1 Volumetrik

Penentuan Cadangan Pendahuluan (1)

Faktor penting dalam pengembangan reservoir dan perencanaan produksi:  perkiraan volume awal hidrokarbon di tempat (initial volume in place)  volume hidrokarbon yang dapat diperoleh (recoverable volume)  reserves atau cadangan

Penentuan Cadangan, hal. 1


Definisi cadangan: Perkiraan jumlah minyak mentah, gas alam, gas condensate, fasa cair yang diperoleh dari gas alam, dan material lainnya (mis. sulfur), yang dianggap bernilai komersial untuk diambil dari reservoir dengan menggunakan teknologi yang ada pada suatu saat dalam keadaan ekonomi dan dengan peraturan yang berlaku pada saat yang sama



Cadangan:  tidak termasuk minyak, gas, dan material lainnya yang sudah berada dalam tanki penimbun  cadangan yang diperoleh dengan mekanisme pendorongan alamiah dibedakan dari cadangan yang diperoleh dengan metode peningkatan perolehan (improved recovery methods)


Facts and Figures: 

Jumlah lapangan minyak (in terms of reservoir) di dunia yang diketahui = 30,000 lapangan dengan cadangan 140,000 Mton.



Lebih dari 50% cadangan minyak dunia (71,000 Mton) terkandung hanya di 33 lapangan minyak (0.1% dari jumlah lapangan); 26% berikutnya terkandung di 0,8% dari jumlah lapangan; 0.91% lapangan minyak dunia mengandung 76% total cadangan minyak dunia.



Lapangan minyak terbesar di dunia: Ghawar dengan cadangan 11,400 Mton, kedua Burgan dengan 9,800 Mton.



Cadangan minyak Indonesia = 5 milyar barrel. Konversi ke Mton?



Besar cadangan diperkirakan berdasarkan  data hasil interpretasi geologi dan  data engineering yang tersedia pada suatu waktu Besar cadangan dapat berubah selama masa produksi sejalan dengan  bertambahnya data/informasi reservoir  keadaan ekonomi yang memaksa adanya perubahan Penentuan Cadangan, hal. 5


Menghitung cadangan pada tahap sebelum produksi:  metode volumetrik (yang bersifat deterministik)  metode probabilistik (mis. metode simulasi Monte Carlo)  tidak tergantung pada data produksi. Menghitung cadangan pada tahap setelah produksi:  metode material balance  metode simulasi numerik  makin banyak data produksi; makin baik perkiraan volume hidrokarbon



Pokok bahasan  Perhitungan isi awal hidrokarbon di tempat (IOIP atau IGIP) dan cadangan (recoverable volumes) menggunakan:  metode volumetrik  metode probabilistik (yaitu simulasi Monte Carlo)


Definisi dan Istilah

 Standar tertentu yang berlaku dan dapat diterima masyarakat (industri) perminyakan  Tahun 1930-an – American Petroleum Institute (API)  Tahun 1997 – Society of Petroleum Engineers (SPE) dan World Petroleum Congresses (WPC) Menurut SPE/WPC cadangan minyak dan/atau gas bumi dikelompokkan menjadi tiga bagian yaitu:  proved reserves (cadangan terbukti)  probable reserves (cadangan mungkin)  possible reserves (cadangan harapan)


Definisi dan Istilah

SDA Minyak/Gas Total

Belum/tidak ditemukan Undiscovered

Ditemukan/Discovered

Non Recoverable

Recoverable Reserve

Proved

Produksi kumulatif Unproved

Probable

Possible


Definisi dan Istilah Proved Reserves (1)

 Jumlah hidrokarbon yang berdasarkan data geologi dan engineering dapat diperkirakan dengan tingkat kepastian yang pantas (reasonable) dan dapat diambil dengan menggunakan teknologi dalam keadaan ekonomi dan dengan peraturan yang berlaku pada suatu saat  Proved apabila produktivitas komersial didukung oleh data produksi aktual atau oleh data hasil pengujian  Seringkali harus ditentukan berdasarkan data core, log, atau pengujian lainnya


Definisi dan Istilah Proved Reserves (2) Meliputi: 1. Daerah yang telah delineated oleh pemboran dan, jika ada, dengan batas fluida yang jelas  Jika tidak ada batas fluida, volume HC didasarkan pada letak HC terbawah yang diketahui (the lowest known occurrence LKO). 2. Daerah yang belum dibor namun berdasarkan data geologi dan engineering terbukti sebagai daerah produktif dan bernilai komersial.


