Reservoir Rekah Alami

Mengenal Reservoir Rekah Alami.

Terbentuknya Reservoir Rekah Alami

Pada umumnya, rekahan alami pada batuan dapat terbentuk sebagai akibat berbagai proses diantaranya:

·         Kelarutan

·         Dolomitisasi

·         Aktivitas Tektonik

Adanya air yang bersifat asam akan melarutkan limestone dan dolomite, sehingga menyebabkan porositas sekunder. Proses dolomitisasi terjadi pada batuan-batuan karbonat. Dolomitisasi adalah perubahan dari Calcite (CaCO₃) menjadi Dolomite (CaMg(C0₃)2) :

2 CaC0₃ + MgCl₂ ® CaMg (CO₃)2 + CaCl₂

Perubahan ini menyebabkan menyusutnya volume batuan yang ada sehingga memperbaiki porositas. Proses dolomitisasi sempurna bisa memperbaiki porositas sebesar 13%. Rekahan dan sesar terbentuk pada batuan yang disebabkan oleh adanya aktivitas tektonik.Mudah tidaknya suatu batuan dipengaruhi oleh aktivitas tektonik dinyatakan dengan tingkat kelenturan (ductility). Handin menyatakan bahwa tingkat kelenturan dipengaruhi oleh jenis batuan, temperatur dan net overburden. Pengaruh dari tekanan overburden, temperatur dan tekanan pori sudah tercakup pula di dalamnya.Stearn dan Friedman membuat hubungan antara fracture number yaitu banyaknya rekahan sejajar versus litologi batuan.

Gambar 1. Tingkat Kelenturan Batuan Tersaturasi oleh Air sebagai Fungsi Kedalaman

Stearn dan Friedman membuat hubungan antara fracture number yaitu banyaknya rekahan sejajar versus litologi batuan. Gambar 2 memperlihatkan bahwa derajat kerekahan yang tertinggi terjadi pada batuan kuarsa (quartzite) diikuti oleh dolomite. Derajat kerekahan terendah ternyata terdapat pada limestone yang bersifat lebih alot untuk direkahkan dengan batuan lainnya, seperti yang tertera pada gambar.

Gambar 2. Hubungan antara Fracture Number terhadap Litologi 

Klasifikasi rekahan berdasarkan cara terbentuknya dapat digolongkan menjadi:

1.       Rekahan Tektonik

Rekahan ini terjadi karena tektonik lokal. Yang termasuk dalam jenis rekahan ini adalah rekahan karena patahan (fault) dan rekahan karena lipatan (fold). Rekahan yang terbentuk karena patahan letaknya pararel terhadap patahannya dan pada perkembangan selanjutnya mempunyai sudut yang lancip terhadap rekahan-rekahan utamanya. Gambar 3 menunjukkan diagram Rose yang menghubungkan patahan dengan rekahannya. Sementara itu, rekahan yang terbentuk karena struktur lipatan mempunyai pola yang kompleks tetapi jaringan rekahannya berhubungan erat dengan bentuk lipatan yang terjadi seperti pada Gambar 4

Gambar 3. Diagram Rose Rekahan karena Patahan 

Gambar 4. Rekahan karena Lipatan

2.       Rekahan karena Proses Kontraksi

Termasuk jenis rekahan ini yaitu rekahan yang berhubungan dengan pengurangan volume bulk batuan. Rekahan ini biasanya disebabkan oleh gradien panas ataupun perubahan fasa mineral dari batuan tersebut. 

3.       Rekahan yang berhubungan dengan kejadian-kejadian di permukaan

Contoh dari rekahan jenis ini adalah rekahan-rekahan yang terjadi akibat adanya proses erosi ataupun perubahan cuaca.

Gambar 5. Rekahan karena Proses Kontraksi

Karateristik Reservoir Rekah Alami

Proses karakterisasi reservoir rekah alami tidak bisa disamakan dengan reservoir biasa karena kinerja reservoir ini lebih banyak dipengaruhi oleh sifat rekahannya dibanding matriks pembentuk batuannya. Potensi produksi yang dimiliki oleh reservoir rekah alami sangat besar, tetapi yang menjadi kendala adalah sulitnya mengetahui penyebaran rekahan dengan baik. Hal mendasar yang menyebabkan reservoir rekah alami sangat berbeda dengan reservoir intergranular adalah menyangkut sistem porositas dan permeabilitasnya.

