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
- perkiraan cadangan-sisa (remaining reserves) hidrokarbon.
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.
5. SPEJ dan JPT.
PENILAIAN
1 Kehadiran 10 %
2 Keaktifan di kelas 10 %
3 Tugas/Presentasi 20 %
4 Ujian Tengah Semester 30 %
5 Ujian Akhir Semester 30 %
Jumlah 100 %
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.
• Kelompok-6: Perkiraan cadangan dengan metode Volumetris.
 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
 Unsur Penyusun Reservoir

Wadah: Batuan Reservoir

Lapisan tudung (cap rock)
Perangkap (trap)

KOMPONEN Isi: Fluida Reservoir

RESERVOIR (hidrokarbon, air formasi)

Kondisi: P dan T
GENERATION, MIGRATION, AND TRAPPING OF HYDROCARBONS

Seal
Fault HC-water
(impermeable) contact (HCWC)
Migration route
Seal
Hydrocarbon Reservoir
accumulation rock
in the
reservoir rock
Top of maturity
Source rock
CONTOH-CONTOH RESERVOIR HIDROKARBON
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
- Koefisien Kompresibilitas air formasi.
 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.
 Zona
Non-Wetting

Pc or height
P90

h = Pc / ∆f .g
Zona
P50
Transisi

P10 Free Water Level

0,20 1,00
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.

• Td = Ta + Gt D
dimana :
Td : Temperatur formasi pada kedalaman D ft, oF
Ta : Temperatur permukaan rata-rata, oF
Gt : Gradien temperatur, oF/100 ft
D : Kedalaman, ratusan ft.
Dasar-Dasar
Klasifikasi Reservoir
Dasar Jenis-jenis Reservoir
Sandstone (batupasir), carbonate,
Komposisi Batuan shaly sand, fractured shale

Friable, unconsolidated,
Sementasi Butiran consolidated
Sistem Porositas Single porosity, dual porosity

Jenis Perangkap Struktur, stratigrafi, kombinasi

Heavy oil, light oil, condensate,

Sistem Hidrokarbon wet gas, dry gas
Gas cap, solution gas, water
Mekanisme Pendorong aquifer, gravity drainage
Kondisi Saturasi Fluida Saturated (jenuh), undersaturated
JENIS-JENIS RESERVOIR
1. Berdasarkan Perangkap
2. Berdasarkan Fasa Fluida Reservoir
3. Berdasarkan Mekanisme Pendorong

24
1. Berdasarkan Perangkap

a. Perangkap Struktur

b. Perangkap Stratigrafi

c. Perangkap Kombinasi

25
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
permeabilitas.
Perangkap Stratigrafi

Pinch out Channel

 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

31
 Diagram Fasa Suatu Fluida Reservoir
(Craft dan Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, 1991)
32
 Diagram Fasa Suatu Fluida Reservoir
(Craft dan Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, 1991)
33
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.

34
 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).

35
Under-saturated dan Saturated Reservoir
(Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989)

36
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).

37
 Reservoir Gas Kondensat
(Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989)

38
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.

39
 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),
sehingga di permukaan tidak dijumpai HK cair.

40
 Reservoir Gas Basah Reservoir Gas Kering
(Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989) (Ahmed, T., “Hydrocarbon Phase Behavior”, 1989)

41
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.

44
Ciri-ciri DepletionDrive Reservoir

P > Pb

 Kondisi awal adalah reservoir tak-jenuh

P ≤ Pb  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
45
 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
 Recovery factor antara 20 – 40%
4. Water Drive Reservoir
• Bila suatu reservoir berhubungan dengan aquifer yang
besar, maka selama proses produksi berlangsung, air
P > Pb
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
 Recovery factor 35 – 75%
 5. Segregation (Gravity) Drive
Reservoir
Primary Gas Cap

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
drive reservoar.
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
dengan gas cap dan water drive.
53
TUGAS:

54
REVIEW
SIFAT FISIK BATUAN RESERVOIR

55
Sifat-Sifat Fisik
Batuan Reservoir:
1. Porositas
2. Kompresibilitas
3. Saturasi Fluida
4. Wetabilitas
5. Tekanan Kapiler
6. Permeabilitas
 1. Porositas Batuan
 Porositas adalah perbandingan antara volume
ruang pori terhadap volume bulk batuan.

  Vb  Vs 
Vp
Vb Vb
Vb : vol. bulk batuan.
Vs : vol. padatan (grain).
Vp : vol. ruang pori.

• Porositas menentukan volume fluida yang bisa

terkandung di dalam batuan (storage capacity).
57
A. Berdasarkan hubungan antar porinya:
• 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.
B. Berdasarkan waktu terjadinya:
 Porositas Primer:
Terbentuk bersamaan proses pengendapan.
 Porositas Sekunder:
Terbentuk setelah proses pengendapan sebagai hasil dari proses
pelarutan, kekar, dolomitisasi, dsb.
58
1. Tipe kemasan (packing).
2. Bentuk butiran (roundness atau angularity).
3. Pemilahan butir (sorting).
4. Kompaksi.
5. Faktor sementasi.
6. Kontribusi porositas sekunder.

