Teknik Reservoir

:: BAB I PENDAHULUAN PENGENALAN SIMULASI Makna kata ‘simulasi’ adalah meniru atau membuat kenampakan dari kinerja suatu sistem, dimana hasil tiruan tersebut dapat digunakan untuk mendiskripsikan cara kerja dan hasil dari kerja sistem tersebut. Dalam kaitannya dengan sistem reservoir, ‘ simulasi reservoir ’ didefinisikan sebagai proses pemanfaatan model buatan yang dibuat untuk

mewakili

karakteristik

reservoir,

dengan

tujuan

untuk

mempelajari, mengetahui ataupun memperkirakan kelakuan dan kinerja aliran fluida pada reservoir tersebut. Terdapat beberapa macam metode yang dapat digunakan dalam pembuatan ‘tiruan sistem’ tersebut, yang biasa disebut sebagai ‘model’. Jenis model yang dapat digunakan pada simulasi antara lain adalah : 

Model Analog



Model Fisik



Model Matematik

Jenis model yang akan dibahas disini adalah model matematik, yang sering disebut sebagai ‘simulasi numerik’. Simulasi numerik merupakan

sekumpulan

persamaan

matematik

yang

disusun

berdasarkan pada prinsip kesetimbangan materi (material balance), sesuai dengan sifat-sifat heterogenitas reservoir dan arah aliran fluida pada sistem tersebut. Metode ini mempunyai fleksibilitas yang tinggi, karena dapat dijalankan pada berbagai kondisi dan konfigurasi yang diinginkan, sesuai dengan tujuan yang ingin dicapai.

Tujuan Simulasi Simulasi reservoir merupakan salah satu metode yang mempunyai peran penting dalam proses pengelolaan reservoir, baik itu dalam peramalan kinerja maupun dalam evaluasi serta perencanaan program optimasi. Hasil dari simulasi, dengan didukung data yang Bab Bab 1 Pend Pendah ahul ulua uan n

1-1

akurat, diharapkan dapat menghasilkan gambaran yang jelas dan mewakili kenyataan mengenai kinerja reservoir. Secara umum simulasi reservoir digunakan sebagai acuan dalam perencanaan manajemen reservoir, reservoir, antara antara lain sebagai sebagai berikut : 

Memperkirakan kinerja reservoir pada berbagai tahapan dan metode produksi yang diterapkan





sembur alam (primary recovery)



pressure maintenance



reservoir energy maintenance (secondary recovery)



enhanced oil recovery (EOR)

Mempelajari pengaruh laju alir terhadap perolehan minyak dengan menentukan laju alir maksimum (maximum efficient rate, MER)



Menentukan jumlah dan lokasi sumur untuk mendapatkan perolehan minyak yang optimum.



Menentukan

pola

sumur

injeksi

dan

produksi

untuk

mengoptimalkan pola penyapuan. 

Memperhitungkan adanya indikasi coning dalam menentukan interval komplesi yang optimum serta pemilihan jenis sumur, vertikal atau horizontal.



Menganalisa akuifer dan proses pergerakan air pada proses pendorongan.

Jenis Simulasi Secara garis besar, jenis jenis simulasi dibedakan dibedakan menjadi menjadi 3, yaitu yaitu : 

Black Oil Simulation

Simulasi reservoir jenis ini digunakan untuk kondisi isothermal, aliran simultan dari minyak,gas, dan air yang berhubungan dengan viscositas, gaya gravitasi dan gaya kapiler. Istilah black oil digunakan untuk menunjukkan bahwa fasa hidrokarbon reservoir dipandang sebagai suatu jenis cairan homogen, dan tidak ditinjau dari komposisi kimianya. Komposisi fasa dianggap konstan walau kelarutan gas dalam minyak dan air ikut diperhitu diperhitungka ngkan. n. Hasil Hasil studi ini biasanya biasanya digunak digunakan an untuk studi studi injeksi air dan juga untuk peramalan. Bab Bab 1 Pend Pendah ahul ulua uan n

1-2



Thermal Simulation

Simulasi ini banyak digunakan untuk studi aliran fluida, perpindahan panas maupun reaksi kimia. Simulasi thermal banyak digunakan untuk studi injeksi uap panas dan pada proses perolehan minyak tahap lanjut (in situ combusion). 

Compositional Simulation

Simulasi reservoir ini digunakan untuk berbagai komposisi fasa hidrokarbon yang berubah terhadap tekanan. Biasanya simulasi ini digunakan untuk studi perilaku reservoir yang berisi volatile-oil dan gas condensate.

Tahapan Simulasi Tahap Tahapan-t an-taha ahapan pan pokok pokok dalam dalam pela pelaks ksana anaan an simu simula lasi, si, antara antara lai lain n adalah sebagai berikut : 

Penentuan Penentuan Tujuan Tujuan dan Priorita Prioritas s Simulasi Simulasi



Persiapan Data



Pemilihan dan Pembuatan Model



Validasi Data

 

Analisa Hasil Simulasi Simulasi Evaluasi dan Peramalan

TUJUAN KURSUS Tujuan dan sasaran yang ingin dicapai dalam penyelenggaraan kursus ini, ini, peserta peserta diharapkan diharapkan mampu untuk untuk : 

Memahami konsep dasar pemodelan reservoir dan cara kerja simulator



Merencanakan atau mendesain model reservoir



Membuat model reservoir dan melakukan simulasi untuk suatu lapangan



Bab Bab 1 Pend Pendah ahul ulua uan n

Menganalisa hasil simulasi dan membuat prediksi

1-3

SISTEMATIKA MATERI Secara sistematis, penyusunan modul ini dikategorikan menjadi lima bagian pokok yang terbagi dalam beberapa bab, sebagai berikut : 

BAB I PENDAHULUAN

Bagian ini memberi gambaran secara umum mengenai simulasi reservoir dan tujuan dari pelaksanaan kursus. 

BAB II TINJAUAN TEKNIK RESERVOIR

Memberikan penjelasan mengenai dasar teori teknik reservoir, yang meliputi jenis, karakteristik, heterogenitas, kondisi serta cadangan reservoir. 

BAB III KONSEP SIMULASI NUMERIK

Terdiri dari teori mengenai konsep diskretisasi dan formulasi persamaan numerik yang digunakan pada simulasi reservoir. 

BAB IV SIMULASI RESERVOIR

Menjelaskan

secara

mendetail

mengenai

tahapan-tahapan

pelaksanaan simulasi, mulai dari persiapan data ampai dengan analisa hasil simulasi. 

BAB V CONTOH KASUS

Memuat contoh pelaksanaan

simulasi,

baik

untuk

model

konseptual dan model aktual.