Pada reservoir rekah alami dikenal dengan sistem porositas dan permeabilitas ganda, yaitu sistem matriks dan rekahan. Porositas ganda menandakan produksi pertama berasal dari rekahan yang mempunyai permeabilitas besar kemudian disusul dengan matriks yang mempunyai permeabilitas lebih kecil. Terjadinya penurunan produksi secara drastis disebabkan oleh minyak dari rekahan habis terproduksi dan tidak segera mendapat suplai dari matriks sebagai pengganti fluida.

Pada reservoir jenis ini, kehadiran rekahan akan mengakibatkan pertambahan permeabilitas yang sangat besar terhadap permeabilitas batuan semula. Suatu rekahan kecil saja akan mempunyai daya untuk mengalirkan fluida yang sangat tinggi. Namun kontribusi rekahan-rekahan ini terhadap kapasitas penyimpanan fluida (storage capacity) sangatlah kecil. Rekahan mempunyai harga porositas yang sangat kecil apabila dibandingkan dengan harga porositas dari sistem matriks batuan.

             Model Reservoir Rekah Alami

Karateristik reservoir rekah alami didefenisikan dengan adanya dua perbedaan media berpori yang didefenisikan sebagai matriks dan rekahan. Karena perbedaan fluida yang tersimpan dan konduktifitas dari matriks dan rekahan, reservoir ini sering disebut sebagai reservoir dual porosity. Gambar 6 mengilustrasikan reservoir rekah alami yang terdiri dari matriks gerowongan besar dan rekahan alam. Biasanya model reservoir rekah alami dikaraterisasi sebagai model dual porosity (matriks dan rekahan) seperti ditunjukkan dalam sketsa (Gambar II-9b). Beberapa model tes telah diajukan untuk menampilkan kelakuan tekanan pada reservoir jenis ini. Perbedaan pada model ini terdapat pada asumsi yang dibuat untuk mendeskripsikan aliran fluida dalam matriks ke rekahan. Model dual porosity mempunyai asumsi bahwa produksi dari reservoir rekah alami berasal dari matriks, kemudian menuju rekahan dan kemudian mengalir ke sumur. Namun pada saat awal produksi, fluida yang terdapat di rekahanlah yang dominan mengalir sampai ke permukaan.

Gambar 6. Model Reservoir Rekah Alami dari Warren dan Root

Konsep dasar dari kelakuan aliran fluida pada reservoir rekah alami pertama kali di kemukakan oleh Muskat (1937). Konsep ini dikenal sebagai Double Porosity Concept. Asumsi dari konsep dasar ini adalah dimana matriks mengalirkan fluidanya kepada rekahan-rekahan yang ada kemudian hanya rekahan yang mengalirkan fluida tersebut ke lubang bor. Acuan ini dipakai oleh peneliti dalam menerangkan pola aliran dan sentara tekanan pada reservoir rekah alami. Pada saat pertama Muskat memperkenalkan konsepnya, belum ada persamaan ataupun korelasi yang dapat menerangkan kelakuan dari sifat reservoir ini secara kwantitatif.

Barulah 20 tahun kemudian tiga orang Rusia, Barenblatt, Zheltov dan Kochina, memperkenalkan konsep teori mengenai aliran fluida bawah tanah pada reservoir air yang bersifat porositas ganda. Kemudian pada tahun 1963 konsep ini dibawa ke dunia teknik perminyakan oleh Warren dan Root. Gambar 6 adalah model yang di gunakan oleh Warren dan Root dalam memodelkan reservoir yang memiliki porositas ganda. Mereka membentuk suatu model yang tersusun oleh kumpulan pipa kubus pararel (rectangular parallelopipeds).