Definisi dan Istilah Proved Reserves (3)

Berdasarkan status produksi: 

Proved developed, daerah di mana instalasi fasilitas produksi dan transportasi sudah pasti dapat dilakukan.



Proved undeveloped, daerah di mana  lokasinya berada dalam atau berbatasan langsung dengan

daerah proved producing

 masih dapat dikembangkan dengan menambah sumur (infill

wells)

 dapat dikembangkan dengan memperdalam sumur  memerlukan biaya yang lebih tinggi untuk penyelesaian sumur

dan instalasi peralatan produksi.


Definisi dan Istilah Probable Reserves (1)



Jumlah hidrokarbon yang berdasarkan data geologi dan engineering mempunyai kemungkinan terambil lebih besar dari kemungkinan tidak terambil.



Jika menggunakan metode probabilistik, tingkat kemungkinan proved reserves + probable reserves minimal 50%


Definisi dan Istilah Probable Reserves (2) Meliputi: 1. Daerah di luar batas proved atau merupakan bagian terbawah dari struktur yang diperkirakan mengandung hidrokarbon 2. Daerah produktif yang hanya disimpulkan dari data log (tidak didukung data lainnya sehingga dipandang kurang pasti) 3. Daerah yang jika dilakukan infill drilling dapat menjadi proved reserves 4. Diperoleh dengan IOR yang telah terbukti berhasil sebelumnya (namun belum terbukti dengan pilot project)


Definisi dan Istilah Probable Reserves (2) Meliputi: (Lanjutan) 5. Daerah produktif di sekitar proved reserves yang dipisahkan oleh patahan/faults 6. Dapat diperoleh dengan cara perubahan mekanis (workover, treatment, perubahan peralatan) 7. Daerah proved producing yang berdasarkan interpretasi kinerja atau data volumetrik menunjukkan cadangan yang lebih dari yang sudah dinyatakan proved


Definisi dan Istilah Possible Reserves (1) 

Jumlah hidrokarbon yang berdasarkan data geologi dan engineering mempunyai tingkat kemungkinan terambil lebih rendah dari tingkat kemungkinan terambil probable reserves



Jika menggunakan metode probabilistik, tingkat kemungkinan proved reserves + probable reserves + possible reserves minimal 10%


Definisi dan Istilah Possible Reserves (2) Meliputi: 1. Daerah di luar batas probable yang berdasarkan ekstrapolasi struktur atau stratigrafi dapat terjadi 2. Daerah produktif yang dapat disimpulkan dari data log dan data core tetapi belum dapat ditentukan secara komersial 3. Diperoleh dari infill drilling namun mempunyai ketidakpastian dalam teknis pelaksanaan 4. Diperoleh dengan IOR namun belum terbukti dengan pilot project dan/atau data reservoir meragukan 5. Daerah dalam formasi yang terpisah dari daerah proved oleh patahan dan interpretasi geologi menunjukkan daerah tersebut lebih rendah dari daerah proved Penentuan Cadangan, hal. 17

Metode Penentuan Cadangan Pendahuluan 

Metode yang digunakan tergantung pada ketersediaan data dan informasi reservoir yang mendukung metode tersebut



Beberapa metode menurut SPE: 1. Metode analogi – jika tidak ada/sangat minim data 2. Metode volumetrik – jika ada data geologi, data log, dan/atau data core 3. Metode volumetrik-probabilistik – jika tidak ada data geologi, data log, dan data core. (mis. simulasi Monte Carlo) 4. Performance analysis methods – jika ada data geologi, data log, data core, dan data produksi (mis. metode material balance, decline curve, simulasi reservoir)


Metode Penentuan Cadangan Metode Volumetrik (1) 

Merupakan metode perhitungan cadangan paling sederhana



Reservoir dipandang sebagai sebuah wadah dengan geometri atau bentuk sederhana (mis. bentuk kotak, kerucut, atau lingkaran)


Metode Penentuan Cadangan Metode Volumetrik (2) Persamaan yang digunakan: Untuk reservoir minyak:

Npa

hn (1  Sw)  A ER,o dx dy Bo

A h n (1  S w)  E R, o Bo Untuk reservoir gas:

Gpa

hn (1  Sw)  A ER,g dx dy Bg

A h n (1  S w)  E R, g Bg


Metode Penentuan Cadangan Metode Volumetrik (2) Dalam persamaan tersebut: 

Npa dan Gpa  cadangan minyak dan gas, yaitu produksi kumulatif pada waktu abandonment, diukur pada stock tank, yaitu pada 60oF (288 K) dan 14.7 psi (0.1013 MPa)



hn, , dan Sw,  ketebalan bersih formasi produktif, porositas efektif, dan saturasi air (berbeda dari satu lokasi ke lokasi lainnya)



Bo dan Bg  factor volume formasi minyak dan gas



ER  factor perolehan (recovery factor)



A  luas daerah reservoir yang berkaitan dengan kategori cadangan terbukti (proved), mungkin (probable), atau harapan (possible)



Tanda “bar” di atas parameter menunjukkan harga rata-rata Penentuan Cadangan, hal. 21

a. Luas Daerah 

Ditentukan untuk tiap interval produktif (atau tiap unit endapan batuan yang berbeda)



Ditentukan oleh daerah dimana cadangannya akan dihitung berdasarkan klasifikasi cadangan



Dibuat peta daerah yang mengandung hidrokarbon sebagai fungsi dari kedalaman (diperlukan titik-titik terdangkal dan terdalam dimana hidrokarbon dapat ditemukan dalam tiap sumur)



Sumber informasi yang digunakan: data well log dan data core dari masing-masing sumur atau peta seismik



Dengan planimeter dibuat diagram yang menghubungkan elevasi kontur terhadap area Penentuan Cadangan, hal. 22

Water-Oil Contact

Luas Daerah Dalam Kontur


b. Ketebalan Bersih (Net Pay) 

Terdapat interval batuan (shale:  dan k rendah) atau saturasi air tinggi  disebut lapisan tidak produktif atau non-pay



Non-pay dikurangkan dari ketebalan (gross), ht,  ketebalan bersih, hn dan net-to-gross ratio, hn/ht



Batas bawah permeabilitas disebut permeability cut-off (jika permebilitas lebih kecil dari cut-off, interval tidak produktif)



Data permeabilitas tidak selalu meyakinkan  digunakan korelasi k = f()  ada porosity cut-off



Dibuat peta isopach (menghubungkan titik-titik dengan ketebalan formasi yang sama)



Volume batuan yang mengandung hidrokarbon dihitung dengan:

VR  A hn dx dy Penentuan Cadangan, hal. 24

3 (tiga) cara untuk meng hitung VR:

1. Menggunakan simulasi numerik reservoir. 2. Mengukur luas daerah dalam peta isopach dengan menggunakan planimeter untuk setiap kontur ketebalan. 3. Menghitung volume berdasarkan peta isopach dengan cara membaginya menjadi tumpukan trapezoid


VR 

A max

 h da

0

0

Amax Luas Daerah Dalam Kontur Isopach


OWC Interval = 5 ft

15 10 5 0

OWC

0

An+1 An

 Tiap selang ketebalan hitung V  Kemudian VR dihitung untuk seluruh selang ketebalan


Piramid

 Vb 

h A n  A n 1  3

A n A n 1 

jika

An 1  0.5 An

Trapesium

 Vb 

h A n  A n 1  2

jika

An 1  0.5 An


c.

Porositas



Diperoleh dari data log yang dikalibrasi terhadap data core



Harga rata-rata pada tiap sumur dihitung dengan menggunakan faktor perata-rataan ketebalan: m

 k hn,k

w  k 1

hn



Dibuat 2 buah peta: peta isoporosity (peta kontur porositas) dan iso-porosity thickness (peta kontur porositas-ketebalan, whn)



Dari peta iso-porosity thickness, porositas rata-rata dihitung dengan menggunakan faktor perata-rataan volume:



A whn dx dy VR Penentuan Cadangan, hal. 29

d. Saturasi Air 

Diperoleh dari data log



Umumnya tergantung pada ketinggian di atas free water level  dibuat kurva saturasi air versus ketinggian, Sw = f(h) dengan melakukan: 1. Interpolasi harga Sw dari log pada berbagai kedalaman di setiap sumur, atau 2. Jika ada core, lakukan normalisasi dengan menggunakan Leverett J-Function



Kurva digunakan untuk mengoreksi/mengeliminasi saturasi yang bersifat anomali terhadap ketinggian di atas free water