59
 Cubic
Vb = (2r)3 = 8r3
Vs = (4/3)pr3
Porosity = 47,6%

Rhombohedral
Porosity = 25,96%

60
• 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%
- excellent : > 20%

61
 2. Kopresibilitas Batuan
1. Pada keadaan statis, gaya (beban)
overburden harus diimbangi oleh
Fo gaya ke atas dari matriks batuan dan
fluida di dalam pori-pori.

2. Jadi: Fo = Fr + Ff
dan
Fr Ff Po = Pr + P

3. Gradien tekanan normal:

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

4. Ketika fluida diproduksikan dari reservoir, maka tekanan fluida (P) turun sementara
tekanan overburden konstan, dan:
(a) gaya terhadap matriks naik ( “net compaction pressure”, Pr=Po-P)
(b) bulk volume mengecil (turun), dan
(c) volume pori mengecil (turun).
62
 Cr : kompressibilitas matriks batuan, tekanan-1
1  dVr  (biasanya Cr  0)
Cr    
Vr  dP  Cp: kompressibilitas pori, tekanan-1
1  dV p 
Cp    *  Cb: kompressibilitas bulk, tekanan-1
V p  dP  Vr : volume padatan (matriks)
1  dVb  Vp: volume pori
Cb    * 
Vb  dP  Vb: volume bulk batuan
Cb  Cr Cb P : tekanan hidrostatik fluida (pori)
Cp  
  P* : tekanan luar (overburden)
 : porositas, fraksi.

63
• Kompresibilitas pori (Cp) sering disebut juga sebagai
kompresibilitas formasi (Cf) (Tiab, 2004).
• Hall (1953) meneliti hubungan kompresibilitas formasi
dengan porositas dan mendapatkan:

1.87
C f  6 x  0.415
10
Cf : kompresibilitas formasi (pori), psi-1
 : porositas, fraksi.

64
 Kompresibilitas total formasi dan fluida didefinisikan
sebagai:
Ct  Co So  C g S g  Cw S w  C f
Ct : Kompressibilitas total formasi, tekanan-1
Co: Kompressibilitas minyak, tekanan-1
Cg: Kompressibilitas gas, tekanan-1
Cw: Kompresibilitas air, tekanan-1
Cf : Kompresibilitas formasi, tekanan-1
So : Saturasi minyak, fraksi
Sg : Saturasi gas, fraksi
Sw : Saturasi air, fraksi.
 Bila kompresibilitas total formasi diabaikan, maka OOIP
(metoda Material Balance) bisa 30% sd. 100% lebih besar
dari harga sebenarnya (Hall, 1953).
65
3. Saturasi Fluida
 Perbandingan antara volume pori batuan yang
ditempati oleh fluida dengan volume pori efektif
(saling berhubungan) batuan.
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

66
Hal-Hal Penting Mengenai Saturasi:

• Sg + So + Sw = 1
• So  Vb + Sg  Vb = (1 – Sw)  Vb
• Saturasi fluida bervariasi terhadap posisi di dalam reservoir.

67
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 < 90o berarti fluida membasahi padatan (batuan), q > 90o
berarti fluida tidak membasahi padatan.
• Faktor yang mempengaruhi:
• komposisi kimia fluida,
• komposisi kimia (mineral) padatan, dan
68
• 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 :
Pc = Pnw - Pw

70
 • Tekanan kapiler dalam pipa kapiler tergantung pada jari-jari pipa dan
jenis fluida yang ada.
• Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut:

2. .cos q
Pc    . g. h
dimana : r
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
 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.
Rm = jari-jari rata-rata (mean)
wnw = tegangan antar-muka fluida
pembasah dan bukan-pembasah.
 Zona
Non-Wetting

P90
Pc or height

h = Pc / ∆f .g
Zona Transisi
P50

P10
Free Water Level
0,20 1,00
Sw
Kurva Tekanan Kapiler dan Ketinggian vs Sw
(Wright dan Woddy, 1955)
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 knw pada saat
Sw=Swirr.
 A

h1-h2
q

A
h1

h2
(Panjang kolom pasir) L

•Aliran Laminer Steady State

q
•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:
kA P1  P2  atau
Q
L
kA ΔP
Q
L

Q = laju alir (cc/detik)

P = tekanan (atm),
A = luas penampang media pori (cm2),
L = panjang media pori (cm)
 = viskositas fluida (centipoise),
k = permeabilitas (darcy = 0,987 m2).
 Faktor yang menentukan permeabilitas
absolut :
Porositas
Bentuk dan ukuran pori-pori
Hubungan antar pori-pori.
Sumber: Tiab and Donaldson, 1996
• 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.
Permeabilitas efektif minyak, gas, dan air adalah: ko, kg, dan kw

k o A Po Pers. Aliran steady state, 1-D, linier

• Oil: qo  horizontal (satuan Darcy):
o L
qn = laju alir volumetrik untuk fasa, n
• Water:
k w A Pw
qw  A = luas penampang aliran

w L Pn = penurunan tekanan alir untuk

• Gas: fasa-n

n = viscositas fluida untuk fasa-n

k g A Pg
qg  L = panjang aliran.
g L
 Imbibition Relative Permeability
1.00 • Sifat kebasahan batuan dan
kro @ Swirr
Relative Permeability (fraction)

