berarti bahwa Reservoir gas yang terdapat kontak gas-air, perbedaan densitas fluidanya bertambah besar sehingga akan mempunyai zona transisi minimum. Demikian juga untuk Reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah maka kontak minyak-air akan mempunyai zona transisi yang panjang.

Ukuran pori-pori batuan Reservoir sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas yang besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis dari pada Reservoir dengan permeabilitas yang rendah.

Gambar 2.3. Kurva Tekanan Kapiler ( Brown, K.E., 1977 ) 2.1.2.4 Saturasi Fluida Dalam batuan Reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke seluruh bagian Reservoir. Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori. Saturasi minyak (So) adalah : So 

volume pori  pori yang diisi oleh minyak ………………….……………...(2-7) volume pori  pori total

Saturasi air (Sw) adalah : Sw 

volume pori  pori yang diisi air ………………………………...…..…..(2-8) volume pori  poritotal

Saturasi gas (Sg) adalah : Sg 

volume pori  pori yang diisi oleh gas …………………..….….(2-9) volume pori  pori total

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :

Sg + So + Sw = 1 ……………………………………………………..(2-10) Jika diisi oleh minyak dan air saja maka : So + Sw = 1 ………………………………………….……………….(2-11) Terdapat tiga faktor yang penting mengenai saturasi fluida, yaitu : a.

Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam Reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur Reservoir yang lebih rendah relatip akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatip rendah. Demikian juga untuk bagian atas dari struktur Reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini disebabkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing-masing fluida ditunjukkan pada (Gambar 2.4.)

b.

Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di Reservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.

c.

Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume contoh batuan adalah V, ruang pori-porinya adalah .V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah: So..V + Sg..V = (1-Sw)..V ……………………………...…………...(2-12)

Gambar 2.4. Variasi Pc terhadap Sw a) Untuk Sistem batuan yang Sama dengan Fluida yang berbeda. b) Untuk Sistem Fluida yang Sama dengan Batuan yang Berbeda. ( Brown, K.E., 1977 )

2.1.2.5 Permeabilitas Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Permeabilitas batuan merupakan fungsi dari tingkat hubungan ruang antar pori-pori dalam batuan ............................................... Definisi kuantitatif permeabilitas pertama kali dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut

V

k dP   dL

……………………………………………….……….………(2-13) dimana : V

= kecepatan aliran, cm/sec



= viskositas fluida yang mengalir, cp

dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm k

= permeabilitas media berpori. Tanda negatif dalam Persamaan (2-13) menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah

dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut. Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan (2-13) adalah: a.

Alirannya mantap (steady state)

b.

Fluida yang mengalir satu fasa

c.

Viskositas fluida yang mengalir konstan

d.

Kondisi aliran isothermal

e.

Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

f.

Fluidanya incompressible. Dalam batuan Reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

a.

Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misal hanya minyak atau gas saja.

b.

Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.

c.

Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut. Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh

Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy menggunakan batu pasir tidak kompak yang dialiri air. Batupasir silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas , dengan luas penampang A, dan panjanggnya L. Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 pada

salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q, sedangkan P2 adalah tekanan keluar. Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q..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 absolut batuan. Ditunjukkan pada (Gambar 2.5).

Gambar 2.5. Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas ( Nind, T.E.W., 1964 ) K

Q.. L ……………………………………………………. (2-14) A.( P1  P2 )

Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

K (darcy ) 

Q(cm 3 / sec). (centipoise ) L(cm) …………………..(2-15) A( sqcm).( P1  P2 )(atm)

Dari Persamaan 2-14 dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran yaitu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida yang compressible dan incompressible. Pada prakteknya di Reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa, kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk itu dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai Ko, Kg, Kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Sedangkan permeabilitas relatif dinyatakan sebagai berikut : K ro 

Ko , K

Krg 

Kg K

,

K rw 

Kw K

dimana masing-masing untuk permeabilitas relatif minyak, gas, dan air. Percobaan yang dilakukan pada dasarnya untuk sistem satu fasa, hanya disini digunakan dua macam fluida

(minyak-air) yang dialirkan bersama-sama dan dalam keadaan kesetimbangan. Laju aliran minyak adalah Qo dan air adalah Qw. Jadi volume total(Qo + Qw) akan mengalir melalui poripori batuan per satuan waktu, dengan perbandingan minyak-air permulaan, pada aliran ini tidak akan sama dengan Qo / Qw. Dari percobaan ini dapat ditentukan harga saturasi minyak (So) dan saturasi air (Sw) pada kondisi stabil. Harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air adalah : Ko 

Q o . o . L ……………………………………………………(2-16) A.( P1  P2 )

Kw 

Q w . w . L …………………………………………………...(2-17) A.( P1  P2 )

dimana : o = viskositas minyak w = viskositas air. Percobaan ini diulangi untuk laju permukaan (input rate) yang berbeda untuk minyak dan air, dengan (Qo + Qw) tetap kontan. Harga-harga Ko dan Kw pada Persamaan 2-16 dan 217 jika diplot terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.6. Dari Gambar 2.6, dapat ditunjukkan bahwa Ko pada Sw = 0 dan So = 1 akan sama dengan harga K absolut, demikian juga untuk harga K absolutnya (titik A dan B pada Gambar 2.6).

Gambar 2.6. Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air ( Nind, T.E.W., 1964 )

2.1.2.6 Kompresibilitas Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga konsep kompressibilitas batuan, antara lain : a.

Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.

b.

Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

c.

Kompresibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Diantara konsep diatas, kompressibilitas pori – pori batuan dianggap yang paling penting dalam teknik Reservoir khususnya. Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, antara lain : a.

Tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan

b.

Tekanan-luar (external stress) yang disebabkan oleh berat batuan yang ada diatasnya (overburden pressure). Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan Reservoir akan mengakibatkan

perubahan tekanan-dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan akan mengalami perubahan pula. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada butirbutir batuan, pori-pori dan volume total (bulk) batuan Reservoir. Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang serupa apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya. Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai kompresibilitas Cr atau :

Cr 

1 dVr . ………………………………………………..……….(2-18) Vr dP

Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan sebagai kompresibilitas Cp atau : Cp 

1 dVp . ……………………………………………….……...(2-19) Vp dP *

dimana : Vr =

volume padatan batuan (grains)

Vp =

volume pori-pori batuan

P

tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan

=

P* =

tekanan luar (tekanan overburden).