Proses Terbentuknya Minyak Bumi

Minyak bumi atau gas bumi terdapat dalam pori-pori batuan, terutama batuan sediment. Proses pembentukan minyak bumi belum di ketahui secara pasti. Karena itu usaha dan penelitian terus dilakukan orang untuk mengetahui proses terbentuknya minyak secara ilmiah.

Ada tiga macam teori yang menjelaskan proses terbentuknya minyak dan gas bumi. Teori pertama adalah teori “biogenetic” atau lebih di kenal dengan teori “organik”. Yang kedua adalah teori “anorganik”, sedangkan yang ketiga adalah teori “duplex” yang merupakan perpaduan dari kedua teori sebelumnya. Teori duplex yang banyak di terima oleh kalangan luas menjelaskan bahwa minyak dan gas bumi berasal dari berbagai jenis organisme laut baik hewani maupun nabati.


Di perkirakan bahwa minyak bumi berasal dari materi hewani dan gas bumi berasal dari materi nabati. Yang jelas minyak dan gas bumi terdiri dari senyawa kompleks yang unsur utamanya adalah karbon (C) dan unsur hydrogen (H). secara sederhana senyawa ini dapat ditulis dengan rumus kimia CXHY, sehingga sering di sebut sebagai senyawa hidrokarbon.

Pada zaman purba, di darat dan di laut hidup beraneka ragam binatang dan tumbuh-tumbuhan. Binatang serta tumbuh-tumbuhan yang mati ataupun punah itu akhirnya tertimbun di bawah endapan Lumpur. Endapan Lumpur ini kemudian di hanyutkan oleh arus sungai menuju lautan, bersama bahan organik lainnya dari daratan.

Akibat pengaruh waktu, temperatur tinggi dan tekanan beban lapisan batuan di atasnya binatang serta tumbuh-tumbuhan yang mati tadi berubah menjadi bintik-bintik dan gelembung minyak atau gas.

Akibat pengaruh yang sama, maka endapan Lumpur berubah menjadi batuan sediment. Batuan lunak yang berasal dari Lumpur yang mengandung bintik-bintik minyak dikenal sebagai batuan induk atau “soure rock”. Selanjutnya minyak dan gas ini akan bermigrasi menuju tempet yang bertekanan lebih rendah dan akhirnya terakumulasi di tempat yang di sebut perangkap (trap).

Suatu perangkap dapat mengandung :
1. Minyak, gas, dan air
2. Minyak dan air
3. Gas dan air

Karena perbedaan berat jenis, apabila ketiga-tiganya berada dalam suatu perangkap dan berada dalam keadaan stabil, gas senantiasa berada di atas, minyak di tengah dan air di bagian bawah. Gas yang terdapat bersama-sama minyak bumi di sebut “associated gas” sedangkan yang terdapat sendiri dalam suatu perangkap disebut “non-associated gas”.

Dalam proses pembentukan minyak bumi diperlukan waktu yang masih belum bisa di tentukan sehingga mengenai hal ini masih terdapat pendapat yang berbeda-beda. Ada yang mengataka ribuan tahun, ada yang mengatakan jutaan tahun bahkan ada yang mengatakan lebih dari itu.

Proses Penyulingan Minyak Bumi

Meskipun prosesnya berbeda-beda, ada satu proses dasar yang harus dilalui oleh berbagai jenis BBM. Proses itu dinamakan proses penyulingan atau pemisahan distilasi. Lewat proses ini, minyak mentah diuraikan menjadi berbagai produk turunan. Nah, produk turunan inilah yang bakal jdi bahan baku BBM yang kita kenal sekarang.


Secara teoritis proses penyulingan bisa kita bagi dalam beberapa langkah :

1. Minyak bumi yang akan diproses ditampung dalam sebuah wadah yang memiliki selang penghubung dengan ruang destilasi.
2. Wadah tersebut diletakan di atas tungku yang bisa menghasilkan panas sampe 600 derajat celcius.
3. Dalam proses pemanasan ini, minyak bumi bakalan menguap jadi gas. Perlu diketahui, penguapan minyak bumi nggak terjadi sekaligus. Penguapan itu terjadi bertahap. Masing-masing tahapan menghasilkan beberapa komponen mulai dari gas, naftalen, gasoline, kerosin, solar, dan beberapa jenis bahan bakar lainya.
4. Uap yang dihasilkan akan dialirkan ke ruang destilasi. Ruang destilasi ini diatur sedemikian rupa. Di dalamnya ada tabung dan nampan yang suhunya disesuaikan dengan titik didih masing-masing komponen.
5. Nantinya, komponen-komponen itu bakal masuk ke dalam tabung yang sesuai dengan karakternya. Misalnya gasoline bakal mesuk ke nampan bersuhu 70 derajat celcius.

Teknik Eksplorasi Migas

Bumi memiliki permukaan dan variabel yang sangat kompleks. Relief topografi bumi dan komposisi materialnya menggambarkan bebatuan pada mantel bumi dan material lain pada permukaan dan juga menggambarkan faktor-faktor yang mempengaruhi perubahan. Masing-masing tipe bebatuan, patahan di muka bumi atau pengaruh-pengaruh gerakan kerak bumi serta erosi dan pergeseran-pergeseran muka bumi menunjukkan perjalanan proses hingga membangun muka bumi seperti saat ini. Proses ini dapat difahami melalui disiplin ilmu geo-morfologi.


Eksplorasi sumber daya mineral merupakan salah satu aktifitas pemetaan geologi yang penting. Pemetaan geologi sendiri mencakup identifikasi pembentukan lahan (landform), tipe bebatuan, struktur bebatuan (lipatan dan patahannya) dan gambaran unit geologi. Saat ini hampir seluruh deposit mineral di permukaan dan dekat permukaan bumi telah ditemukan. Karenanya pencarian sekarang dilakukan pada lokasi deposit jauh di bawah permukaan bumi atau pada daerah-daerah yang sulit dijangkau. Metode geo-fisika dengan kemampuan penetrasi ke dalam permukaan bumi secara umum diperlukan dalam memastikan keberadaan deposit ini ?inyak bumi dan gas dalam pembicaraan kita-. Akan tetapi informasi awal tentang kawasan berpotensi untuk eksplorasi mineral lebih banyak dapat diperoleh melalui interpretasi ciri-ciri khusus permukaan bumi pada foto udara atau citra satelit.