Saturasi air rata-rata di tiap sumur, Sw,w dihitung sebagai: m

 Sw,k k hn,k

k 1 Sw, w 

whn



Harga Sw,w dipetakan: peta kontur ”iso-water saturation” dan ”iso-water saturation thickness” atau peta iso hnwSw,w



Saturasi air rata-rata reservoir dihitung dengan menggunakan faktor perata-rataan pore volume:

Sw 

A Sw, w whn dx dy VR


d. Faktor Volume Formasi



Faktor volume formasi minyak, Bo, dan lebih khusus faktor volume formasi gas, Bg, umumnya tidak tergantung pada lokasi di reservoir kecuali variasi tekanan di dalam reservoir sangat besar



Harga yang ditentukan di laboratorium dari data core dan/atau PVT cukup memadai  diambil pada harga tekanan rata-rata reservoir


f. Faktor Perolehan 

Bagian yang paling kontroversial dalam metode volumetrik



Sangat menentukan besar cadangan



Fungsi dari berbagai faktor yang saling terkait satu sama lain sehingga sulit dinyatakan secara eksplisit



Faktor-faktor yang saling terkait tersebut diantaranya: - jenis mekanisme pendorongan - mobility ratio - keheterogenan sifat batuan - jumlah dan distribusi sumur - jadwal produksi tiap sumur - kemungkinan pelaksanaan teknik perolehan lanjut



Penentuan faktor perolehan yang paling baik (mungkin) adalah dengan menggunakan simulator numerik




Penentuan faktor perolehan biasanya didasarkan pada keberhasilan perolehan di reservoir lain yang mempunyai batuan dan cekungan sedimen yang sama  korelasi



Korelasi yang populer: Korelasi API/Korelasi Arps: Sandstone/carbonate dengan solution gas drive:

 1  S w ER, o (%)= 41.815   Bob 

0.0979

0.1611

 k       ob 

0.1741

0.3722  pb  Sw p   a

Sandstone dengan water drive:

 1  S w (%) = 54 . 898 ER, o    Boi  

0.0422

0.0770

 k wi        oi 

 0.1903  pi  Sw p   a

 0.2159

Akurasi kedua korelasi diragukan  gunakan dengan hati-hati.




Faktor perolehan gas relative lebih sederhana



Umumnya hanya tergantung pada tekanan kepala sumur minimum yang dapat ditetapkan



Sisa cadangan pada setiap tingkat depletion adalah perbedaan antara cadangan awal dan jumlah produksi kumulatif



Faktor perolehan adalah fraksi dari initial gas in place yang dapat diambil:

ER , g  1  

pa / za pi / zi

Jika terdapat mekanisme pendorongan water drive, saturasi gas residual, Sgr, harus diperhitungkan:

ER, g  1  S gr

pa / za pi / zi



Metode Volumetrik-Deterministik Menggunakan Harga Rata-rata Harga rata-rata h n ,  , S w , B o (atau B g ), E R , o (atau E R , g ) yang dihitung dengan cara seperti dipaparkan di atas untuk masing-masing luas daerah yang didefinisikan sebagai daerah proven, probable, atau possible, dapat digunakan untuk menghitung cadangan proven, probable, atau possible dengan memakai persamaan-persamaan yang seperti telah disebutkan di atas, yaitu: Untuk menghitung cadangan minyak:

N pa 

A h n (1  S w ) Bo

E R,o

Untuk menghitung cadangan gas:

G pa 

A h n (1  S w ) Bg

E R,g

Metode Volumetrik-Deterministik Menggunakan Equivalent Hydrokarbon Column Dari harga-harga hn, w, dan Sw,w untuk setiap sumur, hitung ketebalan hipotetis kolom hidrokarbon dengan cara mengurangkan volume batuan dan air dalam pori (disebut dengan equivalent hydrocarbon column atau EHC), yaitu: EHC = hn w (1 – Sw,w) Kemudian EHC tiap sumur dipetakan sehingga diperoleh peta iso-EHC untuk selanjutnya volume total hidrokarbon, VH, dihitung dengan: V H  A EHC dx dy

Perhitungan dengan persamaan tersebut dilakukan secara terpisah untuk luas daerah proven, probable, dan possible seperti menghitung VR di atas. Kemudian cadangan untuk minyak dan gas proven, probable, dan possible masing-masing dihitung dengan:


N pa 

VH E R,o Bo

G pa 

VH E R,g Bg


Metode Volumetrik-Probabilistik Menggunakan Simulasi Monte Carlo Metode probablistik menghilangkan definisi proven, probable, dan possible yang kaku (rigid) dan menggantinya dengan konsep probabilitas. Dengan cara ini, cadangan diklasifikasikan berdasarkan tingkat probabilitas (kemungkinan) harga yang terhitung. Hal ini ditentukan menurut kurva distribusi probabilitas untuk tiap parameter dalam persamaan yang digunakan untuk menghitung cadangan. Selanjutnya, pembahasan tentang hal ini akan disampaikan pada bagian Simulasi Monte Carlo.

Konsep Tekanan Rata-rata Dalam perhitungan metode volumetrik seringkali diperlukan data tekanan reservoir rata-rata. Tekanan reservoir umumnya diukur melalui sumur. Masing-masing sumur akan menghasilkan data sendiri-sendiri. Perhatian utama dalam hal ini adalah metode penentuan tekanan rata-rata dari data sumuran tersebut. Beberapa cara perata-rataan yang umum digunakan adalah: n

 pi

1. Tekanan rata–rata sumuran

= 0 n

; n = jumlah sumur, p = tekanan sumuran

n

 pi Ai

2. Tekanan rata–rata areal

= 0 ; A = luas daerah pengurasan sumur n  Ai 0 n

 pi Ai h i

3. Tekanan rata–rata volumetrik = 0 ; h = ketebalan lapisan pada lokasi sumur n  Ai hi 0


Contoh 2: Menghitung tekanan rata-rata Diketahui data tekanan untuk sumur-sumur pada Region 1 yang menembus suatu formasi batuan suatu reservoir dengan peta lokasi ditunjukkan oleh gambar berikut. Dengan menggunakan data tersebut hitunglah tekanan rata-rata sumuran, rata-rata areal, dan rata-rata volumetrik untuk reservoir tersebut.

p1  Sumur 1





Region 1 p2

Patahan

Sumur 2

p3



p4 Region 3

Sumur 4

Sumur 3



p5

Sumur 5



p6

Sumur 6



p7

Sumur 7

Region 2

p8

 Sumur 8

Penyelesaian: Dengan data dari masing-masing sumur pada Region 1 yang mempunyai 4 buah sumur yaitu Sumur 1, 2, 3, 4, perhitungan tekanan rata-rata dapat dilakukan dengan menyiapkan tabel seperti ditunjukkan berikut:

Sumur

pi

Ai (acres)

piAi

hi

piAihi

Aihi

1 2

2750 2680

160 125

440,000 335,000

20 25

8,800,000 8,375,000

3200 3125


3 4 n=4

2840 2700 =10,970

190 145 =620

539,600 391,500 =1,706,100

36 31

14,029,600 12,136,500 =43,341,100

4940 4495 =15,760

Sehingga: Tekanan rata-rata sumur = Tekanan rata-rata areal =

10,970  2743 psia 4

1,706,100  2752 psia 620

Tekanan rata-rata volumetrik =

43,341,100  2750 psia 15,760

Unit Recovery (Initial Unit Reserve) Cadangan yang dihitung dengan menggunakan factor perolehan seperti disebutkan di atas menunjukkan bahwa cadangan tersebut dinyatakan sebagai fraksi isi awal minyak atau gas di tempat. Cadangan juga dapat dinyatakan sebagai volume minyak atau gas per volume bulk batuan reservoir. Cara perhitungan ini menggunakan parameter yang disebut dengan unit recovery. Seperti halnya factor perolehan, unit recovery dapat ditentukan dengan metode analogi, persamaan saturasi residual, korelasi empiris, material balance, atau simulasi reservoir. Sebagai contoh, jika dipandang unit recovery gas adalah perbedaan antara initial gas in-place dan gas tersisa (remaining gas) pada tekanan abandonment, pa, maka unit recovery dapat dihitung sebagai berikut:

 1 1   Unit Recovery = 43560 () (1 – Swi)    B gi B ga 

SCF/acre-ft

dimana: Bgi = Initial formation volume factor, pada p = pi Penentuan Cadangan, hal. 41

Bga = Abandonment formation volume factor, pada p = pa


1 Volumetrik

Recommend Documents