Bab 1 Pendahuluan

1-4

:: BAB 2 P E NG AN T AR T E KN I K Reservoir

R E SE R VO I R

merupakan

suatu

tempat

terakumulasinya

fluida

hidrokarbon (minyak dan atau gas) dan air di bawah permukaan tanah, yang mempunyai karakteristik tertentu seperti batuan dan fluida reservoir serta kondisi reservoir. Interaksi dari parameter tersebut akan berpengaruh terhadap jenis, jumlah, kemampuan alir dan kelakuan dari hidrokarbon yang terkandung dalam reservoir. Proses akumulasi minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir, yang terdiri dari 

Perangkap reservoir (reservoir trap),



Lapisan penutup (cap rock),



Batuan reservoir,



Kondisi reservoir,

Pengetahuan dan pemahaman yang baik tentang dasar-dasar Teknik Reservoir sangat diperlukan dalam pengelolaan industri perminyakan,

hal

ini

dapat

dijadikan

dasar

pijakan

dalam

penanganan reservoir tersebut pada umumnya serta perencanaan dan

pelaksanaan

simulasi

pada

khususnya

sesuai

dengan

karakteristik reservoir tersebut. Pada bagian ini akan dibahas pokok-pokok teknik reservoir yang meliputi 

jenis

reservoir

berdasarkan

perangkap

dan

mekanisme

pendorong 

karaktreristik reservoir yang mencakup karakteristik batuan dan fluida reservoir, heterogenitas reservoir dan kondisi reservoir



cadangan reservoir



konsep

pendesakan

minyak

yang

terdiri

dari

effisiensi

pendesakan dan penyapuan, serta injeksi berpola

Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir

2-1

JENIS RESERVOIR Kategori yang digunakan dalam mengklasifikasikan reservoir dalam hal ini adalah berdasarkan pada bentuk perangkap (trap mechanism) dan mekanisme pendorong (drive mechanism) reservoir. Reservoir terbentuk dari proses geologi yang terus berlangsung dalam kurun waktu yang sangat lama, sehinggga menyebabkan terjadinya berbagai macam jenis dan bentuk perangkap (trap mechanism) reservoir. Kompleksnya susunan campuran hidrokarbon ditambah

dengan

menyebabkan

berbagai

terjadinya

proses

berbagai

geologi macam

tersebut jenis

diatas

mekanisme

pendorong didalam reservoir.

Perangkap Reservoir Perangkap reservoir merupakan suatu unsur pembentuk reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan menyebabkan minyak dan/atau gas bumi berada dibagian teratas reservoir. Jenis reservoir berdasarkan bentuk perangkap reservoir dapat dibagi menjadi tiga, yaitu : 

perangkap struktur,



perangkap stratigrafi dan



perangkap kombinasi (struktur dan stratigrafi).

P e ra n gk a p S tr u kt u r Perangkap struktur merupakan suatu perangkap reservoir, dimana unsur-unsur perangkapnya membentuk lapisan penyekat dan lapisan reservoir sehingga menyebabkan terakumulasinya fluida reservoir. Pembentukan perangkan struktur disebabkan oleh gejala tektonik atau gejala struktur, yang terdiri dari pelipatan dan pematahan. Kedua gejala tektonik tersebut merupakan unsur utama dalam pembentukan perangkap struktur. Struktur Lipatan Perangkap yang disebabkan perlipatan merupakan perangkap utama. Unsur yang mempengaruhi perangkap ini adalah lapisan Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir

2-2

penyekat dan penutup yang berada diatasnya dan dibentuk sedemikian sehingga minyak tidak dapat lagi kemana-mana, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.1.

Gambar 2.1. Kategori Utama dari Jebakan Struktur Terdiri dari struktur lipatan (fold), struktur patahan (fault), struktur penerobosan (piercement), kombinasi lipatan-patahan, struktur ketidaksesuaian (subunconformities). Struktur sub-unconformity miring (sebelah kiri) diasanya dikeluarkan dari kategori perangkap struktural.

Evaluasi terhadap perangkap struktur yang terbentuk dari gejala tektonik lipatan pada umumnya difokuskan pada ada tidaknya cap rock (tutupan), yang merupakan batas maksimal wadah dapat diisi oleh fluida. Hal ini disebabkan karena suatu lipatan dapat saja terbentuk tanpa disertai terbentuknya suatu tutupan sehingga tidak dapat disebut suatu perangkap. Ada tidaknya tutupan tergantung pada faktor struktur dan posisinya ke dalam. Contohnya, pada permukaan didapatkan struktur tutupan tetapi makin ke dalam makin menghilang. Perangkap pelipatan selain dari adanya tutupan juga harus dievaluasi apakah tutupan tersebut terdapat pada lapisan reservoir. Struktur Patahan Gejala tektonik yang berupa patahan (sesar) dapat bertindak sebagai unsur penyekat dalam reservoir. Hal yang umum dievaluasi dalam Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir

2-3

struktur patahan adalah fungsional patahan tersebut, sebagai penyekat

atau

penyalur

fluida

reservoir.

Suatu

penelitian

menyebutkan bahwa persoalan tersebut tergantung dari parameter tekanan kapiler. Hal ini disebabkan karena secara teoritis, patahan dalam batuan yang basah air tergantung pada tekanan kapiler dari medium dalam

jalur patahan

tersebut. Harga tekanan

yang

disebabkan oleh pelampungan kolom fluida terhadap besarnya tekanan kapiler, menentukan sekali apakah patahan itu bertindak sebagai penyalur atau penyekat. Jika tekanan tersebut lebih besar daripada tekanan kapiler maka fluida masih dapat tersalurkan melalui patahan, tetapi jika lebih kecil maka patahan tersebut bertindak sebagai suatu penyekat. Hal yang harus terpenuhi dan mendukung terbentuknya perangkap struktur patahan adalah sebagai berikut :  Adanya kemiringan wilayah

Lapisan yang sejajar atau tidak miring tidak dapat membentuk perangkap karena walaupun fluida tersekat pada arah pematahan, tetapi pada arah lain tidak tersekat, kecuali jika ketiga arah lainnya tertutup oleh berbagai macam patahan.  Terdapat sedikitnya dua patahan yang berpotongan

Jika hanya terdapat suatu kemiringan wilayah dan suatu patahan di satu pihak, maka dalam suatu penampang kelihatannya sudah terjadi perangkap. Tetapi harus dipenuhi syarat juga bahwa perangkap atau penutup itu terjadi dalam tiga dimensi, maka dalam dimensi lainnya harus terjadi juga pematahan atau penutup kearah tersebut, seperti yang terdapat pada Gambar 2.2.  Terdapat pelengkungan lapisan atau suatu pelipatan

Patahan dalam hal ini merupakan penyekat ke suatu arah sedangkan pada arah lainnya tertutup oleh adanya pelengkungan dari perlapisan ataupun bagian dari perlipatan, seperti yang terdapat pada Gambar 2.3.


