Konsultasi Skripsi; Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (P_c) didefiniskan sebagai perbedaan tekanan antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas) sebagai akibat terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara dua fluida “non wetting fasa” (P_nw) dengan fluida “wetting fasa” (P_w) atau :

P_c = P_nw - P_{w..........................................................................................................................} (2-5)

Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung. Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa) sedangkan minyak dan gas sebagai non wetting fasa atau fasa tidak membasahi.

Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran dan macam fluidanya yang secra kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut :

.................................................................(2-6)

dimana

P_c = tekanan kapiler

Δ = tegangan permukaan antara dua fluida

Cos θ = sudut kontak permukaan antara dua fluida

r = jari-jari lengkung pori-pori

Δρ = perbedaan densitas dua fluida

g = percepatan gravitasi

h = tinggi kolom

Dari persamaan 2-6 dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan dengan ketinggian di atas permukaan air bebas (oil-water contact) sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan sebagai plot antara h versus saturasi air (S_w) seperti gambar 2.2. Pada gambar 2.3 perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.

Persamaan 2-6 menunjukkan bahwa h bertambah jika perbedaan densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal ini berarti pada reservoir gas yang terdapat pada kontak gas-air, perbedaan densitas fluidanya bertambah besar sehingga mempunyai zona transisi minimum. Demikian juga pada reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah, kontak minyak-air akan mempunyai zona transisi yang oanjang. Konsep ini ditunjukkan dalam Gambar 2.4. ukuran pori-pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas yang besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis daripada reservoir dengan permeabilitas yang rendah