Belakangan analisa menggunakan citra satelit lebih banyak dilakukan daripada foto udara, karena citra satelit memiliki beberapa nilai lebih, seperti:

1. mencakup area yang lebih luas, sehingga memungkinkan dilakukan analisa dalam skala regional, yang seringkali menguntungkan untuk memperoleh gambaran geologis area tersebut;

2. memiliki kemungkinan penerapan sensor pendeteksi multi-spektral dan bahkan hiper-spektral yang nilainya dituangkan secara kuantitatif (disebut derajat keabuan atau Digital Number dalam remote sensing), sehingga memungkinan aplikasi otomatis pada komputer untuk memahami dan mengurai karakteristik material yang diamati;

3. memungkinkan pemanfaatkan berbagai jenis data, seperti data sensor optik dan sensor radar, serta juga kombinasi data lain seperti data elevasi permukaan bumi, data geologi, jenis tanah dan lain-lain, sehingga dapat ditentukan solusi baru dalam menentukan antar-hubungan berbagai sifat dan fenomena pada permukaan bumi.

Tulisan singkat ini akan mengupas bagaimana minyak dan gas bumi tersimpan di perut bumi, bagaimana hubungan lokasi tersimpannya mineral ini dengan struktur bebatuan di dalamnya. Proses rangkaian eksplorasi dijelaskan secara umum. Kemudian untuk menjelaskan potensi teknik remote sensing dalam menemukan lokasi tersebut, akan dijelaskan tentang fungsi pemetaan geologi dan hubungannya dengan pendugaan struktur bebatuan di bawah permukaan bumi, tempat yang memungkinkan ditemukannya minyak dan gas bumi.

Proses Pembentukan

Minyak dan gas dihasilkan dari pembusukan organisma, kebanyakannya tumbuhan laut (terutama ganggang dan tumbuhan sejenis) dan juga binatang kecil seperti ikan, yang terkubur dalam lumpur yang berubah menjadi bebatuan. Proses pemanasan dan tekanan di lapisan-lapisan bumi membantu proses terjadinya minyak dan gas bumi. Cairan dan gas yang membusuk berpindah dari lokasi awal dan terperangkap pada struktur tertentu. Lokasi awalnya sendiri telah mengeras, setelah lumpur itu berubah menjadi bebatuan.

Minyak dan gas berpindah dari lokasi yang lebih dalam menuju bebatuan yang cocok. Tempat ini biasanya berupa bebatuan-pasir yang berporos (berlubang-lubang kecil) atau juga batu kapur dan patahan yang terbentuk dari aktifitas gunung berapi bisa berpeluang menyimpan minyak. Yang paling penting adalah bebatuan tempat tersimpannya minyak ini, paling tidak bagian atasnya, tertutup lapisan bebatuan kedap. Minyak dan gas ini biasanya berada dalam tekanan dan akan keluar ke permukaan bumi, apakah dikarenakan pergerakan alami sebagian lapisan permukaan bumi atau dengan penetrasi pengeboran. Bila tekanan cukup tinggi, maka minyak dan gas akan keluar ke permukaan dengan sendirinya, tetapi jika tekanan tak cukup maka diperlukan pompa untuk mengeluarkannya.

Proses Eksplorasi: Pemetaan Lineaments, Lithologic dan Geo-botanic

Eksplorasi sumber minyak dimulai dengan pencarian karakteristik pada permukaan bumi yang menggambarkan lokasi deposit. Pemetaan kondisi permukaan bumi diawali dengan pemetaan umum (reconnaissance), dan apabila ada indikasi tersimpannya mineral, dimulailah pemetaan detil. Kedua pemetaan ini membutuhkan kerja validasi lapangan, akan tetapi kerja pemetaan ini sering lebih mudah jika dibantu foto udara atau citra satelit. Setelah proses pemetaan, kerja eksplorasi lebih intensif pada metoda-metoda geo-fisika, terutama seismik, yang dapat memetakan konstruksi bawah permukaan bumi secara 3-dimensi untuk menemukan lokasi deposit secara tepat. Kemudian dilakukan uji pengeboran.

Sumbangan teknik remote sensing terutama diberikan pada proses pemetaan, yaitu pemetaan lineaments, jenis bebatuan di permukaan bumi dan jenis tetumbuhan.

Eksplorasi minyak dan gas bumi selalu bergantung pada peta permukaan bumi dan peta jenis-jenis bebatuan serta struktur-struktur yang memberi petunjuk akan kondisi di bawah permukaan bumi dengan yang cocok untuk terjadinya akumulasi minyak dan gas. Remote sensing berpotensi dalam penentuan lokasi deposit mineral ini melalui pemetaan lineaments. Lineaments adalah penampakan garis dalam skala regional sebagai akibat sifat geo-morfologis seperti alur air, lereng, garis pegunungan, dan sifat menonjol lain yang menampak dalam bentuk zona-zona patahan. Dengan menggunakan citra satelit gambaran keruangan alur air misalnya dapat dilihat dalam skala luas, sehingga kemungkinan mencari relasi keruangan untuk lokasi deposit mineral lebih besar.

Pemetaan lineament walaupun dapat dilakukan secara monoskopik (menggunakan satu citra), tetapi akan lebih produktif jika digabungkan dengan pemetaan lithologic atau pemetaan unit-unit bebatuan yang dilakukan secara stereoskopik (yang dapat mendeteksi ketinggian, karena dilakukan pada dua buah citra stereo). Kalangan ahli geologi meyakini bahwa refleksi gelombang elektromagnetik pada kisaran 1,6 sampai 2,2 mikrometer (=10-6 meter) atau pada spektrum pertengahan infra-merah (1,3 •3,0 mikrometer) sangat cocok untuk eksplorasi mineral dan pemetaan lithologic. Keberhasilan pemetaan ini bergantung pada bentuk topografi dan karakteristik spektral sebagaimana diamati citra satelit. Untuk kawasan yang dipenuhi tumbuhan, mesti dilakukan pendekatan geo-botanic, yaitu pengetahuan tentang hubungan antara jenis tetumbuhan dengan kebutuhan nutrisi serta air pada tanah tempat tumbuhan ini tumbuh. Dengan demikian distribusi tetumbuhan pun dapat menjadi indikator dalam mendeteksi komposisi tanah dan material bebatuan di bawahnya.