2-4

Gambar 2.2. Jenis Jebakan yang Didominasi Patahan Diselingi Interval Seal

Gambar 2.3. Kombinasi Jebakan Lipatan dan Patahan

Perangkap Stratigrafi Prinsip dari perangkap stratigrafi adalah terjebaknya migrasi fluida, dimana aliran fluida tersebut terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir. Hal ini disebabkan karena terjadinya perubahan fasies batuan reservoir menjadi batuan lain yang berlawanan atau berbeda lithologi dan karakteristiknya.


2-5

Beberapa unsur utama perangkap stratigrafi ialah :  Adanya perubahan sifat lithologi dengan beberapa sifat reservoir,

ke satu atau beberapa arah sehingga merupakan penghalang permeabilitas.  Adanya

lapisan penutup/penyekat yang menghimpit lapisan

reservoir tersebut ke arah atas atau ke pinggir.  Keadaan

sehingga

struktur lapisan reservoir yang sedemikian rupa dapat

menghentikan migrasi

minyak.

Kedudukan

struktur ini akan melokalisasi posisi tertinggi dari daerah potensial rendah dalam lapisan reservoir yang telah tertutup dari arah atas dan pinggir. Kedudukan struktur ini dapat disebabkan oleh kedudukan pengendapan atau juga karena kemiringan wilayah. Proses stratigrafi

yang menyebabkan terjadinya perubahan sifat

lithologi reservoir adalah sebagai berikut :  Pembajian, dimana lapisan reservoir yang dihimpit di antara

lapisan penyekat menipis dan menghilang, seperti yang terdapat pada Gambar 2.4.  Penyerpihan, dimana ketebalan tetap, akan tetapi sifat litologi

berubah, seperti yang terdapat pada Gambar 2.5.  Persentuhan dengan bidang erosi, seperti yang terdapat pada

Gambar 2.6. Perangkap stratigrafi terbentuk karena letak posisi struktur tubuh batuan sedemikian sehingga batas lateral tubuh tersebut merupakan penghalang permeabilitas ke arah atas atau ke pinggir. Jika tubuh batuan reservoir itu kecil dan sangat terbatas, maka posisi struktur tidak begitu penting, karena seluruhnya atau sebagian besar dari tubuh tersebut merupakan perangkap. Posisi struktur hanya menyesuaikan letak hidrokarbon pada bagian tubuh reservoir. Jika tubuh reservoir memanjang atau meluas, maka posisi struktur sangat penting. Perangkap tidak akan terjadi jika tubuh reservoir berada dalam keadaan horisontal. Jika bagian tengah tubuh terlipat, maka perangkap yang terjadi adalah perangkap struktur (antiklin).


2-6

Gambar 2.4. Jebakan Stratigrafi Depositional Lateral deposition change, merupakan jebakan yang dibentuk oleh perubahan lateral pada batuan sedimen selama pengendapan, yang terdiri dari : ○ Facies change, dimana penjajaran dari reservoir dan seal yang disebabkan oleh perubahan fasies arah lateral. ○ Depositional pinchout, dimana terdapat penghentian reservoir akibat unit batuan porous dan permeabel mengalami depositional pinchout. ○ Buried depositional relief, merupakan jebakan yang terbentuk oleh penguburan pengendapan relief. Pada masing-masing contoh, proses pengendapan membentuk suatu bentuk jebakan yang potensial

Gambar 2.5. Jebakan Stratigrafi Sekunder Diagenesa a. Jebakan yang terbentuk oleh postdepositional updip porosity occlusion b. Jebakan yang terbentuk oleh postdepositional porosity and permeability enhancement


2-7

Gambar 2.6. Jebakan Stratigrafi yang Berasosiasi dengan Unconformities

Perangkap kombinasi (struktur dan stratigrafi). Pada umumnya perangkap yang terbentuk dalam suatu reservoir merupakan kombinasi antara perangkap struktur dan perangkap stratigrafi, dimana setiap unsur struktur merupakan faktor bersama dalam membatasi aliran fluida reservoir. Beberapa

kombinasi

antara

struktur

perangkap

dan

struktur

stratigrafi adalah sebagai berikut :  Kombinasi antara lipatan dengan pembajian

Kombinasi struktur lipatan dengan pembajian terjadi karena salah satu pihak, pasir menghilang dan di lain pihak hidung antiklin menutup arah lainnya, seperti yang terlihat pada Gambar 2.7.  Kombinasi antara patahan dan pembajian

Pembajian yang berkombinasi dengan patahan jauh lebih biasa daripada pembajian yang berdiri sendiri. Kombinasi ini dapat terjadi karena terdapat suatu kemiringan wilayah yang membatasi bergeraknya ke suatu arah dan diarah lain ditahan oleh adanya suatu patahan dan pada arah lainnya lagi ditahan oleh pembajian, seperti yang terlihat pada Gambar 2.7. Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir

2-8

Gambar 4.7. Jebakan Kombinasi a.

Interseksi patahan dengan bagian ujung pengendapan yang porous dan permeabel b. Perlipatan suatu bagian reservoir updip depositional pinchout

Mekanisme Pendorong Mekanisme pendorong adalah tenaga yang dimiliki oleh reservoir secara alamiah yang digunakan untuk mendorong minyak selama proses produksi berlangsung. Proses pendorongan terjadi apabila energi produksinya lebih besar dari seluruh energi yang hilang selama aliran fluida reservoir menuju lubang bor. Hal tersebut dapat terjadi disebabkan oleh adanya satu atau kombinasi dari beberapa tenaga pendorong yang ada. Secara

garis

besar,

jenis

reservoir

berdasarkan

mekanisme

pendorongnya dapat dikelompokkan menjadi tiga jenis, yaitu : 

Mekanisme pendorong air (water drive),



Mekanisme pendorong gas (gas drive),



Mekanisme pendorong kombinasi air dan gas (combination drive).

Reservoir Water Drive Reservoir water drive adalah reservoir yang mempunyai tenaga pendorong yang berasal dari air yang terperangkap bersama-sama dengan

minyak

pada

batuan

reservoir.

Berdasarkan

pada

terbentuknya batuan reservoir water drive, maka air merupakan fluida pertama yang menempati pori-pori reservoir. Tetapi dengan Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir

2-9

adanya migrasi minyak bumi maka air yang berada disana tersingkir dan digantikan oleh minyak, minyak, dan karena volume volume minyak minyak ini terbatas, terbatas, maka bila dibandingkan dengan volume air yang merupakan fluida pendesaknya akan jauh lebih kecil, seperti yang terlihat pada Gamb Gambar ar 2.8 2.8.

Gambar 2.8. Water Drive Reservoir

Apabila suatu reservoir water drive diproduksikan, maka akan terjadi penurunan tekanan reservoir, sehingga air dari dalam aquifer akan merembes ke dalam reservoir. Air yang merembes masuk ke dalam reservoir

tersebut

mendesak

minyak

keluar

pori-pori

batuan

reservoir.