Pada model ini, kubus mencerminkan matriks dan ruang mencerminkan rekahan seperti yang terlihat pada Gambar 6. Dalam membuat model dual porosity yang heterogen, Warren dan Root memberikan asumsi dasar yaitu:

·         Porositas primer (matriks) adalah homogen dan isotropik, dan tersusun oleh kubus pararel yang identik.

·         Porositas sekunder tersusun dalam sistem orthogonal yang berkesinambungan dan rekahan yang seragam. Jarak rekahan atau lebar rekahan yang berbeda dapat dibuat sesuai dengan axis untuk mensimulasikan derajat anisotropik yang diinginkan.

·         Aliran dapat terjadi antara porositas primer dan sekunder, akan tetapi aliran menuju ke sumur hanya terjadi dari rekahan. Aliran dari porositas primer tidak dapat terjadi.

Warren dan Root melakukan penyelidikan analitik dari aliran unsteady-state pada model ini, begitu juga dengan kelakuan pressure buildup. Mereka menemukan suatu kondisi dimana plot pressure buildup akan dihasilkan dua garis lurus yang pararel. Garis vertikal yang menghubungkan kedua garis tersebut adalah kapasitas penyimpanan pada rekahan. Warren dan Root memperkenalkan dua parameter yang dapat menggambarkan karateristik kelakuan dari sistem porositas ganda yaitu:

A  Kapasitas Penyimpanan (Storativity Ratio)

Storativity ratio adalah perbandingan antara penyimpanan fluida di rekahan dengan penyimpanan fluida total (matriks dan rekahan).

 

Dari Persamaan (1) didapatkan apabila harga w ~1, maka f_mC_m ~ 0, berarti storage capacity pada matriks ~ 0 artinya semua fluida hanya terdapat pada rekahan saja. Misalnya w = 0.1, berarti storage capacity matriks adalah 9x storage capacity rekahannya. Kalau w = 0.01, maka storage capacity matriksnya 99x storage capacity rekahannya. Kesimpulannya, makin kecil harga storage capacity ratio (w) maka storage capacity matriksnya semakin besar, dan makin kecil pulalah kontribusi rekahan terhadap total storage dari sistem ini.

Dari harga storage capacity ratio (ω) kita juga bisa mengidentifikasi distribusi porositas di dalam reservoir rekah alami. McNaughton dan Garb (1975) menerangkan hubungan antara distribusi porositas pada batuan rekah alami dan akibatnya terhadap kapasitas penyimpanan fluida. Hubungan tersebut diperlihatkan pada Gambar 7. Dari gambar tersebut kita melihat berdasarkan kapasitas penyimpanan fluida (storage capacity) dibagi menjadi tiga tipe yaitu sebagai berikut:

·        Tipe A : Menunjukan storage capacity pada matriks yang tinggi jika di bandingkan dengan storage capacity pada rekahan

·         Tipe B : Menunjukan storage capacity pada matriks dan rekahan hampir sama besarnya

·         Tipe C : Menunjukan seluruh storage capacity terdapat pada rekahan

Gambar 7. Skema Distribusi Porositas pada Reservoir Rekah Alami (McNaughton dan Garb)

B      Aliran antar Porositas (Interporosity Flow Coefficient)

Interporosity flow coefficient adalah parameter yang menggambarkan kemampuan suatu fluida untuk mengalir dari matriks ke rekahan. Hubungan ini diperlihatkan dari rumus di bawah ini:

 

Dimana harga α adalah block-shape parameter, harga ini tergantung dari geometri dan karakter dari bentuk sistem matriks-rekahan. Model yang sering digunakan untuk memodelkan sistem matriks-rekahan dapat kita lihat dari Gambar 8.

Gambar 8. Model Sistem Matriks-Rekahan

Dari gambar tersebut dapat kita bagi menjadi empat model yaitu:

a.       Cubic matrix blocks 

 

b.       Spherical matrix blocks 

 

  

c.        Horizontal strata (rectangular slab) matrix blocks 

 

      

d.       Vertical cylinder matrix blocks 

 

Kita melihat bahwa apabila harga l  mengecil, maka k_m/k_f mengecil. Misalnya l = 10^-3, artinya permeabilitas matriksnya kurang lebih 1000x lebih kecil dari permeabilitas rekahan dengan anggapan harga r_w² tetap. Jadi semakin kecil harga l semakin kecil pulalah harga permeabilitas matriksnya, yang juga berarti kemampuan matriks melewatkan fluida semakin sulit. Apabila kita mendapatkan harga-harga storativity ratio dan interporosity flow coefficient, maka setidaknya kita bisa mengenali karakter dari reservoir rekah alami tersebut.