Interpretasi citra dalam menemukan garis-garis patahan geologis memang membutuhkan keahlian tersendiri. Jika hanya mengandalkan lineaments, maka beberapa riset menunjukkan cukup banyak perbedaan interpretasi. Karenannya data garis ini dikorelasikan dengan karakteristik lain yang tertangkap sensor remote sensing, yaitu jenis bebatuan, yang merupakan cerminan mineralisasi permukaan bumi. Studi tentang jenis bebatuan dan respon spektral sangat membantu pencarian permukaan di mana deposit mineral tersimpan.

Definisi OBM

Spurt Loss adalah kondisi memancurnya fluida yang terdiri dari air dan kimia terlarut dari mud menuju formasi. Spud Loss disebabkan besarnya permeabilitas dan porositas formasi yang relatif lebih besar. Spud Loss terjadi pada awal terjadinya fluid loss. Akibatnya, tersisa mud cake yaitu padatan yang tidak masuk ke dalam formasi.
Apparent Viscosity adalah salah satu sifat rheology lumpur pemboran yang nilainya didapat dari pembacaan rheometer. Apparent Viscosity didefinisikan sebagai viskositas suatu fluida yang diukur saat diberikan suatu harga shear rate dan pada temperatur tertentu. Harga shear rate ini standarnya telah ditentukan oleh API. Pada model Bingham Plastic, Apparent viscosity adalah nilai setengah dari dial reading saat alat rotational viskometer bekerja pada 600 RPM.

Plastic Viscosity adalah sifat keengganan suatu fluida untuk mengalir. Plastic viscosity dari masing masing jenis fluida berbeda beda. Plastic viscosity juga dapat didefinisikan sebagai gaya dalam atau Internal Force  berupa shear stress ketika fluida tersebut mengalir.
Yield Point adalah sifat suatu fluida berupa keengganan fluida untuk mengalir pertama kali. Yield point bisa dikatakan shear stress yang diperlukan untuk mengalirkan fluida saat pertama kali. Hambatan yang menyebabkan fluida lebih sulit mengalir saat pertama kali ini disebabkan karena adanya beda muatan yang saling tarik menarik di permukaan fluida. Nilai yielf point ini dapat kita tentukan dengan menggunakan rheometer. Pada saat rheometer bekerja pada 300 rpm, kita lihat bacaan dial reading. Itulah nilai yield point dalam satuan lb/100 ft².
Gel Strength adalah kemampuan suatu koloid yang terdispersi di dalam fluida untuk selalu mempertahankan bentuk gelnya. Sifat ini sangat dibutuhkan dalam lumpur pemboran dalam rangka mengangkat cutting ke permukaan. Zat yang biasa ditambahkan untuk menaikkan gel strength adalah bentonite.
API Water Loss
Static Filtration adalah suatu proses filtrasi dari lumpur pemboran saat lumpur dijaga tetap diam. Hasil filtrasi ini akan menghasilkan mudcake yang semakin lama semakin tebal. Selama proses filtrasi, mud cake tidak mengalami erosi. Berdasarkan teori, jumlah filtrat yang dihasilkan dalam proses ini berbanding lurus dengan akar kuadrat dari waktu. Jadi harus dapat melakukan kalkulasi untuk mendapatkan waktu yang tepat untuk tebal mud cake yang sesuai.
Dynamic Filtration adalah filtrasi yang terjadi setelah static filtration yaitu dengan mensirkulasikan lumpur pemboran. Saat sirkulasi terjadi, aliran akan mengikis mud cake sehingga mud cake lama kelamaan akan semakin menipis. Hal ini dapat menyebabkan fluid loss dalam jumlah yang banyak. Sehingga yang kita inginkan adalah mudcakenya tipis, tahan erosi dan impermeable.
Side wall sticking adalah peristiwa terjepitnya drilling assembly dengan mudcake karena mengecilnya diameter hole karena terlalu tingginya mud cake. Biasanya hal ini terjadi pada pemboran berarah.
Differential Sticking adalah peristiwa dimana terjepitnya drill pipe atau drilling assembly dengan mud cake. Hal ini terjadi karena perbedaan tekanan yang diakibatkan oleh kolom lumpur pemboran dengan tekanan pori. Biasanya ini terjadi pada zona permeable.
Newtonian Fluid adalah jenis fluida yang memiliki nilai viskositas yang sama walaupun dalam dikenai shear rate yang berbeda beda pada temperatur dan tekanan lingkungan yang sama. Pada newtonian fluid ini, shear stress merupakan hasil perkalian dari viskositas dengan shear rate. Contoh fluida yang merupakan newtonian fluid adalah air gula, teh, kopi. Namun fluida pemboran yang digunakan adalah non-newtonian fluid.
Pseudoplastic fluid termasuk fluida non-newtonian. Nilai viskositasnya berubah ubah tergantung kepada gradien kecepatannya. Semakin besar gradient kecepatannya maka viskositas akan semakin berkurang. Pada harga shear rate yang rendah, pseudoplastic lebih viskos dibandingkan newtonian fluid. Namu pada shear rate yang tinggi, nilai viskositasnya lebih kecil dari newtonian fluid. Pseudoplastic biasa dikenal juga dengan nama Shear Thinning fluid. Contohnya adalah darah, dan berbagai jenis polimer
Dilatant Fluid juga termasuk non-newtonian fluid. Berbeda dengan pseudoplastic, semakin tinggi gradien kecepatannya maka semakin tinggi viskositasnya. Contohnya agak jarang kita temukan namun larutan dari starch dan pasir akan berkelakuan seperti ini. Dilatant fluid bisa disebut juga dengan Shear Thickening Fluid.
Bingham Plastic bekerja dengan menghambat sedikit shear stress namun bisa mengalir semakin mudah dengan semakin tingginya harga shear stress.