Gambar 2.9. Karakteri Karakteristik stik Kelakuan Kelakuan Reservoir Reservoir Water Drive Drive

Karakteristik dari reservoir water drive, seperti yang terlihat pada adalah sebagai sebagai berik berikut ut : Gambar 2.9., 2.9., adalah 

Penurunan tekanan reservoir sangat lambat. Hal tersebut disebabkan oleh air yang masuk ke dalam reservoir akan menggantikan tempat yang ditinggalkan oleh minyak.



Harga Produktivity Indek relatif konstan. Hal ini disebabkan oleh karena penurunan tekanan reservoir sangat lambat selama produksi.

Bab 2 Tinjauan Teknik Teknik Reservoir Reservoir – Mekanisme Mekanisme Pendorong Pendorong Reservoir Reservoir

2-10



Harga GOR (gas oil ratio) ratio) relatif konstan. konstan. Hal ini disebabkan disebabkan oleh gas yang dibebaskan dari larutan minyak hanya sedikit dan produksi gas juga sedikit.



Selama proses produksi, jumlah saturasi air yang terproduksi akan terus meningkat.



Recovery Recovery faktor berkisar berkisar antara antara 35% 35% - 60%.

Ditinjau Ditinjau dari dari arah gerakan gerakan perembe perembesan san air, reserv reservoir oir water water drive dibeda dibedakan kan menj menjadi adi dua jeni jenis, s, yaitu yaitu : 

Bottom Bottom Water Drive Drive dan



Edge Water Drive.

Reservoir Bottom Water Drive Air dari aquifer merembes masuk ke dalam reservoir secara vertikal dari atas ke bawah dan tidak sejajar dengan bidang perlapisan. Ketebalan lapisan reservoir lebih kecil jika dibandingkan dengan lapisan aquifer dan batas air minyak (Water Oil Contact) terletak pada bidang datar atau sedikit menyimpang dari bidang datar. Bentuk dari sistem aliran aliran air dari reservoir bottom water drive drive dapat dilihat pada Gambar 2.10. 2.10.

Gambar 2.10. Reservoir Bottom Water Drive a. skema model ideal ideal reservoir reservoir bottom water water drive b. siste sistem m aliran aliran air reservo reservoir ir botto bottom m water water drive drive


2-11

Reservoir Edge Water Drive Air dari aquifer merembes masuk ke dalam reservoir dengan arah sejajar bidang perlapisan. Ketebalan lapisan reservoir lebih besar dibandingkan dengan lapisan aquifer dan batas air minyak (Water Oil Contact) terletak pada bidang datar atau sedikit menyimpang dari bidang datar. Bentuk dan sistem aliran air dari reservoir edge water drive dapat dilihat pada Gamb Gambar ar 2.11 2.11..

Gambar 2.11. Reservoir Edge Water Drive a. skema model ideal reservoir edge water drive b. siste sistem m aliran aliran air reservo reservoir ir edge edge wate waterr drive drive

Reservoir Gas Drive Reservoir gas drive adalah reservoir yang mempunyai tenaga pendorong pendorong yang yang berasal berasal dari gas, baik baik itu yang yang terdapat terdapat pada pada tudung tudung reservoir, maupun yang terperangkap terperangkap bersama-sama bersama-sama dengan minyak pada batuan reservoir. Mekanisme pendorong reservoir pendorong gas dibedakan menjadi tiga macam, yaitu 

Gas cap drive,



Depletion gas drive dan



Segregation drive.


2-12

Gas Cap Drive Gas cap drive reservoir merupakan tenaga pendorong yang disebabkan oleh pengembangan gas di dalam gas cap akibat turunnya tekanan didalam reservoir. Pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir, biasanya fluida reservoir terdiri dari sebagian besar minyak ringan. Apabila tekanan reservoir berada di bawah tekanan jenuhnya, maka fraksi ringan akan membebaskan diri dari larutan dan membentuk fasa gas yang kemudian terakumulasi di bagian atas zone minyak. Pada

kondisi

terkompresi,

gas

cap

merupakan

mekanisme

pendorong minyak ke dalam lubang sumur. Adanya penurunan tekanan akibat diproduksikannya minyak, maka gas cap akan mengembang dan menekan zone minyak di bagian bawahnya, seperti yang terlihat pada Gambar 2.12.

Gambar 2.12. Reservoir Gas Cap Drive

Penurunan tekanan relatif lebih lambat jika dibandingkan dengan depletion drive. Hal ini tergantung pada besarnya ukuran tudung gas, apabila semakin besar tudung gasnya, maka penurunan tekanan akan semakin lambat. Hal ini akan sangat menguntungkan, karena akan menghambat terbebaskannya fraksi ringan dalam minyak untuk membebaskan diri. Efisiensi dari pendorong gas cap sangat besar dengan ultimate recovery 20% - 40%. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir menurun relatif lambat. GOR meningkat dengan berjalannya proses produksi, yang disebabkan karena pada tekanan tertentu gas dalam gas cap akan ikut terproduksi ke permukaan bersama dengan cairan, seperti yang terlihat pada Gambar 2.13. Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir

2-13

Gambar 2.13. Karakteristik Kelakuan Reservoir Gas Cap Drive

Depletion Gas Drive Pada reservoir depletion gas drive, tenaga pendorong berasal dari gas yang dibebaskan minyak dan pengembangannya sebagai akibat penurunan tekanan selama produksi. Penurunan tekanan ini mengakibatkan gas yang terlarut membebaskan diri membentuk gelembung-gelembung gas dan bersama minyak membentuk aliran dua fasa, seperti yang terlihat pada Gambar 2.14. Oleh karena itu, reservoir jenis ini juga disebut sebagai reservoir solution gas drive, dissolved gas drive atau internal gas drive.

Gambar 2.14. Reservoir Depletion Gas Drive

Reservoir solution gas drive dapat memproduksikan minyak karena pengembangan gas, dimana gas yang terbebaskan dari cairan tidak membentuk gas cap. Pada reservoir ini tidak ada perubahan volume reservoir dan perembesan air. Dengan demikian tekanan reservoir akan turun dengan cepat dengan berjalannya produksi. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor melalui pori-pori batuan. Pada awal produksi gas akan terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya, karena saturasi gas tersebut masih kecil (belum membentuk fasa yang kontinyu). Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir

2-14

Sedangkan setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak maka gas akam ikut terproduksi ke permukaan, seperti yang terlihat pada Gambar 2.15. Ultimate recovery biasanya berkisar antara 5%-30%. Reservoir jenis ini tidak memiliki tudung gas bebas awal (initial free gas cap = 0) dan tidak memiliki pendorong air yang aktif (active water drive = 0 ).