Persamaan (7) dibawah ini adalah persamaan untuk reservoir rekah alami pada saat infinite acting.

 

Gambar 9 memperlihatkan P_D versus t_D untuk berbagai macam harga storativity ratio dan interporosity flow coefficient yang berbeda. Untuk menerangkan arti fisik dan kurva P_D versus t_D yang terjadi, dibuat idealisasi seperti terlihat pada Gambar 9. Ciri khas yang terlihat pada Gambar 9 ini adalah ada 3 segmen garis yang terjadi pada P_D versus log t_D, yaitu segmen garis pertama ternyata dengan segmen garis terakhir (slope = 1.15) dipisahkan oleh garis transisi ditengahnya (transition period). Garis dengan kemiringan 1.15 (angka ini berasal dari 1/2 x 2.303), sebagai ciri solusi untuk aliran radial didalam hubungan P_D versus log t_D, dikenali sebagai akibat respons awal yang cepat dari rekahan mengalirkan fluida secara radial ke lubang bor. Perioda ini dikenal sebagai fractured flow controlled period. Setelah beberapa saat, penurunan tekanan yang terjadi cukup untuk mulai mengalirkan fluida dari matriks.

Hal ini menyebabkan kehilangan tekanan yang terjadi dapat ditahan. Dengan mengecilnya pressure drop, mengecil pulalah P_D sehingga kemiringan akan mulai berkurang dari 1.15 sepanjang fluida yang mengalir dari matriks mampu menahannya. Perioda ini dikenal sebagai perioda transisi yang mempunyai titik belok yaitu disaat mana matriks mulai melemah mengalirkan fluidanya. Pada suatu saat, tekanan pada matriks dan rekahan akan mencapai keseimbangan, dan sistem akhirnya akan kembali menunjukan kemiringan 1.15.

Perioda akhir ini dikenal sebagai perioda matrix-fracture flow composite. Lamanya waktu respon tekanan mulai berubah dari slope 1.15 adalah merupakan fungsi dari interporosity flow coefficient (l), makin kecil l, makin lama juga perioda awal dengan slope 1.15. Sedangkan panjangnya waktu perioda transisi ini merupakan fungsi dari storativity ratio (w), makin kecil harga storativity ratio (w), makin panjang perioda transisinya.

Gambar 9. Teoritikal Tekanan Drawdown pada Reservoir Rekah Alami

Gambar 10. Karakteristik Bentuk “S” dari Sistem Dual Porosity

        Aliran Pseudo Steady-State

Model aliran pseudo steady-state mempunyai asumsi bahwa pada waktu tertentu tekanan pada matriks batuan disetiap titik menurun jika diproduksikan dengan laju alir konstan. Kemudian aliran dari matriks ke rekahan sebanding dengan perbedaan tekanan antara tekanan matriks dan tekanan didekat rekahan. Kondisi Pseudo steady-state juga menganggap tidak ada gradien tekanan unsteady-state pada matriks dengan asumsi bahwa kondisi aliran pseudo steady-state terjadi sejak awal aliran.

Persamaan diferensial parsial yang menerangkan sistem ini adalah:

Dengan mengasumsi bahwa distribusi tekanan pada matriks akan dicapai setelah mencapai perioda waktu tertentu. Untuk menganalisa kelakuan tekanan pada reservoir rekah alami terdapat berbagai cara diantaranya:

1.      Analisa Semilog

Solusi aliran pseudo steady-state dikembangkan oleh Warren dan Root yang memprediksikan bahwa plot semilog profil tekanan pada uji analisis Horner akan menghasilkan dua buah garis lurus yang pararel (Gambar 11). Kemiringan garis awal menggambarkan kelakuan homogen dari rekahan sebelum matriks memulai untuk mensuplai fluida ke rekahan. Pada periode ini, formasi berkelakuan seperti reservoir homogen dengan kontribusi aliran seluruhnya hanya berasal dari rekahan.