arah perubahan saturasi perlu

dipertimbangkan
0.80 • Drainage (pengurangan
Two-Phase Flow saturasi fluida pembasah)
Region • Imbibition (penambahan
0.60
saturasi fluida pembasah).
Oil • Harga permeabilitas dasar
0.40 (base) yang digunakan untuk
menormalisasi kurva
permeabilitas relatif ini adalah
0.20 kro @ Swirr
krw @ Sor
• Bila Sw naik, kro turun dan krw
Water
0 naik sampai mencapai saturasi
0 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 minyak residual
Water Saturation (fraction)
Modified from NExT, 1999
• Saturasi fluida
• Geometri pori-pori dan distribusi ukuran pori-pori
• Sifat kebasahan (wettability)
• Sejarah saturasi fluida (imbibition atau drainage).
 1.0 1.0
Relative Permeability, Fraction

Relative Permeability, Fraction

0.8 0.8

0.6 0.6

Oil
0.4 0.4 Water
Oil

0.2 0.2
Water
0 0
0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 100
Water Saturation (% PV) Water Saturation (% PV)

Strongly Water-Wet Rock Strongly Oil-Wet Rock

• Air mengalir secara lebih bebas
• Saturasi minyak residual tinggi
Modified from NExT, 1999
• Untuk sistem 2-fasa minyak-air
• Bila batuan basah-air (water wet):
• Saturasi air irreducible, 0  Swirr  0.25
• Perpotongan kurva pada Sw > 0.5
• Harga krw pada Sor biasanya  0.3

• Bila batuan basah-minyak (oil wet):

• Saturasi air irreducible, 0.1  Swirr  0.15
• Perpotongan kurva pada Sw < 0.5
• Harga krw pada Sor biasanya  0.5
• 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 (Rs), faktor volume formasi (FVF)
gas dan minyak, dan faktor volume formasi total.
YS 15/9/08
 Komponen Penyususun Gas dari Komponen Penyusun Gas dari
Sumur Gas Sumur Minyak
(Non-asociated Gas) (Asociated Gas)

Komponen % mol Komponen % mol

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

YS 15/9/08
 Komponen Pembentuk Crude Oil

Elemen (Unsur) % Berat

Carbon 84 – 87
Hidrogen 11 – 14
Sulfur 0,06 – 2,0
Nitrogen 0,1 – 2,0
Oksigen 0,1 – 2,0

YS 15/9/08
 Sifat-Fisik Gas Hidrokarbon

YS 15/9/08
1. Faktor Kompresibilitas (Deviasi) Gas (Z)
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 (Ppr) dan temperatur tereduksi semu (Tpr).
Tekanan tereduksi: Ppr=P/Ppc
Temperatur tereduksi: Tpr=T/Tpc
dimana: Ppc =  yi Pci
Tpc =  yi Tci
yi = fraksi mol komponen (gas murni) ke-i didalam sistem,
Pci= tekanan kritis komponen ke-i (dari tabel),
Tci = temperatur kritis komponen ke-i.(dari tabel).
YS 15/9/08
 Tabel 5.1 Konstanta Fisik Beberapa Senyawa HK dan Impurities

91
YS 1/12/08
 Tabel 5.1a Generalized Physycal Properties of C6 to C45

92
YS 1/12/08
 Tabel 5.1a Generalized Physycal Properties of C6 to C45
(lanjutan)

93
YS 1/12/08
Ppc dan Tpc campuran gas hidrokarbon (di permukaan) dapat juga
ditentukan dengan grafik (Gambar 4.1) atau persamaan
Standing:
Tc = 168 + 325 (gg) - 12,5 (gg)2
Pc = 677 + 15 (gg) - 37,5 (gg)2
dimana: gg adalah specific gravity gas atau campuran gas.

Gb. 4.1
Pseudo-critical
properties of
natural gases.

YS 15/9/08
 Faktor Z dengan metoda Standing dan Katz

Harga Ppr dan Tpr 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 Ppr).

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 Pc dan Tc Untuk Setiap 1 % mol Impuritis
(Carr, Kobayashi dan Burrows)

Impurities Koreksi Tc, oR Koreksi Pc, psia

CO2 - 0,8 + 4,4
H2S + 1,3 + 6,0
N2 - 2,5 - 1,7
YS 15/9/08
 Gb. 4.2 Grafik faktor Z Gb. 4.3 Grafik faktor Z
YS 15/9/08 untuk untuk
harga P ≤ 0,07 harga P ≤ 1,5
 Gb. 4.4 Grafik faktor
Z untuk harga Ppr > 1,5

YS 15/9/08
 Contoh soal:

Diketahui: gas dengan komposisi sebagai berikut:

Komponen Fraksi,Mol
CH4 0,60
C2H6 0,05
CO2 0,10
H2 S 0,20
N2 0,05

Ditanyakan :
a) Harga faktor kompresibilitas gas pada temperatur 200 oF dan
tekanan 1500 psia, bila dihitung dengan metode Standing dan
Katz dan koreksi Carr et.al.