Gambar 2.15. Karakteristik Kelakuan Depletion Gas Drive

Segregation Drive Segregation merupakan energi pendorong minyak yang berasal dari kecenderungan gas, minyak dan air membuat suatu keadaan yang sesuai dengan massa jenisnya (karena gaya gravitasi), sehingga reservoir

ini

sering

disebut

sebagai

gravity

drainage

atau

gravitational segregation drive reservoir. Penurunan tekanan sebagai akibat produksi minyak menyebabkan terproduksinya gas bebas dari minyak dan akan mendorong minyak. Apabila pada awal produksinya, reservoir tidak mempunyai gas cap dan permeabilitas vertikalnya besar, maka dengan proses tersebut memungkinkan terjadinya gas expansion atau gravity drainage. Pada segergation drive, memungkinkan terjadinya counter flow antara gas bebas dan minyak, sebagai akibat dari pengaruh perbedaan densitas dari fasa gas dan fasa cair (minyak), dimana densitas gas lebih kecil dari densitas minyak. Besarnya

gravity

drainage

dipengaruhi

oleh

gravity

minyak,

permeabilitas zona produktif, dan juga dari kemiringan dari formasinya. Faktor-faktor kombinasi seperti misalnya, viskositas Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir

2-15

rendah, specific gravity rendah, mengalir pada atau sepanjang zona dengan permeabilitas tinggi dengan kemiringan lapisan cukup curam, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran dalam pergerakan minyak dalam struktur lapisannya, seperti yang terlihat pada Gambar 2.16.

Gambar 2.16. Reservoir Segregation Drive

Karakteristik segregation drive reservoir, seperti yang terlihat pada Gambar 2.17. adalah sebagai berikut : 

GOR dari sumur struktur bawah adalah rendah, karena gas bermigrasi ke struktur atas. GOR naik pada sumur-sumur struktur atas sebagai akibat dari migrasi gas yang keluar dari minyak ke struktur atas.



Terjadi gas cap sekunder di dalam reservoir (reservoir mula-mula undersaturated), mekanisme pendorong segregation belum bekerja sampai tekanan reservoir turun di bawah tekanan saturasinya.



Produksi air sedikit atau bahkan tidak ada.



Variabel penurunan tekanan tergantung dari jumlah konversi gas

Gambar 2.17. Karakteristik Kelakuan Segregation Drive Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir

2-16

Reservoir Combination Drive Pada suatu reservoir umumnya dijumpai dua atau lebih mekanisme pendorong yang bekerja bersama-sama secara simultan, disebut dengan combination drive reservoir. Kombinasi yang umum dijumpai adalah antara gas cap drive dengan water drive. Sehingga sifat-sifat reservoirnya jadi lebih kompleks jika dibandingkan dengan tenaga pendorong tunggal, seperti yang terlihat pada Gambar 2.18. Pada reservoir minyak jenis ini, maka gas yang terdapat pada gas cap akan mendesak kedalam formasi minyak, demikian pula dengan air yang berada pada bagian bawah dari reservoir tersebut. Pada saat produksi minyak tidak sempat berubah fasa menjadi gas sebab tekanan reservoir masih cukup tinggi karena dikontrol oleh tekanan gas dari atas dan air dari bawah. Dengan demikian peristiwa depletion untuk reservoir jenis ini dikatakan tidak ada, sehingga minyak yang masih tersisa di dalam reservoir semakin kecil karena recovery minyaknya tinggi dan effesiensi produksinya lebih tinggi.

Gambar 2.18. Reservoir Combination Drive

Karakteristik dari combination drive reservoir, seperti yang terlihat pada Gambar 2.19. adalah sebagai berikut : 

Penurunan tekanan relatif cukup cepat secara teratur.



Laju pengurasan air naik secara perlahan.



Apabila terdapat gas cap, maka pada sumur-sumur yang terletak dibagian atas reservoir akanmenghasilkan GOR yang cukup besar.



Faktor perolehan dari combination drive adalah lebih besar dibanding dengan solution gas drive tetapi lebih kecil jika dibandingkan dengan gas cap dan water drive.

Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir

2-17

Gambar 2.19. Karakteristik Kelakuan Combination Drive

Penentuan Mekanisme Pendorong Karakteristik mekanisme pendorong yang bekerja pada reservoir dapat ditentukan dengan menghitung index pendorong. Besarnya index

pendorong

pada

suatu

reservoir

ditentukan

dengan

menggunakan persamaan material balance. Penurunan persamaan material balance dab persamaan perhitungan drive index secara lengkap dapat dilihat pada Lampiran A.2. Persamaan penentuan

drive index untuk

water drive (WDI), gas cap

drive (GCI), solution gas drive (SGI) dan depletion drive index (DDI) adalah sebagai berikut : WDI =

GCI =

SGI =

DDI =

We



Wi

Wp B w



Np B o G Eg



Gi



G ps B g

Np B o N Eo



Gp



G ps



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

Np R s B g

Np B o N E fwo  G E fwg Np B o

...................................................... (2-1)

........................................... (2-3)

.............................................................. (2-4)

(We = kumulatif water influx, RB; W i = kumulatif water injeksi, STB; W p = kumulatif produksiair, STB; Bo = faktor volume formasi minyak, RB/STB; Bw = faktor volume formasi air, RB/STB; Np = kumulatif produksi minyak, STB, G = volume gas mula-mula, Mscf; Gi = kumulatif gas injeksi, Mscf; Gp = kumulatif produksi gas, Mscf; Efwg = ekspansi air dan gas bebas, RB/Mscf; Efwo = ekspansi air dan minyak, RB/STB; Eg = ekspansi gas, RB/Mscf; Eo = ekspansi minyak, RB/Mscf; Rs = kelarutan gas dalam minyak, Mscf/STB)

Tabel 2.1. menampilkan tabulasi contoh hasil perhitungan penentuan mekanisme pendorong suatu reservoir, sedangkan Gambar 2.20 adalah plot grafik dari data perhitungan drive index tersebut. Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir

2-18

Tabel 2.1. Hasil Perhitungan Drive Index Reservoir

Gambar 2.20. Grafik Penentuan Mekanisme Pendorong Reservoir

Grafik pada Gambar 2.20. menunjukkan bahwa pada awal produksi, depletion drive merupakan tenaga pendorong yang dominan, tetapi akan semakin menurun dengan bertambahnya waktu produksi. Sedangkan tenaga pendorong air akan semakin meningkat sesuai dengan bertambahnya waktu yang disebabkan oleh bertambahnya jumlah air yang masuk ke dalam reservoir. Pada tahun ke-12 WDI melebihi DDI dan akan mendominasi pada reservoir tersebut. Tenaga pendorong yang berasal dari pengembangan gas cap (GCI) dan SGI juga sangat kecil sehingga dapat diabaikan. Jadi tenaga pendorong dari reservoir tersebut adalah kombinasi antara depletion drive dan water drive. Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir

2-19

KARAKTERISTIK RESERVOIR Karakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi reservoir itu sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan. Ketiga faktor itulah yang akan kita bahas dalam mempelajari karakteristik reservoir. Selain itu, berhubungan dengan keberagaman karakteristik batuan reservoir, juga akan dibahas mengenai heterogenitas reservoir.