Selanjutnya kehilangan tekanan pada rekahan semakin besar dan fluida di matriks mulai mengalir ke rekahan sehingga daerah transisi mulai tampak sampai akhirnya terjadi kesetimbangan aliran antara matriks dan rekahan. Pada keadaan ini reservoir juga berkelakuan seperti reservoir homogen tetapi sistem terdiri dari matriks dan rekahan.

Gambar 11. Karakteristik Respon Tekanan oleh Warren dan Root

Kemiringan garis kedua mengindikasikan permeabilitas total dikalikan ketebalan sistem matriks-rekahan. Karena permeabilitas rekahan lebih besar dari permeabilitas matriks, maka kemiringan kedua hampir identik dengan kemiringan awal. Pada kenyataannya bentuk semilog plot dari data pada reservoir rekah alami hampir selalu tidak menunjukkan adanya wellbore storage dan tidak jelas pula pada daerah transisi diantara kedua garis seperti yang ditunjukkan pada gambar 11.

2.      Analisa dengan Type Curve

Karena pada kenyataannya terdapat gangguan wellbore storage, analisa dengan type curve lebih berguna dalam identifikasi dan analisa sistem dual porosity. Gambar 12 menunjukkan salah satu contoh type curve yang dikembangkan oleh Bourdet dkk., untuk aliran pseudo steady-state pada matriks. Pada keadaan awal data uji mengikuti kurva C_De^2s dimana C_D adalah dimensionless wellbore storage coefficient. Pada contoh Gambar 12, saat awal data tes mengikuti kurva C_De^2s = 1.

Selanjutnya data menyimpang dari data awal dan mengikuti kurva transisi oleh parameter λe^-2s = 3 x 10^-4. Ketika kesetimbangan tercapai antara matriks dan rekahan, kemudian data mengikuti suatu harga yang lain C_De^2s, contoh pada periode akhir data mengikuti C_De^2s = 0.1. Pada saat awal, reservoir berkelakuan seperti reservoir homogen dengan fluida seluruhnya berasal dari rekahan. Selama waktu pertengahan, terjadi transisi karena fluida dari matriks mulai ikut terproduksi ke sistem aliran rekahan.

Pada periode akhir, sistem kembali seperti reservoir homogen dengan fluida seluruhnya berasal dari rekahan dan matriks. Derivative Type Curve untuk pseudo steady-state pada matriks diilustrasikan oleh Gambar 13. Keistimewaan utama dari reservoir rekah alami adalah setelah mengikuti pola reservoir homogen, kemudian turun ke bawah membentuk “lembah”, kemudian kembali mengikuti pola reservoir homogen. Penurunan kurva ke bawah dikarateriksasi oleh parameter λC_D/ω(1 – ω).

Ketika kurva mengikuti pola reservoir homogen, kurva dikarakterisasi oleh parameter  λC_D/(1 – ω). Pola pada Derivative Type Curve di atas dapat diinterpretasikan sebagai reservoir dual porosity dengan aliran pseudo steady-state pada matriks. Baik data tekanan maupun derivative-nya harus digunakan secara bersama-sama. Data pressure derivative secara khusus berguna untuk mengidentifikasi kelakuan dual porosity.

Gambar 12. Type Curve untuk Aliran Pseudo Steady-State

Gambar 13. Kurva Pressure Derivative untuk Pseudo Steady-State

 Perbedaan Reservoir Rekah Alami Dengan Reservoir Biasa

 Untuk lebih mengetahui perbedaan antara reservoir rekah alami dengan reservoir biasa dapat kita lihat perbandingan antara kedua reservoir tersebut yang telah dibandingkan oleh T.D. Van Golf-Racht dalam bukunya sebagai berikut:

1. GOR dari reservoir, GOR vs Recovery, pada reservoir rekah alami lebih rendah dibanding reservoir tidak rekah. hal ini disebabkan karena gas terbebaskan dengan cepat menuju puncak melalui rekahan daripada melalui lubang sumur (gambar 14). Pemisahan gas selama proses fluida mengalir dalam formasi adalah memungkinkan terjadi karena kehilangan tekanan pada jaringan rekah secara umum sangatlah kecil.  konsekuensinya, gradien tekanan yang mendorong pergeseran fluida menuju lubang bor menjadi dibawah gradient gravitasi,terutama jika jauh dari lubang bor.