Saturasi fluida

Saturasi fluida didefinisikan dengan tingkat kejenuhan batuan dalam pori pori batuan reservoir. Batuan reservoir mengandung hidrokarbon dan air yang tersimpan dalam pori pori batuan sehinga sebagai petroleum engineering perlu mengetahui tingkat volume hidrokarbon atau volume air dalam volume pori tersebut. Metoda untuk menentukan saturasi fluida terbagi menjadi metoda secara langsung dan metoda secara tidak langsung. Metoda langsung ditempuh dengan memilih batuan yang dijadikan sample kemudian mengukur saturasi dari beberapa sample tersebut sehingga bisa mewakili seluruh karakteristik batuan formasi tersebut. Metoda tidak langsung yaitu dengan cara mengukur saturasi fluida berdasarkan hasil perhitungan dari data karakteristik sifat batuan yang lain.

Salah satu metoda yang populer untuk menghitung saturasi fluida adalah dengan  retort method. Prinsip dasar dari metode ini adalah dengan memanaskan core sample yang telah dijenuhkan, sehingga air dan minyak yang ada di dalamnya menguap dan kemudian terkondensasi. Kondensasi dari air dan minyak ini dikumpulkan dalam tabung penampung kecil. Alat yang digunakan dalam metode ini adalah Retor Distillation Apparatus.
Tetapi metode ini memiliki beberapa kelemahan. Perlu diperhatikan bahwa untuk menguapkan seluruh minyak yang ada di dalam sample core dibutuhkan suhu sekitar 1000-1100^oF. Sedangkan pada suhu itu, sifat dari kristalisasi air dapat rusak. Akibatnya nilai water-recovery akan lebih besar dari nilai interstitial waternya, sehingga volume air hasil pengukuran akan meleset dari nilai saturasi air sebenarnya. Efek buruk lain yang dapat disebabkan adalah pada suhu itu struktur hidrokarbon dari minyak cenderung akan berubah sehingga volume dari fluida dapat berkurang. Minyak pada akhirnya juga dapat melapisi dinding bagian dalam dari sample core.
Metoda lain adalah dengan cara ekstraksi dengan solvent. Prinsip kerjanya adalah dengan meletakkan core di atas toluena yang berperan sebagai solvent kemudian mendidihkan solvent sehingga fluida dalam core akan menguap. Uap terkondensasi sehingga jatuh dan ditampung oleh graduated tube. proses ini terus berlanjut hingga volume uap air dalam graduated tube telah konstan. Sehingga
Perhitungan saturasi minyak dengan cara
Metoda ekstraksi ini akan lebih sempurna apabila kita gunakan sochlet extraction. Prinsip kerjanya sama dengan metoda diatas hanya saja sochlet tidak memiliki wadah penampung hasil kondensasi. Hasil kondensasi jatuh di core.
Metoda lain dalam menentukan saturasi adalah dengan menggunakan sentrifugal. Metode ini menggunakan alat yang disebut Centrifuge. Prinsip dasar dari metode ini adalah dengan menginjeksikan solvent (zat pelarut) di tengah centrifuge. Kemudian gaya sentrifugal yang disebabkan oleh centrifuge akan menyebabkan zat pelarut bergerak ke luar pusat lingkaran. Gerakan dari zat pelarut inilah yang nantinya akan mendorong keluar fluida yang ada di dalam sample core. Fluida yang terdesak tadi akan terperangkap di dalam suatu wadah dan akhirnya volume fluida dapat dikuantitasi untuk menghitung saturasi.
Faktor faktor yang mempengaruhi saturasi fluida dari core.
Core berasal dari batuan formasi yang diangkat ke permukaan. Saat terjadi pengangkatan, ada beberapa faktor yang dapat menyebakan perubahan saturasi fluida pada core tersebut. Yang pertama adalah biasanya saat pembroan digunakan metoda water base mud. Metode pemboran ini dapat mengubah saturasi air dalam core sehingga saturasi air akan lebih besar dibandingkan dengan yang sebenarnya. Yang kedua adalah faktor kompressibiltas yang berbeda dari gas, oil dan air sehingga ketika core diangkat maka terjadi penurunan tekanan yang mengakibatkan volume gas mendesak volume air dan volume oil. Hal ini disebabkan oleh faktor kompresibilitas gas yang besar. Gejala ini dapat dicegah dengan cara mengatur tekanan selama proses produksi.
Selain itu, saturasi dapat terganggu akibat cara pemboran baik secara oil base muds dan water base muds. Pada water base muds, saturasi original air akan mengalami penambahan akibat asupan air tambahan dari permukaan saat terjadi pemboran. Berhubung saturasi air bertambah maka saturasi minyak berkurang. Pada saat terjadi pengangkatan core, tekanan menurun sehingga seperti paragraf sebelumnya saturasi baik oil dan air berkurang. Muncul pula saturasi gas. (Sair +S oil +S gas <> 100). Pada teknik pemboran oil base mud, kita gunakan asupan oil tambahan dari permukaan untuk proses pemboran. Hal ini tidak mengubah sama sekali saturasi air namun saturasi minyak akan berubah akibat adanya filtrat. Metoda lain untuk mengetahui saturasi air dalam core di resevoir adalah dengan menganalisis filtrat hasil pemboran di permukaan .
Fungsi core dalam menentukan saturasi fluida
Core sebagai hasil dari oil based muds sangat cocok untuk digunakan sebagai standar perhitungan saturasi air sedangkan core ahsil dari water based muds dapat digunakan untuk menghitung original oil-gas contact, original oil-water contact, dan jumlah pasir yang terbawa saat produksi.
Perubahan saturasi saat pengangkatan core dapat kita jadikan sebagai alat untuk menghitung water oil contact. Alasannya adalah saturasi minyak akan menurun secara konstan pada regional minyak namun pada regional air saturasi minyak adalah konstan.
Fungsi lain dari menentukan saturasi fluida pada sample core adalah untuk mendapatkan hubungan antara metoda langsung dan tidak langsung dalam menentukan sifat fisis core di resevoir