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 volkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai sifat fisik yang berbeda. Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 2.21.

Gambar 2.21. Diagram Komponen Penyusun Batuan

Pada dasarnya semua batuan dapat menjadi batuan reservoir apabila mempunyai porositas dan permeabilitas yang cukup, namun pada kenyataannya hanya batuan sedimen yang banyak dijumpai sebagai batuan reservoir, terutama reservoir minyak. Oleh karena itu Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-20

dalam

penilaian

batuan

reservoir

selanjutnya

akan

banyak

berhubungan dengan sifat-sifat fisik batuan sedimen, terutama yang bersifat porous dan permeable. Sifat-sifat fisik pokok dari batuan reservoir antara lain meliputi : 

Porositas



Permeabilitas



Saturasi fluida



Wettabilitas (derajat kebasahan)



Kompresibilitas

Selain itu, keberadaan fluida yang mengisi pori batuan akan menghasilkan karakteristik yang merupakan interaksi antara batuan dengan

fluida

yang

menempati

pori-pori

batuan

tersebut.

Karakteristik tersebut antara lain adalah : 

Permeabilitas relatif



Tekanan kapiler

Porositas Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume). Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas () dapat dinyatakan sebagai : =

Vb  Vs Vb

=

Vp Vb

..................................................................... (2-5)

(Vb = volume batuan total; Vs = volume padatan batuan total (volume grain); Vp = volume ruang pori-pori batuan)

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu: 

Porositas absolut Merupakan perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :  =

volume pori total bulk volume

 100% (2-6)

Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-21



Porositas efektif Merupakan perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.  =

volume pori yang berhubunga n bulk volume

 100%

........................... (2-7)

Gambar 2.22. menunjukkan perbandingan antara porositas efektif, non efektif dan porositas total dari suatu batuan. Untuk selanjutnya, porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.

Gambar 2.22. Skema Perbandingan Porositas Efektif dan Porositas Absolut Batuan

Faktor yang mempengaruhi harga porositas batuan antara lain adalah sebagai berikut : 

ukuran

butir

(semakin

baik

distribusinya,

semakin

baik

porositasnya), 

susunan butir (Gambar 2.23. menunjukkan bahwa susunan butir berbentuk kubus mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral),



kompaksi,



sementasi dan



lingkungan pengendapan.

Gambar 2.23. Pengaruh Susunan Butir terhadap Porositas Batuan Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-22

S um b er D a ta P or o s it a s Data porositas batuan reservoir dapat diperoleh dari beberapa sumber data, sebagai berikut :  Analisa core 

Data logging



Korelasi

Pengukuran Porositas Pengukuran porositas dilakukan dengan cara menentukan volume pori. Metodee yang dapat digunakan untuk menghitung volume pori adalah porosimeter Boyle dan desaturasi. 1. Porosimeter Boyle Pada Metode porosimeter Boyle (Boyle’s law porosimeter ), volume pori (Vp) ditentukan dengan mengukur volume butiran (Vs) dengan persamaan sebagai berikut : Vs  V1  V2 

P1 P2

....................................................... (2-7.a)

V1 3

3

(Vs = volume butiran, cm ; V1, V2 = volume sel 1 dan sel 2, cm ; P1, P2 = tekanan manometer pada kondisi I dan II, atm)

Setelah volume bulk batuan (Vb) diketahui, maka volume pori (V p) dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut: Vp = Vb  Vs

..................................................................... (2-7.b)

Untuk mendapatkan harga volume bulk (Vb) dapat dilakukan dengan : 1.

Mengukur dimensi sampel core untuk bentuk sampel batuan yang teratur.

2.

Menggunakan piknometer Hg terkalibrasi untuk sampel batuan yang tak beraturan.

Besarnya

porositas

( )

ditentukan

dengan

menggunakan

Persamaan (2-5) 2. Metode Desaturasi Dalam metode desaturasi, volume pori (V p) diukur secara gravimetri, yaitu dengan jalan menjenuhi core dengan fluida yang telah diketahui berat jenisnya. Kemudian core ditimbang, baik Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-23

dalam keadaan kering maupun dalam kondisi jenuh fluida. Volume pori (Vp) dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai berikut: Vp 

ws  wd  f

................................................................ (2-7.c)

(ws = berat sampel dalam keadaan jenuh fluida, gr; wd = berat sampel dalam keadaan kering, gr;  f = berat jenis fluida penjenuh pori, gr/cc)

Besarnya

porositas

()

ditentukan

dengan

menggunakan

Persamaan (2-5) Permeabilitas Permeabilitas

didefinisikan

sebagai

suatu

bilangan

yang

menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Definisi kwantitatif permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut : v= 

k 

x

dP dL

........................................................................ (2-8)

(v = kecepatan aliran, cm/sec;  = viskositas fluida yang mengalir, cp; dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm; k = permeabilitas media berpori).

Tanda negatip pada Persamaan 2-8 menunjukkan bahwa bila tekanan

bertambah

dalam

satu

arah,

maka

arah

alirannya

berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut. Asumsiasumsi yang digunakan dalam persamaan tersebut adalah: 

Alirannya mantap (steady state),



Fluida yang mengalir satu fasa,



Viskositas fluida yang mengalir konstan ,



Kondisi aliran isothermal, dan



Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.



Fluidanya incompressible.

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu : 

Permeabilitas absolut, yaitu dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya minyak atau gas saja.


2-24



Permeabilitas efektif , adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.



Permeabilitas

relatif ,

merupakan

perbandingan

antara

permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut. Dasar penentuan besaran permeabilitas adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy., seperti yang terlihat pada Gambar 2.24.

Gambar 2.24. Skema Percobaan Penentuan Permeabilitas

Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q. .L/A.(P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan (k), sesuai persamaan berikut : k=

Q..L

....................................................................... (2-9)

A . (P1  P2 )

(k = permeabilitas absolut, mD; Q = laju alir fluida yang keluar dari core, cc/dt; 2 A = luas penampang core, cm ; L = panjang core, cm; P1 = tekanan masuk core, atm; P2 = tekanan keluar dari core, atm)

Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah : k (darcy) =

Q (cm 3 / sec) .  (centipoise ) . L (cm) A (sq.cm) . (P1  P2 ) (atm)

..................... (2-10)

Dari Persamaan 2-9 dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran yaitu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida yang compressible dan incompressible. Pada kondisi nyata di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa, akan

tetapi

dua

atau

bahkan

tiga

fasa.