98
YS 1/12/08
 Penyelesaian:

a)Dengan metode Standing & Katz.

Komponen Fraksi Pc(Psia) Tc (oR) yiPc yiTc

Mol Tabel 5.1 Tabel 5.1
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 oR.

99
YS 1/12/08
 Impurities Koreksi Tc, oR Koreksi Pc, psia
CO2 - 0,8 + 4,4
H2 S + 1,3 + 6,0
N2 - 2,5 - 1,7

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 oR.
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.
1500
Ppr   1,52
987 ,87
460  200
T pr   1,50
440,06
Dari grafik Gambar 5.4 diperoleh Z = 0,86.

Kerjakan sendiri jawaban untuk pertanyaan b) dan c).

100
YS 1/12/08
 Perhitungan Z dengan Persamaan Soave-Redlich-Kwong

Redlich dan Kwong mengusulkan suatu persamaan keadaan yang

memperhitungkan pengaruh temperatur terhadap gaya tarik-
menarik molekuler sbb.:
 a 
 p  1/ 2  (VM  b)  RT ..
 T V (V  b ) 
(3-24) M M

Soave kemudian memodifikasi Pers. (3-24) dengan mengganti

a/T1/2 dengan suatu besaran aT yang merupakan fungsi
temperatur sehingga menjadi:
 aT  ..
(3-25) p   (VM  b)  RT
 VM (VM  b) 

Pers. (3-25) kemudian dikenal sebagai persamaan Soave-

Redlich-Kwong (SRK).
VM dicari secara coba-coba sehingga harga ruas kiri pers. sama
dengan ruas kanan. Z factor bisa dihitung dng pers Z = VM/(RT).
101
YS 1/12/08
 dimana:
aT = aC a

RTc
b = 0,08664
Pc
R 2 Tc2
aC = 0,42747
Pc

a = {1 + m(1 – Tr1/2)}2
m = 0,480 + 1,574w – 0,176w2
w = -(log Pvr + 1) pada Tr = 0,7
Pvr = tekanan uap tereduksi
Tr = temperature tereduksi
VM = volume molar = volume setiap lb-mole gas.

102
YS 1/12/08
 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 oF dan P = 1500 psia

dengan menggunakan Pers. Soave-Redlich-Kwong.

103
YS 1/12/08
 Jawab:

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

Komponen yi Pc(Psia) Tc (oR) yiPc yiTc wi yi wi

(Tabel 5.1)

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

Pc = 832,37 psia, Tc = 434,56 oR dan w = 0,0541

Tr = (460+200)/434,56 = 1,519
104
YS 1/12/08
 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
aC = 0,42747 (R2Tc2/Pc)
= 0,42747 (10,732 x 434,562/832,37)
= 11165,756
aT = aCa = 11165,756 x 0,7548 = 8428
b = 0,08664 (RTc/Pc)
= 0,8664 (10,73 x 434,56/832,37) = 0,4853

105
YS 1/12/08
 Misalkan VM = 3 cuft/lb-mole
maka:  aT 
p   (VM  b)  RT
 VM (VM  b) 
 8428 
 1500   (3  0,4853 )  10,73x660
 3(3  0,4853 ) 
= 2306,052 x 2,5147 – 7081,80
= - 1282,80

Misal VM = 5 cuft/lb-mole
Maka:
 aT 
p   (VM  b)  RT
 VM (VM  b) 
 8428 
 1500   (5  0,4853 )  10,73x660
 5(5  0,4853 ) 
= 1077,60
106
YS 1/12/08
 misal VM = 3 + 2 {1282,8/(1282,8+1077,7)}
= 3 + 1,087
= 4,087 cuft/lb-mole
Maka

 aT 
p   (VM  b)  RT
 VM (VM  b) 

 8428 
 1500   (4,087  0,4853 )  10,73x660
 4,087 (4,087  0,4853 ) 

= 7026,9 + 7081,8 = - 54,88

107
YS 1/12/08
 misal VM = 4,087 + 0,913 {54,88/(54,88+1077,7)}
= 4,1312 cuft/lb-mole
Maka

 aT 
p  (VM  b)  RT
 VM (VM  b) 

 8428 
 1500   (4,1312  4853 )  10,73x660
 4,1312 (4,1312  0,4853 ) 

= - 1,7843

misal VM = 4,1312 + 0,8688 {1,7843/(1,7843+1077,7)}

= 4,1327 cuft/lb-mole

108
YS 1/12/08
  aT 
p  (VM  b)  RT
 VM (VM  b) 
[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.

Z = Vaktual/Videal
Videal = 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.

109
YS 1/12/08
 Persamaan Peng-Robinson
Peng dan Robinson mengusulkan suatu persamaan sbb.:
 aT 
p   (VM  b)  RT ……. (3-26)
 VM (VM  b)  b(V M b) 
dimana: aT = aC a
RTc
b = 0,07880 Pc

aC = 0,45724 R 2 Tc2
Pc
a = {1 + m(1 – Tr1/2)}2
m = 0,37464 + 1,5422w – 0,2699w2
w = acentric factor (Tabel 5.1)
VM = volume molar = v/m.