Gambar 14. Perbandingan performa reservoir rekah alami dan konvensiaonal

Gambar 15. Kelakuan gas pada rekahan dalam reservoir rekah alami .

2. Laju penurunan tekanan per unit produksi minyak. secara normal sangat rendah pada reservoir rekah alami (gambar 16). dimana pada reservoir biasa hal tersebut hanya akan terjadi jika sebagian besar gas yang terproduksi diinjeksikan kembali kedalam reservoir. jika dibandingkan dua reservoir yang identik, tetapi yang satu merupakan reservoir rekah alami dan yang satunya lagi tidak, maka kelakuan reservoir yang tidak rekah akan sama dengan yang rekah alami jika 80% produksi gasnya diinjeksikan kembali. penjelasan dari kelakuan reservoir yang rekah alami yang lebih baik disebabkan oleh tipe mekanisme produksi yang baru akibat dari sistem porositas ganda pada reservoir rekah alami. mekanisme baru ini memberikan supply yang besar dari matrik ke rekah sebagai akibat dari gravitasi yang dikombinasi dengan ekspansi fluida, segregesi, konveksi dll.

Gambar 16. perbedaan penurunan tekanan pada reservoir rekah alami dan konvensional.

3. Tidak  adanya zona transisi pada reservoir rekah alami.  Menjadikan hal ini sebagai keunikan karakteristik dari reservoir tersebut. pada kenyataannya batas antara dua fasa fluida, antara air-minyak atau minyak-gas pada reservoir rekah alami hanya merupakan suatu garis yang jelas antara keduanya berbeda denga jenis reservoir lain yang merupakan bidang transisi (Gambar 17). Pada reservoir rekah batasan antara dua fasa (air-minyak  dan minyak-gas) yang hanya merupakan garis horizontal baik dalam keadaan statis maupun dinamis ini disebabkan oleh adanya permeabilitas rekah yang besar sehingga secara cepat dapat menstabilkan permukaan dari batasan tersebut.

 Gambar 17. Perbandingan zona transisi reservoir rekah alami (kiri) dan sangat konvensional (kanan).

4. Kehilangan tekanan dalam sumur produksi pada reservoir rekah alami sangat kecil. hal ini disebabkan oleh permeabilitas dari rekah yang sangat besar bahkan pada laju produksi yang sangat besar besar sekalipun tidak menyebabkan penurunan tekanan yang sangat signifikann. kecilnya gradient tekanan sangat baik untuk transportasi bagi minyak didalam suatu rekahan, tetapi terlalu kecil untuk mengontrol perpindahan fluida antara matrik dan rekahan. proses produksi dari blok matrik dikontrol oleh mekanisme produksi tertentu yang terbentuk sebagai hasil dari perbedaan saturasi fluida pada blok matrik dan rekahan (dimana kapilaritas dan gravitasi berperan dalam hal ini). bukan karena gradien tekanan yang disebabkan oleh sumur produksi.

5. Produksi minyak yang bebas air pada reservoir rekah alami merupakan fungsi dari laju produksi sedangkan pada reservoir biasa merupakan fungsi dari karakteristik batuan,karakteristik PVT,distribusi dan juga laju produksi.

6. konstanya nilai PVT properti dengan kedalaman biasanya terjdi pada reservoir rekah alami, jika proses konveksi sebagai hasil dari thermal expansion dan kompresi fluida dalam kondisi reservoir ikut diperhitungkan. konstan PVT properti dengan kedalaman sangatlah berbeda dengan kelakuan reservoir batupasir biasa, dimana variable bubble point merupakan hasil dari analisa PVT dari sample minyak yang diambil dari berbagai kedalaman.