Oleh

karena

itu

dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-25

permeabilitas relatif yang merupakan karakteristik interaksi antara batuan dengan fluida yang menempati pori-pori batuan, hal ini akan dibahas pada bagian selanjutnya. Sumber Data Permeabilitas Data permeabilitas dapat diperoleh dari beberapa sumber data, sebagai berikut : 

Analisa Core



Analisa Uji Tekanan



Analisa Regresi antar Reservoir

Analisa regresi antara reservoir digunakan jika tidak tersedia data permeabilitas dari analisa core dan uji tekanan. Analisa ini dilakukan pada dua reservoir yang terletak dalam satu struktur geologi yang sama dan tersedia data dari salah satu reservoir. P e ng u ku r an P e rm e ab i li t as Pengukuran permeabilitas batuan dapat dilakukan dengan analisa core.

Hasil

dari

analisa

ini

akan

memberikan

pengukuran

permeabilitas absolut secara langsung dengan memberikan uji aliran pada sampel core. Fluida yang digunakan untuk pengujian biasanya gas atau udara yang dialirkan melalui core, dan tekanan masuk dan keluar dari sampel core diukur. Permeabilitas ditentukan dengan persamaan aliran fluida satu fasa sebagai berikut: K 

2 Q 2  L P2 A



P12

 P2

2



............................................................. (2-10.a)

(K = permeabilitas absolut, mD; Q2 = laju alir fluida keluar dari core, cc/dt)

Jika udara atau gas digunakan dalam pengujian, maka terjadi efek slip gas (efek Klinkenberg), akibat dari aliran turbulen, pada dinding pori-pori core. Efek slip gas menyebabkan harga permeabilitas terukur (kg) lebih besar daripada permeabilitas cairan (k L) yang sebenarnya. Besarnya permeabilitas cairan (kL) dihitung dengan persamaan sebagai berikut:


2-26

kL 

kg 1  b / Pm

................................................................... (2-10.b)

(kg = permeabilitas udara/gas, mD; kL = permeabilitas cairan, mD; b = konstanta Klinkenberg; Pm = tekanan rata-rata pengukuran, atm)

Harga konstanta klinkenberg (b), ditentukan dengan korelasi grafik pada Gambar 2.24a, sebagai berikut :

Gambar 2.24a. Korelasi Konstanta Klinkenberg dengan Permeabilitas

Saturasi fluida Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori. Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke seluruh bagian reservoir. Secara matematis, besarnya saturasi (S) untuk masing-masing fluida dituliskan dalam persamaan berikut : So = Sw = Sg =

volume pori yang diisi oleh min yak volume pori total volume pori yang diisi oleh air volume pori total volume pori yang diisi oleh gas volume pori total

...................................... (2-11)

........................................... (2-12) ......................................... (2-13)

(subscript o = minyak, g = gas dan w = air)

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan : Sg + So + Sw = 1

.................................................................. (2-14)


2-27

Sedangkan jika pori-pori batuan hanya terisi minyak dan air, maka : So + Sw = 1 ........................................................................... (2-15)

Faktor-faktor penting yang harus diperhatikan mengenai saturasi fluida antara lain adalah : 

Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatif akan mempunyai Sw yang tinggi dan S g yang relatip rendah, demikian juga untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya. Hal ini disebabkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing-masing fluida.



Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatip produksi minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.



Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume batuan adalah V, ruang pori-porinya adalah .V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah : So  V + Sg  V = (1 – Sw )  V ....................................

(2-16)

Sumber Data Saturasi Fluida Data saturasi fluida reservoir dapat diperoleh dari beberapa sumber data, sebagai berikut : 

Analisa core



Data logging



Data tekanan kapiler

Pengukuran Saturasi Fluida Pengukuran saturasi fluida dapat dilakukan dengan menggunakan metode Retort dan metode Distilasi. 1. Metode Retort Dalam metode retort, core yang dianalisa ditempatkan dalam peralatan retort dan dipanaskan pada temperatur 400 oF selama Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-28

satu jam. Fluida yang menguap dikondensasikan, minyak dan air yang

diperoleh

dipisahkan

dengan

centrifuge.

Temperatur

pengujian dinaikkan sampai 1200 oF supaya minyak berat dapat teruapkan

seluruhnya,

kemudian

hasil

kondensasi

dicatat

volumenya. Besarnya saturasi fluida ditentukan dengan persamaan sebagai berikut : Sw 

Vw Vp

dan S o 

Vo Vp

................................................ (2-16.a) 3

(Vw = volume air hasil kondensasi, cm ; Vo = volume minyak hasil 3 kondensasi, cm )

2. Metode Distilasi Dalam metode ini, core yang dianalisa ditimbang kemudian ditempatkan pada timble yang diketahui beratnya dan dimasukkan dalam labu yang berisi cairan toluena bertitik didih 112

o

C.

Pemanasan dilakukan untuk menguapkan air dan toluena, selanjutnya uap yang terjadi dikondensasikan dan cairan yang diperoleh dicatat volumenya. Pemanasan terus dilakukan sampai cairan yang terkumpul dalam water trap konstan. Kemudian core diambil, dikeringkan dan ditimbang. Tahapan perhitungan saturasi fluida adalah sebagai berikut: wt = wo  ww dan ww = Vw  w .................................... (2-16.b) Vo 

w o

wo  w w   wo  ww   ww dan Vw  o w

........... (2-16.c)

(wt = berat total yang hilang, gr; ww = berat air, gr; wo = berat minyak, gr)

Besarnya saturasi fluida dihitung dengan Persamaan (2-16.a) W et ta bi l it as ( De ra ja t K eb as ah an ) Wettabilitas merupakan sifat fluida, dimana fluida cenderung untuk menempel pada permukaan padatan. Pada bidang antar muka cairan dengan benda padat terjadi gaya tarik-menarik antara cairan dengan benda padat (gaya adhesi), yang merupakan faktor dari tegangan permukaan antara fluida dan batuan. Gambar 2.25. memperlihatkan sistem air minyak yang kontak dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar o. Sudut kontak Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-29

diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga antara 0o - 180o, yaitu antara air dengan padatan, sehingga tegangan adhesi (A T) dapat dinyatakan dengan persamaan : AT =  so -  sw = wo. cos  wo ................................................... (2.17) ( = tegangan antar muka, dyne/cm;  = sudut kontak; subscript o = minyak, w = air dan s = padatan).