Seperti metode SRK, VM dicari secara coba-coba sehingga harga ruas kiri pers.
sama dengan ruas kanan. Z factor bisa dihitung dng pers Z = VM/(RT).
110
YS 1/12/08
2. Koefisien Kompresibilitas Gas (Cg)
• Koefisien kompresibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume
gas terhadap perubahan tekanan pada temperatur konstan.

1  V  1  VM 
Cg     atau Cg    
V  P T VM  P T

Gb. 4.5
Grafik Cg vs P
Cg = Cpr/Ppc
3. Faktor Volume Formasi Gas (Bg)
• 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”:
Vres
Bg 
Vsc
Bila standard condition (sc) adalah
P = 14,7 psia dan T = 520 oR, dan Zsc = 1,00 maka:

Z res nRTres (14,7)

Bg  cuft/scf
(1,00)nR(520) Pres
0,0282Z res Tres 0,00502 Z resTres bbl/scf .
Bg  cuft/scf , atau:Bg 
Pres Pres
 Sifat-Fisik Cairan Hidrokarbon

YS 15/9/08
1. Kelarutan Gas di dalam cairan (Rs)
• 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 Gambar. 4.11
Hubungan Rs dan P pada T konstan. Pengaruh proses pembebasan gas
terhadap harga kelarutan gas.
Gambar. 4.12. Hubungan Rs, Oil API Gravity, Temperatur, Gas Gravity
YS 15/9/08 dan Tekanan Saturasi (Lasater).
2. Koefisien Kompresibilitas Minyak (Co)
• Pada tekanan di atas tekanan gelembung (bubble point
pressure) koefisien kompresibilitas minyak didefinisikan
seperti untuk gas.
1  V  1  VM 
Co     atau Co    
V  P T VM  P T
1  Bo 
Co    
Bo  P T

• Pada tekanan di bawah tekanan gelembung, koefisien

kompresibilitas minyak dipengaruhi oleh perubahan
volume cairan dan perubahan jumlah gas yang terlarut.
1  Bo   Rs  
Co      Bg   
Bo  P T  P T 

YS 15/9/08
Gambar. 4.13. Tipikal
Hubungan
Co dan Tekanan pada P > Pb

Gambar. 4.14. Tipikal

Hubungan
Co dan Tekanan pada
YS 15/9/08 temperatur konstan
3. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)
Gambar 4.15
Hubungan Tekanan
Reservoir dengan Bo.

Gambar 4.16
Pengaruh Proses
Pembebasan Gas
Terhadap Bo.
Penentuan Bo dengan Metode Standing
Standing juga membuat grafik hubungan Bo sbb.

Gambar 4.17. Faktor Volume Formasi Cairan Hidrokarbon Jenuh.

4. Faktor Volume Formasi Total (Bt)
 Gambar. 4.18. Hubungan Tekanan Reservoir dengan Bt dan Bo.

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.
• 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
batuan, logging, dsb.
128
 Project Status and Recources Classification
(After SPE 2007)

PRODUCTION PROJECT STATUS

Total Hydrocarbon Initially-In-Place (IIP)

Sub-Commercial Commercial P90 P50 P10 On Production

Lower
Rsk
RESERVES

Increasing Economical Certainmty

Under Development
Discovered

Proved Probable Possible

1P 2P 3P Planned for Development
IIP

CONTINGENT Development Pending

Project Maturity
RESOURCES
Development on Hold
Meassured Indicated Inferred
1C 2C 3C Development not Viable

UNRECOVERABLE
PROSPECTIVE Prospect
Undiscovered

RESOURCES
Commercial
Potentially

Lead
Low Best High
IIP

Higher
Rsk
Estimate Estimate Est.
Play

UNRECOVERABLE

Range of Technical Uncertainty

Cadangan diklasifikaskan menjadi:

A. Cadangan Terbukti (Proved Reserves)

B. Cadangan Potensial (Unproved Reserves):
 Cadangan Mungkin (Probable)
 Cadangan Harapan (Possible).

• 1P = Proved. Proved
• 2P = Proved + Probable.
Probable
• 3P = Proved + Probable + Possible.
Possible
130
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.
 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.
131
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.

132
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.

133
B.1. Cadangan Mungkin (Probable Reserves)
 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.
 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).
134
B.2. Cadangan Harapan (Possible Reserves)
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).
 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
masih mengandung ketidak-pastian.
135
 Kandungan Minyak Mula-mula
(Original Oil in Place, OOIP)

• 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
• 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.
• 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
Original Oil In Place atau Initial Gas In Place. 137
HUBUNGAN OOIP/IGIP, CADANGAN, PRODUKSI
KUMULATIF, DAN CADANGAN SISA

Produksi Kumulatif Cadangan minyak

Cadangan Sisa tahap primer Original OIL
In Place
Potensi minyak tahap IOR/EOR (OOIP)

Produksi Kumulatif Cadangan gas Initial GAS

Cadangan Sisa mula-mula In Place
(IGIP)
Residual Gas
Metode Perkiraan Cadangan
 Perkiraan cadangan terbukti (proved reserves) dapat
dilakukan dengan beberapa metode:
1. Metode Volumetrik; dapat digunakan sebelum maupun
sesudah reservoir diproduksikan.
2. Metode Material Balance (Kesetimbangan Materi);
digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada
penurunan tekanan reservoir.
3. Metode Decline Curve (Kurva Penurunan Produksi);
digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada
penurunan laju produksi maupun tekanan reservoir.