DASAR TEKNIK RESERVOIR

Reservoir adalah suatu tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi. Pada umumnya reservoir minyak memiliki karakteristik yang berbeda-beda tergantung dari komposisi, temperature dan tekanan pada tempat dimana terjadi akumulasi hidrokarbon didalamnya. Suatu reservoir minyak biasanya mempunyai tiga unsur utama yaitu adanya batuan reservoir, lapisan penutup dan perangkap. Beberapa syarat terakumulasinya minyak dan gas bumi adalah :
1. Adanya batuan Induk (Source Rock)
Merupakan batuan sedimen yang mengandung bahan organik seperti sisa-sisa hewan dan tumbuhan yang telah mengalami proses pematangan dengan waktu yang sangat lama sehingga menghasilkan minyak dan gas bumi.
2. Adanya batuan waduk (Reservoir Rock)
Merupakan batuan sedimen yang mempunyai pori, sehingga minyak dan gas bumi yang dihasilkan batuan induk dapat masuk dan terakumulasi.
3. Adanya struktur batuan perangkap
Merupakan batuan yang berfungsi sebagai penghalang bermigrasinya minyak dan gas bumi lebih jauh.

4. Adanya batuan penutup (Cap Rock)
Merupakan batuan sedimen yang tidak dapat dilalui oleh cairan (impermeable), sehingga minyak dan gas bumi terjebak dalam batuan tersebut.
5. Adanya jalur migrasi
Merupakan jalan minyak dan gas bumi dari batuan induk sampai terakumulasi pada perangkap.

1. Sifat-Sifat Fisik Batuan Reservoir
Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang terbentuk. Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asal mempunyai kemampuan menyimpan dan menyalurkan minyak bumi. Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 1.



1.1. Porositas (∅)
Dalam reservoir minyak, porositas mengambarkan persentase dari total ruang yang tersedia untuk ditempati oleh suatu cairan atau gas. Porositas dapat didefinisikan sebagai perbandingan antara volume total pori-pori batuan dengan volume total batuan per satuan volume tertentu, yang jika dirumuskan :

Dimana :
∅ = Porositas absolute (total), fraksi (%)
Vp = Volume pori-pori, cc
Vb = Volume batuan (total), cc
Vgr = Volume butiran, cc
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:
1. Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :

2. Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.

Dimana :
∅e = Porositas efektif, fraksi (%)
ρg = Densitas butiran, gr/cc
ρb = Densitas total, gr/cc
ρf = Densitas formasi, gr/cc
Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :
1. Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung.
2. Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan.
Besar kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu ukuran butir, susunan butir, sudut kemiringan dan komposisi mineral pembentuk batuan. Untuk pegangan dilapangan, ukuran porositas dapat dilihat pada Tabel 1. berikut :

1.2. Permeabilitas ( k )
Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk meloloskan/melewatkan fluida. Apabila media berporinya tidak saling berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai permeabilitas. Oleh karena itu ada hubungan antara permeabilitas batuan dengan porositas efektif.
Sekitar tahun 1856, Henry Darcy seorang ahli hidrologi dari Prancis mempelajari aliran air yang melewati suatu lapisan batu pasir. Hasil penemuannya diformulasikan kedalam hukum aliran fluida dan diberi nama Hukum Darcy. Dapat dilihat pada gambar 2 dibawah :

Dapat dinyatakan dalam rumus sebagai berikut :

Dimana :
Q = laju alir fluida, cc/det
k = permeabilitas, darcy
μ = viskositas, cp
dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm
A = luas penampang, cm2
Besaran permeabilitas satu darcy didefinisikan sebagai permeabilitas yang melewatkan fluida dengan viskositas 1 centipoises dengan kecepatan alir 1 cc/det melalui suatu penampang dengan luas 1 cm2 dengan penurunan tekanan 1 atm/cm. Persamaan 4 Darcy berlaku pada kondisi :
1. Alirannya mantap (steady state)
2. Fluida yang mengalir satu fasa
3. Viskositas fluida yang mengalir konstan
4. Kondisi aliran isothermal
5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal
6. Fluidanya incompressible
Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :
• Permeabilitas absolute (Kabs)
Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100% fluida, misalnya hanya minyak atau gas saja.
• Permeabilitas efektif (Keff)
Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas), (gas dan minyak) atau ketiga-tiganya. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas dan air.
• Permeabilitas relatif (Krel)
Yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap permeabilitas absolute. Harga permeabilitas relative antara 0 – 1 darcy. Dapat juga dituliskan sebagai beikut :

Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga didalam reservoir akan terdapat Permeabilitas relatif air (Krw), Permeabilitas relatif minyak (Kro), Permeabilitas relatif gas (Krg) dimana persamaannya adalah :

Dimana :
Krw = permeabilitas relatif air
Kro = permeabilitas relaitf minyak
Krg = permeabilitas relatif gas


1.3. Saturasi
Saturasi adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan yang terisi fluida formasi tertentu terhadap total volume pori-pori batuan yang terisi fluida atau jumlah kejenuhan fluida dalam batuan reservoir per satuan volume pori. Oleh karena didalam reservoir terdapat tiga jenis fluida, maka saturasi dibagi menjadi tiga yaitu saturasi air (Sw), saturasi minyak (So) dan saturasi gas (Sg), dimana secara matematis dapat ditulis :

Total saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida :

Untuk sistem air-minyak, maka persamaan (12) dapat disederhanakan menjadi :

Beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir adalah :
a. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan.
b. Ketinggian diatas free water level.
c. Adanya perbedaan tekanan kapiler.
Didalam kenyataan, fluida reservoir tidak dapat diproduksi semuanya. Hal ini disebabkan adanya saturasi minimum fluida yang tidak dapat diproduksi lagi atau disebut dengan irreducible saturation sehingga berapa besarnya fluida yang diproduksi dapat dihitung dalam bentuk saturasi dengan persamaan berikut :

Dimana :
St = saturasi total fluida terproduksi
Swirr = saturasi air tersisa (iireducible)
Sgirr = saturasi gas tersisa (iireducible)
Soirr = saturasi minyak tersisa (iireducible)