139
Metode Perkiraan Cadangan
 Perkiraan cadangan (proved reserves) dapat dilakukan
melalui beberapa metode:
1. Metode Volumetrik; dapat digunakan sebelum maupun
sesudah reservoir diproduksikan.
2. Metode Material Balance (Keseimbangan Materi);
digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada
penurunan tekanan reservoir.
3. Metode Decline Curve (Kurva Penurunan Produksi);
digunakan setelah resevoir diproduksikan dan sudah ada
penurunan laju produksi maupun tekanan reservoir.

140
1. Perkiraan Kandungan dan Cadangan
Hidrokarbon Metode Volumetris
• Metode Volumetris dapat digunakan untuk memperkirakan
besarnya cadangan reservoir pada suatu lapangan minyak
atau gas yang baru dimana data yang tersedia belum
lengkap.
• Data yang diperlukan untuk perhitungan cadangan
dengan metode volumetrik adalah:
• porositas rata-rata,
• saturasi fluida rata-rata,
• faktor volume formasi minyak dan gas,
• volume bulk batuan.

141
Perkiraan
Original Hydrocarbons in Place

Gas Zone: OGIP = G

Oil Zone: OOIP = N & OGIP = NRsi

Water Zone
Volumetric method

142
Perkiraan Original Oil In Place (OOIP)

• Untuk batuan reservoir (zona minyak) yang memiliki volume

Vb acre–feet pada kondisi awal, maka volume minyak yang
terkandung di dalamnya adalah:

N  7758  Vb  
1  Swi 
......... (1)
Boi
dimana :
N = original oil in place, STB
Vb = volume bulk batuan reservoir untuk zona-
minyak, acre–feet
 = porositas batuan, fraksi
Swi = saturasi air formasi mula–mula pada zona-
minyak, fraksi
Boi = FVF minyak mula–mula, bbl/STB
7758 = faktor konversi, bbl/acre–feet . 143
Perkiraan Initial Gas In Place (IGIP)
o Untuk batuan reservoir (zona gas) yang memiliki volume
Vb acre–feet pada kondisi awal, maka volume gas yang
terkandung di dalamnya adalah:

G  43560  Vb  
 
1  S wi......... (2)
Bgi
dimana :
G = initial gas in place, SCF.
Bgi = FVF gas mula–mula, cuft/SCF
Vb = volume bulk batuan reservoir untuk zona gas, acre-feet
 = porositas batuan, fraksi
Swi = saturasi air formasi mula–mula pada zona gas, fraksi
43560 = faktor konversi, cuft/acre–feet.
144
Ultimate Recovery (UR) atau Cadangan Ultimate
UR = N x RF untuk res. minyak, dan UR = G x RF untuk res. gas.
Secara volumetris, ultimate recovery reservoir minyak (oil) dapat
ditentukan dengan persamaan sbb.:

 1  S wi S or 
UR  7758  Vb      STB ....... (3)
 Boi Boa 
Untuk reservoir gas dengan mekanisme pendorong air, UR dapat
ditentukan dengan persamaan:
 1  S wi S gr 
UR  43560  Vb      SCF ....... (4)
 B Bga 
 gi
dimana :
Sor = saturasi minyak residual residual, fraksi.
Sgr = saturasi saturasi gas residual, fraksi.
Swi = saturasi rata-rata air mula-mula, fraksi.
Boa = FVF minyak pada kondisi abandonmen, bbl/STB.
Bga = FVF gas pada kondisi abandonmen, cuft/scf. 145
Recovery Factor (RF) Res. Minyak
ultimate recovery
RF 
initial oil in place
volume minyak awal  volume residual
 ......... (5)
volume minyak awal
Atau:
Vb    S oi   V    S oa 
   Boa 
RF   Boi   b
S
Vb    oi
Boi
 S oi  S 
 B    oa B 
 oi   oa  S B
 1  oa  oi .......... (6)
S oi Boa S oi
Boi

146
Recovery Factor (RF) Res. Gas
ultimate recovery
RF 
initial gas in place
volume gas awal  volume residual
 ......... (5a)
volume gas awal
Atau:
 S gi   S ga 
Vb    B   Vb    B 
RF   gi   ga 

S gi
Vb   
Bgi
 S gi   S ga 
 B    
 gi   B ga  S ga Bgi .......... (6a)
  1 
S gi Bga S gi
Bgi
147
 Perkiraan RF Metode JJ. Arps
Res. Minyak Water Drive :

0 , 0422 0 , 0770 0 , 2159

  (1  S w )   k wi  0 ,1903  Pi  ........ (7)
RF  54,898     Sw  
 Boi   oi   Pa 

Res Minyak Solution Gas Drive :