1.4. Resistiviti
Batuan reservoir terdiri atas campuran mineral-mineral, fragmen dan pori-pori. Padatan-padatan mineral tersebut tidak dapat menghantarkan arus listrik kecuali mineral clay. Sifat kelistrikan batuan reservoir tergantung pada geometri pori-pori batuan dan fluida yang mengisi pori. Minyak dan gas bersifat tidak menghantarkan arus listrik sedangkan air bersifat menghantarkan arus listrik apabila air melarutkan garam.
Arus listrik akan terhantarkan oleh air akibat adanya gerakan dari ion-ion elektronik. Untuk menentukan apakah material didalam reservoir bersifat menghantar arus listrik atau tidak maka digunakan parameter resistiviti. Resistiviti didefinisikan sebagai kemampuan dari suatu material untuk menghantarkan arus listrik, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut :

Dimana :
ρ = resistiviti fluida didalam batuan, ohm-m
r = tahanan, ohm
A = luas area konduktor, m2
L = panjang konduktor, m
Konsep dasar untuk mempelajari sifat kelistrikan batuan diformasi digunakan konsep “faktor formasi” dari Archie yang didefinisikan :

Dimana :
Ro = resistiviti batuan yang terisi minyak
Rw = resistiviti batuan yang terisi air


1.5. Wettabiliti
Wettabiliti didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida atau kecenderungan dari suatu fluida untuk menyebar atau melekat ke permukaan batuan. Sebuah cairan fluida akan bersifat membasahi bila gaya adhesi antara batuan dan partikel cairan lebih besar dari pada gaya kohesi antara partikel cairan itu sendiri. Tegangan adhesi merupakan fungsi tegangan permukaan setiap fasa didalam batuan sehingga wettabiliti berhubungan dengan sifat interaksi (gaya tarik menarik) antara batuan dengan fasa fluidanya.
Dalam sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak atau gas yang terletak diantara matrik batuan.

Gambar 3 memperlihatkan sistem air-minyak yang kontak dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar θ. Sudut kontak diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga 0o – 180o, yaitu antara air dengan padatan, sehingga tegangan adhesi (AT) dapat dinyatakan dengan persamaan :

Dimana :
AT = tegangan adhesi, dyne/cm
σso = tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm
σsw = tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cm
σwo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm
θ = sudut kontak air-minyak
1.5.1. Wetting-Phase Fluid dan Non-Wetting Phase Fluid
A. Wetting-Phase FluidFasa fluida pembasah biasanya akan dengan mudah membasahi permukaan batuan. Akan tetapi karena adanya gaya tarik menarik antara batuan dan fluida, maka fasa pembasah akan mengisi ke pori-pori yang lebih kecil dahulu dari batuan berpori. Fasa fluida pembasah umumnya sangat sukar bergerak ke reservoir hidrokarbon.
B. Non-Wetting Phase Fluid
Non-wetting phase fluid sukar membasahi permukaan batuan. Dengan adanya gaya repulsive (tolak) antara batuan dan fluida menyebabkan non-weting phase fluid umumnya sangat mudah bergerak.
1.5.2. Batuan Reservoir Water Wet
Batuan reservoir umumnya water wet dimana air akan membasahi permukaan batuan. Kondisi batuan yang water wet adalah :
• Tegangan adhesinya bernilai positif
• σsw ≥ σso, AT > 0
• Sudut kontaknya (0°< θ <90°)> 
1.5.4. Imbibisi dan Drainage
Imbibisi adalah proses aliran fluida dimana saturasi fasa pembasah (water) meningkat sedangkan saturasi non-wetting phase (oil) menurun. Mobilitas fasa pembasah meningkat seiring dengan meningkatnya saturasi fasa pembasah. Misalnya pada proses pendesakan pada reservoir minyak dimana batuan reservoir sebagai water wet.
Drainage adalah proses kebalikan dari imbibisi, dimana saturasi fasa pembasah menurun dan saturasi non-wetting phase meningkat.
Adapun skema proses imbibisi dan drainage dapat dilihat pada gambar 4 berikut :

1.6. Tekanan Kapiler (Pc)
Tekanan kapiler pada batuan berpori didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara fluida yang membasahi batuan dengan fluida yang bersifat tidak membasahi batuan jika didalam batuan tersebut terdapat dua atau lebih fasa fluida yang tidak bercampur dalam kondisi statis. Secara matematis dapat dilihat bahwa :

Dimana :
Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2
Pnw = tekanan pada permukaan fluida non wetting phase, dyne/cm2
Pw = tekanan pada permukaan fluida wetting phase, dyne/cm2
Hubungan tekanan kapiler di dalam rongga pori batuan dapat dilukiskan dengan sebuah sistim tabung kapiler. Dimana cairan fluida akan cenderung untuk naik bila ditempatkan didalam sebuah pipa kapiler dengan jari-jari yang sangat kecil. Hal ini diakibatkan oleh adanya tegangan adhesi yang bekerja pada permukaan tabung. Besarnya tegangan adhesi dapat diukur dari kenaikkan fluida , dimana gaya total untuk menaikan cairan sama dengan berat kolom fluida. Sehingga dapat dikatakan bahwa tekanan kapiler merupakan kecenderungan rongga pori batuan untuk menata atau mengisi setiap pori batuan dengan fluida yang berisi bersifat membasahi.
Tekanan didalam tabung kapiler diukur pada sisi batas antara permukaan dua fasa fluida. Fluida pada sisi konkaf (cekung) mempunyai tekanan lebih besar dari pada sisi konvek (cembung). Perbedaan tekanan diantara dua fasa fluida terebut merupakan besarnya tekanan kapiler didalam tabung.

Untuk sistem udara-air (gambar 5) :

Untuk sistem minyak-air (gambar 5) :

Dimana :
Pa = tekanan udara, dyne/cm2
Pw = tekanan air, dyne/cm2
Pc = tekanan kapiler, dyne/cm2
ρw = densitas air, gr/cc
ρo = densitas minyak, gr/cc
g = percepatan gravitasi, m/det2
h = tinggi kolom, m
2. Karakteristik Minyak Bumi
Setiap reservoir yang ditemukan, akan diperoleh sekelompok molekul yang terdiri dari elemen kimia Hidrogen (H) dan Karbon (C). Minyak dan gas bumi terdiri dari kedua elemen ini, yang mempunyai proporsi yang beraneka ragam. Apabila ditemukan deposit hidrokarbon disuatu tempat, akan sangat jarang dapat ditemukan di tempat lain dengan komposisi yang sama, karena daerah pembentukkannya berbeda.
Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon sendiri terdiri dari fasa cair (minyak bumi) maupun fasa gas, tergantung pada kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir yang ditempati. Perubahan kondisi reservoir akan mengakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik fluida reservoir.
Fluida minyak bumi dijumpai dalam bentuk cair, sehingga sesuai dengan sifat cairan pada umumnya. Pada fasa cair, jarak antara molekul-molekulnya relatif lebih kecil daripada gas. Sifat-sifat minyak bumi yang akan dibahas adalah densitas dan spesifik grafiti, viskositas, faktor volume formasi, kelarutan gas, kompressibilitas dan tekanan bubble point.
2.1. Densitas Minyak ( ρo ) dan Spesifik Grafity ( γ )
Densitas didefinisikan sebagai masa dari satuan volume suatu fluida (minyak) pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Dari definisi tersebut dapat dirumuskan sebagai beikut :

Dimana :
ρo = densitas minyak, lb/ft3
m = massa minyak, lb
V = volume minyak, ft3
Sedangkan spesifik grafiti merupakan perbandingan dari densitas suatu fluida (minyak) terhadap densitas air. Baik densitas air maupun fluida tersebut diukur pada kondisi yang sama (60° F dan 14.7 Psia).

Dimana :
γo = spesifik grafiti minyak
ρo = densitas minyak mentah, lb/ft3
ρw = densitas air, lb/ft3
Meskipun densitas dan spesifik grafiti dipergunakan secara meluas dalam industri perminyakan, namun API grafiti merupakan skala yang lebih sering dipakai. Grafiti ini merupakan spesifik grafiti yang dinyatakan dengan rumus :

API grafiti dari minyak mentah pada umumnya memiliki nilai antara 47 °API untuk minyak ringan sampai 10 °API untuk minyak berat.
2.2. Viskositas Minyak ( μo )
Viskositas fluida merupakan sifat fisik suatu fluida yang sangat penting yang mengendalikan dan mempengaruhi aliran fluida didalam media berpori maupun didalam pipa. Viskositas didefinisikan sebagai ketahanan internal suatu fluida untuk mengalir.
Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan temperatur akan menurunkan viskositas minyak dan dengan bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak maka viskositas minyak juga akan turun. Hubungan antara viskositas minyak dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 6.

Gambar 6 menunjukkan bahwa tekanan mula-mula berada di atas tekanan gelembung (Pb), dengan penurunan tekanan sampai (Pb), mengakibatkan viskositas minyak berkurang, hal ini akibat adanya pengembangan volume minyak. Kemudian bila tekanan turun dari Pb sampai pada harga tekanan tertentu, maka akan menaikkan viskositas minyak, karena pada kondisi tersebut terjadi pembebasan gas dari larutan minyak.

2.3. Faktor Volume Formasi Minyak ( Bo )
Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak pada tekanan dan temperatur reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak dan gas dalam larutan. Harga ini selalu lebih besar atau sama dengan satu. Untuk minyak tersaturasi, Standing membuat korelasi berdasarkan persamaan :


Dimana :
Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STBO
T = temperature, °F
Rs = kelarutan gas, SCF/STBO
C = faktor tambahan seperti perhitungan Rs

Faktor volume formasi minyak merupakan fungsi dari tekanan. Gambar 7 memperlihatkan faktor volume formasi minyak.
Terdapat dua hal penting dari gambar 7 diatas, yaitu :
1. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan minyak.
2. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan.
2.4. Kelarutan Gas ( Rs )Kelarutan gas bumi didefinisikan sebagai cuft gas yang diukur pada keadaan standar (14.7 Psi ; 60 °F) didalam larutan minyak sebanyak satu barrel stock tank minyak pada saat minyak dan gas berada pada tekanan dan temperatur reservoir.
Kelarutan gas dalam minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan komposisi minyak dan gas. Pada temperatur minyak yang tetap, kelarutan gas tertentu akan bertambah pada setiap penambahan tekanan. Pada tekanan yang tetap kelarutan gas akan berkurang terhadap kenaikan temperatur.
2.5. Kompressibilitas Minyak ( Co )
Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan. Secara matematis didefinisikan sebagai berikut:


Pada kondisi tekanan di bawah bubble point, Co didefinisikan sebagai berikut :

Dengan menggunakan grafik korelasi, maka harga kompressibilitas minyak dapat diperoleh dengan persamaan :

Kompressibilitas minyak pada kondisi dibawah bubble point akan cenderung membesar bila dibandingkan dengan harga ketika diatas bubble point karena dengan turunnya tekanan, gas membebaskan diri dari larutan. Volume total minyak yang tertinggal sebenarnya berkurang dengan turunnya tekanan terebut, akibatnya volume fluida total yang terdiri dari minyak dan gas makin lama menjadi besar seiring dengan turunnya tekanan.
2.6. Tekanan Bubble Point (Pb)
Tekanan bubble point (titik gelembung) suatu sistem hidrokarbon didefinisikan sebagai tekanan tertinggi dimana gelembung gas mulai pertama kali terbebaskan dari minyak. Harga ini ditentukan secara eksperimen terhadap minyak mentah dengan melakukan test ekspansi constant-composition (test flash liberation).
Apabila pengukuran laboratorium tidak tersedia untuk menentukan tekanan bubble point, maka dapat digunakan korelasi Standing. Secara matematis, tekanan bubble point dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan :

3. Mekanisme Pendorong Reservoir
Minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoir ke lubang sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongnya. Hampir sebagian besar reservoir minyak memiliki energi pendorong yang berbeda-beda untuk memproduksikan suatu reservoir. Dengan turunnya tekanan pada reservoir minyak dapat mempengaruhi besarnya tenaga pendorong pada reservoir tersebut yang berperan pada pergerakan minyak mula-mula pada media berpori.
3.1. Kompaksi Batuan
Tenaga ini berasal dari beban overburden batuan di atas dan selalu berubah akibat diproduksikannya fluida (minyak) dari reservoir tersebut. Hal tersebut dapat dilihat pada gambar 8 yang memperlihatkan pengaruh kompaksi batuan terhadap fluida yang berada didalamnya.