0 ,1611 0 , 0979 0 ,1744
  (1  S w )   k   Pb  ........ (8)
RF  41,815      
0 , 3722
Sw
 Bob   ob   Pa 
Perhitungan Volume Batuan Reservoir
• Langkah pertama adalah membuat “peta kontur bawah permukaan”
dan “peta isopach”.
• Peta kontur bawah permukaan merupakan peta yang
menggambarkan garis-garis yang menghubungkan titik-titik dengan
kedalaman yang sama pada batas atas (top) lapisan produktif.
• Peta isopach merupakan peta yang menggambarkan garis-garis yang
menghubungkan titik-titik dengan ketebalan yang sama dari lapisan
produktif.
• Setelah peta isopach dibuat, maka luas daerah setiap garis
isopach dapat dihitung dengan menggunakan berbagai cara,
misal: planimeter, penimbangan berat, software komputer.
• Setiap dua garis isopach yang berurutan membentuk satu
segmen volume yang besarnya tergantung luasan masing-
masing isopach dan selisih ketinggian kedua isopach.
• Volume batuan reservoir merupakan penjumlahan dari semua
segmen volume yang ada.
a. Peta gas isopach dan b. Oil sand isopach
Jika peta isopach telah dibuat, maka perhitungan volume
bulk batuan dapat dilakukan dengan metode :

A. Persamaan Trapezoidal

Vb 
h
 An  An 1  ........ (9)
2
Digunakan apabila : (An+1)/An  0,5
dimana :
Vb : volume batuan, acre-ft.
An : luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre.
An+1 : luas yang dibatasi garis kontur isopach di atasnya,
acre.
h : interval garis kontur isopach,ft.
 B. Metode Pyramidal
h

Vb  An  An 1  An  An 1
3
 ........ (10)

Digunakan apabila : (An+1)/An  0,5

dimana :
Vb : volume batuan, acre-ft.
An : luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre.
An+1 : luas yang dibatasi garis kontur isopach di atasnya, acre.
h : interval garis kontur isopach, ft.
Perhitungan OOIP

7758  Vb  (1  S wi )
N ........ (11)

Boi

dimana :
N : original oil in place, STB.
∆Vb : jumlah volume batuan mengandung minyak, cuft.
 : porositas batuan, fraksi.
Swi : saturasi air mula-mula, fraksi.
Boi : faktor volume formasi minyak mula-mula, bbl/STB.
7758 : Konstanta faktor konversi, bbl/acre-ft.
Perhitungan IGIP

43560  Vb  (1  S wi )
G ........ (12)

Bgi

dimana :
G : initial (original) gas in place, SCF
∆Vb : volume batuan mengandung gas, cuft.
 : porositas batuan, fraksi.
Swi : saturasi air mula-mula, fraksi.
Bgi : faktor volume formasi gas mula-mula, cuft/SCF.
43560 : konstanta faktor
konvers, cuft/acre-ft.
Contoh Soal Volumetrik-1
Diketahui luas planimeter area garis isopach A0, A1, A2, dan
seterusnya, sebagai berikut :

Luas Area
Garis Isopach
(acre)
A0 450
A1 375
A2 303
A3 231
A4 154
A5 74
A6 0
Pertanyaan :
Hitung total volume
reservoir dari peta isopach
tersebut dan berapa
kandungan minyak awal (N),
bila diketahui  = 0,19, Swi =
0,30 dan Boi = 1,27 bbl/STB.
Jawaban Volumetrik-1
Luas Perbandingan
Garis
Area Luas area
Isopach
(acre) (An+1/An)

Area A3 : A0 450 0,83

A1 375 0,81

Vb  231  154   963 Acr

5 A2 303 0,76

2 e-
A3 231 0,67
A4 154 0,48
feet
Area A4 :
A5 74 0
A6 0

5
 
Vb  154  74  154  74  558 Acre-
3
feet
Area A5 :

Vb  74   99 Acre-feet

4
3
Jawaban (lanjutan)

Area Luas Area Perbandingan Interval, Pers. Vb,

Produktif acre Luas Area ft acre-ft
(An+1/An)
A0 450 0,83 5 Trap. 2063
A1 375 0,81 5 Trap. 1695
A2 303 0,76 5 Trap. 1335
A3 231 0,67 5 Trap. 963
A4 154 0,48 5 Pyr. 558
A5 74 0 4 Pyr. 99
A6 0 0
Total Volume: 6712
Jawaban (lanjutan)
Kandungan minyak awal (IOIP) dihitung dengan Pers. (11):

7758  Vb  (1  S wi )
N
Boi

7758  6712  0,191  0,30  bbl

N
1,27 bbl/STB

= 5.452.842 STB
 Contoh Soal Volumetrik-2
Diketahui peta isopach, sebagai berikut :
Skala peta 1 inch = 1000
ft
1 acre = 43.560 ft2
1 kotak ∞ 1.000.000
ft2
1 inc2 ∞ 22,96 acre
Pertanyaan :
Hitung total volume
reservoir dari peta isopach
tersebut dan berapa
kandungan minyak awal (N)
bila diketahui
 = 0,21,
Swi = 0,29
Boi = 1,06 bbl/STB.
Jawaban Soal Volumetris-2

Luas,
Kontur Kotak Luas, feet2
acre
A0 112 112.000.000 2571,17
A1 86,5 86.500.000 1985,77
A2 53 53.000.000 1216,71
A3 24,5 24.500.000 562,44
A4 7,5 7.500.000 172,18
A5 1 1.000.000 22,96
Jawaban Soal Volumetris-2
Area A1 :

Vb  2571,17  1985,77   22784 ,66 Acre-

10
2 feet

Area A4 :

Vb 
10
3
562,44  172,18  562,44  172,18 
= 3486,03 acre-feet
Jawaban Soal Volumetris-2

Kontur Luas Perbandingan Pers. Interfal Vb

(acre) (An+1/An) (ft) (acre-ft)
A0 2.571,17 0,71 Trap. 10 22.784,66
A1 1.985,77 0,61 Trap. 10 16.012,40
A2 1.216,71 0,46 Pyr. 10 8.687,99
A3 562,44 0,31 Pyr. 10 3.486,03
A4 172,18 0,13 Pyr. 10 860,01
A5 22,96 0 Pyr. 0 0
Jumlah: 51.831,10
Jawaban Soal Volumetris-2
Kandungan minyak awal (IOIP) :

7758  Vb  (1  S wi )
N 
Boi

7758  51831,1  0,211  0,29  bbl

N
1,06 bbl/STB

N = 53.866.986,49 STB
Contoh Soal-3
Suatu reservoir gas volumetrik memiliki karakteristik sbb.:
A = 3.000 acres, h = 30 ft,  = 0,15, Swi = 20%,
T = 150°F, Pi = 2.600 psia.

P, psia Z

2600 0,82

1000 0,88

400 0,92

1. Hitung produksi gas kumulatif dan recovery factor setelah

tekanan reservoir turun menjadi 1000.
2. Hitung produksi gas kumulatif dan recovery factor setelah
tekanan reservoir turun menjadi 400 psia.
Jawaban Contoh Soal-3
• Langkah 1. Hitung volume pori reservoir (Vp)
Vp = 43.560 Ah
Vp = 43.560 (3000) (30) (0,15) = 588,06 MMcuft
• Langkah 2. Hitung Bg pada beberapa tekanan reservoir
dengan persamaan: 0,0282Z res Tres
Bg 
Pres

P, psia Z Bg,
cuft/scf
2600 0,82 0,0054
1000 0,88 0,0152
400 0,92 0,0397
 V p (1  S wi )
G
Bgi

• Langkah 3. Hitung initial gas in place pada tekanan reservoir =

2600 psia.
G = 588,06 (106) (1 – 0,2)/0,0054 = 87,12 MMMscf.

• langkah 4. Karena reservoir dianggap volumetrik, maka sisa gas

(remaining gas) pada tek. 1000 dan 400 psia adalah:
1) Remaining gas pada 1000 psia
G(1000 psi) = 588,06(106) (1 – 0,2)/0,0152 = 30,95 MMMscf.
2) Remaining gas pada 400 psia
G(400 psi) = 588,06(106) (1 – 0,2)/0,0397 = 11,95 MMMscf.
• Langkah 5. Hitung cumulative gas production, Gp, dan
recovery factor (RF) pada 1000 psia dan 400 psia.

- Pada 1000 psia:

Gp = (87,12 – 30,95) x109 = 56,17 MMMscf.

56,17 x109
CRF  9
 64,5%
87,12 x10
- Pada 400 psia:

Gp = (87,12 – 11,95) x109 = 75,17 MMMscf.

75,17 x109
CRF  9
 86,3%
87,12 x10
Soal untuk latihan
1. Perangkap reservoir minyak TM 2013 mempunyai keliling
garis kontur ketebalan sebagaimana ada dalam kolom A dan
B. Interval ketebalan kontur atas dan bawahnya ada pada
kolom E. Hitung C, D dan F, serta tentukan rumus pada
kolom G untuk menghitung Vb (Trapezoidal atau
Pyramidal). Hitung pula Vb sebagai jumlah dari masing-
masing Vb yang dibatasi 2 kontur pada kolom H. Diketahui:
1 in2 peta = 1000 acre riil.
2. Jika diketahui bahwa porositas batuan reservoir TM 2013
adalah 20% dan saturasi air saat ditemukan (Swi) sebesar
30%, serta FVF minyaknya (Boi) = 1,15 rbbl/STB. Hitung
harga Original Oil Inplace dalam STB.
3. Jika diketahui pada kondisi abandonmen: Soa = 30% dan Boa
= 1,1 rbbl/STB. Hitung RF dan UR.
 A B C D E F G H
Prod. Keliling Luas Luas area Interval Rasio Persa- Vb
area Kontur area prod. riil kontur area maan (acre
(in) prod. di lapangan h (ft) – ft)
peta A (acres )
L (in2)
A0 100 6

A1 90 6

A2 70 6

A3 50 6

A4 40 6

A5 25 4

A6 0
a. Keliling , sesuai teorema transformasi bentuk
Lmap p r ;r 
2

2p
b. Ariil  Lmap 1000 acre , sesuai skala peta
2
in
c. Rasio Area An 1

An

 An  An 1 
h
Vtrap
2

V pyr 
h
3

An  An 1  An x An 1 