3.2. Graviti Drive
Gejala alam yang mempengaruhi fluida formasi yang menyebabkan terjadinya pemisahan akibat perbedaan berat jenis dari fluida reservoir. Gambar 9. menggambarkan pengaruh grafitasi terhadap kelakuan fluida yang mana pada fluida yang mempunyai densitas yang lebih besar akan bermigrasi kebagian bawah struktur reservoir sedangkan fluida yang mempunyai densitas yang lebih kecil akan bermigrasi kebagian atas reservoir.

3.3. Water Drive
Jika air berada dibawah zona minyak pada suatu reservoir, maka dengan tekanan yang dimiliki oleh air ini akan membantu minyak bergerak keatas. Jika minyak dieksploitasi, tekanan direservoir akan dijaga (mainteained) oleh gaya hidrostatik air yang masuk menggantikan minyak yang telah terproduksi. Energi ini dihasilkan oleh air (aquifer) yang berada pada kondisi bertekanan. Pada umumnya reservoir minyak dan gas berasosiasi dengan aquifer. Dengan merembesnya air ke reservoir sehingga menjadi suatu tenaga pendorong yang biasa disebut dengan water drive.
Hal ini dapat dilihat pada gambar 10. yang memperlihatkan proses pendorongan air terhadap minyak.

Reservoir berpendorong air memiliki cirri-ciri sebagai berikut :
1. Penurunan tekanan reservoir relative kecil
2. GOR permukaan rendah
3. Produksi air mula-mula sedikit kemudian bertambah banyak karena minyak didorong oleh air
3.4. Solution Gas Drive
Solution gas drive atau depletion gas drive adalah mekanisme pendorong yang berasal dari ekspansi larutan gas yang berada dalam minyak dan pendesakan terjadi akibat berkurangnya tekanan. Setelah terjadi penurunan tekanan pada dasar sumur, maka gas yang terlarut dalam minyak akan bebas keluar sebagai gelembung-gelembung yang tersebar merata dan merupakan fasa yang terdispersi yang tidak kontinu sehingga mencapai saturasi minimum. Setelah seluruh gas tergabung dan mencapai saturasi kritik, maka gas akan mulai bergerak. Hal tersebut dapat dilihat pada gambar 11.

Reservoir jenis pendorong solution gas drive mempunyai ciri sebagai berikut :
1. Tekanan reservoir turun secara cepat dan kontinu
2. Perbandingan komulatif produksi gas (Gp) dengan komulatif produksi minyak (Np) meningkat dengan cepat (GOR) meningkat
3. Produksi air hampir tidak ada (relatif sangat kecil)
3.5. Gas Cap Drive
Energi alamiah ini berasal dari dua sumber yaitu ekspansi gas cap dan ekspansi gas yang terlarut kemudian melepaskan diri. Adanya gas cap dalam reservoir antara lain disebabkan oleh adanya pemisahan secara gravitasi dari minyak dan fasa gas bebas dibawah tekanan titik gelembung. Karena tekanan reservoir berada dibawah tekanan gelembung maka komponen hidrokarbon ringan akan terbebaskan dari fasa cairnya dan membentuk fasa gas. Penurunan tekanan secara kontinu akan membebaskan gas lebih banyak lagi dan akan membentuk gas cap pada bagian atas dari minyak. Hal tersebut akan menyebabkan terdorongnya minyak karena pengembangan dari gas cap akibat penurunan tekanan secara kontinu. Gamabar 12. memperlihatkan proses pendorongan gas cap terhadap minyak.

Reservoir gas cap drive mempunyai cirri-ciri sebagai sebagai berikut :
1. Tekanan reservoir turun perlahan-lahan dan kontinu
2. Kenaikan GOR sejalan dengan pergerakan permukaan minyak dengan gas kearah bawah (meningkat secara kontinu)
3. Produksi air hampir tidak ada (relative kecil)
3.6. Combination Drive
Mekanisme pendorong dari tipe ini adalah kombinasi dari beberapa tipe pendorong yang telah dijelaskan sebelumnya. Combination drive yang paling umum adalah kombinasi antara gas cap drive dan water drive. Hal ini dapat dilihat pada gambar 13. dibawah.

4. Jenis-Jenis ReservoirJika terjadi suatu retakan atau perekahan pada batuan induk (source rock) maka minyak dan gas akan mengalami migrasi keluar yang biasa disebut dengan migrasi primer. Setelah itu minyak dan gas bumi akan bermigrasi terus sampai terjebak didalam suatu wadah yang tidak bisa dilalui oleh minyak dan gas, yang biasa disebut dengan reservoir.
Reservoir adalah suatu tempat berkumpulnya minyak dan gas bumi. Dalam hal ini akan dibahas jenis reservoir jenuh dan reservoir tidak jenuh.

4.1. Reservoir Jenuh
Reservoir jenuh (saturated) biasanya mengandung hidrokarbon dalam bentuk minyak yang dijenuhi oleh gas terlarut dan dalam bentuk gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Bila minyak dan gas diproduksikan, kemungkinan akan ada air yang ikut terproduksi, tekanan reservoir akan turun. Dengan turunnya tekanan reservoir, maka volume gas yang membentuk gas cap akan mengembang dan merupakan pendorong keluarnya fluida dari dalam reservoir. Selain pengembangan volume gas cap dan pembebasan gas terlarut, mungkin juga terjadi perembesan air kedalam reservoir.
4.2. Reservoir Tidak Jenuh
Reservoir tidak jenuh (under saturated) pada keadaan mula-mula tidak terdapat gas bebas yang terakumulasi membentuk gas cap. Apabila reservoir diproduksikan, maka gas akan mengalamai pengembangan yang menyebabkan bertambahnya volume minyak. Pada saat tekanan reservoir mencapai tekanan bubble point maka gas akan keluar dari minyak.