Gambar 2.25. Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan

Suatu cairan dapat dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positip ( < 75o), yang berarti batuan bersifat water wet . Apabila sudut kontak antara cairan dengan benda padat antara 75 105, maka batuan tersebut bersifat intermediet . Apabila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatip ( > 105o), berarti batuan bersifat oil wet . Pada umumnya reservoir bersifat water wet , sehingga air cenderung untuk melekat pada permukaan batuan sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air. Jadi minyak tidak mempunyai gaya tarikmenarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir. Pada waktu reservoir mulai diproduksikan, dimana harga saturasi minyak cukup tinggi dan air hanya merupakan cincin-cincin yang melekat pada batuan formasi, butiran-butiran air tidak dapat bergerak atau bersifat immobile, dan saturasi air yang demikian disebut residual water saturation. Pada saat yang demikian minyak merupakan fasa yang kontinyu dan bersifat mobile. Setelah produksi mulai berjalan, minyak akan terus berkurang digantikan oleh air. Saturasi minyak akan semakin berkurang dan saturasi air akan terus bertambah, sampai pada saat tertentu saturasi air akan menjadi fasa kontinyu, dan minyak merupakan Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-30

cincin-cincin. Pada saat ini, air bersifat mobile dan akan bergerak bersama-sama minyak. Gambaran tentang water wet dan oil wet ditunjukkan pada Gambar 2.26., yaitu pembasahan fluida dalam pori-pori

batuan.

Fluida

yang

membasahi

akan

cenderung

menempati pori-pori batuan yang lebih kecil, sedangkan fluida tidak membasahi cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih besar.

Gambar 2.26. Pembasahan Fluida dalam Pori-pori Batuan

Harga wetabilitas dan sudut kontak nyata ditentukan berdasarkan karakteristik pembasahan, yang merupakan fungsi dari threshold pressure (PT), sesuai dengan persamaan berikut : Wettabilitiy Number =

cos  wo PTwo  oa cos  oa PToa  wo

PTwo  oa Contact Angle = cos  wo  PToa  wo

................................ (2.18) ................................. (2.19)

(PTwo = tekanan threshold inti batuan terhadap minyak pada waktu batuan berisi air; PToa = tekanan threshold inti batuan terhadap udara pada waktu batuan berisi minyak).

Harga tekanan threshold, yang merupakan fungsi dari permeabilitas ditentukan berdasarkan Gambar 2.27.

Gambar 2.27. Tekanan Threshold sebagai fungsi dari Permeabilitas dan Wetabilitas Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-31

Kompressibilitas Pada formasi batuan kedalaman tertentu terdapat dua gaya yang bekerja padanya, yaitu gaya akibat beban batuan diatasnya (overburden) dan gaya yang timbul akibat

adanya fluida yang

terkandung dalam pori-pori batuan tersebut. Pada keadaan statik, kedua gaya berada dalam keadaan setimbang. Bila tekanan reservoir berkurang akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya ini terganggu, akibatnya terjadi penyesuaian dalam bentuk volume pori-pori. Menurut Geerstma (1957), mengemukakan tiga konsep mengenai kompressibilitas batuan, yaitu : 

Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.



Kompressibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan.



Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Batuan pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, antara lain : 

Tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan



Tekanan-luar (external stress) yang disebabkan oleh berat batuan yang ada diatasnya (overburden pressure).

Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan-dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan akan mengalami perubahan pula. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada butir-butir batuan, pori-pori dan volume total (bulk) batuan reservoir. Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang serupa apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya. Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cr atau : C r 

1 Vr

.

dVr dP

...................................................................... (2-20)


2-32

Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cp atau : Cp 

1 Vp

.

dVp dP

*

...................................................................... (2-21)

(Vr = volume grains; Vp = volume pori-pori batuan; P = tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan; P* = tekanan overburden).

Hall (1953) memeriksa kompresibilitas pori, Cp, pada tekanan overburden yang konstan, yang kemudian disebut kompresibilitas batuan efektif dan dihubungkan dengan porositas, seperti terlihat pada

Gambar

2.28,

dimana

pada

beberapa

jenis

batuan,

kompresibilitas akan cenderung turun dengan naiknya porositas.

Gambar 2.28. Kurva Kompressibilitas Efektif Batuan

Terjadinya kompresibilitas batuan total maupun efektif karena dua faktor

yang

terpisah.

Kompressibilitas

total

terbentuk

dari

pengembangan butir - butir batuan sebagai akibat menurunnya tekanan fluida yang mengelilinginya. Sedangkan kompressibilitas effektif terjadi karena kompaksi batuan dimana fluida reservoir menjadi kurang efektif menahan beban di atasnya (overburden). Kedua faktor ini cenderung akan memperkecil porositas. Permeabilitas Efektif dan Relatif Seperti yang telah disebutkan diatas, pada kondisi nyata jarang sekali terjadi aliran satu fasa di reservoir, akan tetapi dua atau bahkan tiga fasa. Oleh karena itu dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif yang Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir

2-33

merupakan karakteristik interaksi antara batuan dengan fluida yang menempati pori-pori batuan. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai k o, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Besarnya harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air dinyatakan dengan persamaan : ko =

Qo . o . L A . (P1  P2 )

.................................................................... (2-22)

kw =

Qw . w . L A . (P1  P2 )

................................................................... (2-23)

Sedangkan permeabilitas relatif (kr ) untuk masing-masing fluida reservoir dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut : k ro 

ko k

,

k rg 

kg k

,

k rw 

kw k

.

............................... (2-24)

Plot harga kr o dan kr w terhadap So dan Sw akan menghasilkan hubungan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.29

Gambar 2.29. Kurva Permeabilitas Relatif untuk Sistem Minyak dan Air

Ada tiga hal penting untuk kurva permeabilitas relatif sistem minyakair, yaitu : 

kro akan turun dengan cepat jika S w bertambah dari nol, demikian juga krw akan turun dengan cepat jika S w berkurang dari satu, sehingga dapat dikatakan untuk S o yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak karena harga kro-nya kecil, demikian pula untuk air.


2-34



kro akan turun menjadi nol, dimana masih ada saturasi minyak dalam batuan (titik C) atau disebut residual oil saturation (Sor ), demikian juga untuk air yaitu water connate saturation (Swc).



Harga kro dan krw berkisar antara 0 sampai 1, sehingga diperoleh persamaan : k ro  k rw  1

................................................................... (2-25)

Tekanan Kapiler Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau

cairan-gas)

sebagai

akibat

dari

terjadinya

pertemuan

permukaan yang memisahkan kedua fluida tersebut. Besarnya tekanan kapiler dipengaruhi oleh tegangan permukaan, sudut kontak antara minyak–air–zat padat dan jari-jari kelengkungan pori. Pengaruh tekanan kapiler dalam sistem reservoir antara lain adalah : 1. Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir. Gambar 2.30, menunjukkan kurva distribusi fluida yang merupakan hubungan antara saturasi fluida dengan tekanan kapiler pada beberapa permeabilitas batuan. 2. Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui pori-pori secara vertikal.

Gambar 2.30. Kurva Distribusi Fluida pada berbagai harga Permeabilitas


2-35

Gambar 2.31. Tekanan dalam Pipa Kapiler

Berdasarkan pada Gambar 2.31, sebuah pipa kapiler dalam suatu bejana terlihat bahwa air naik ke atas di dalam pipa akibat gaya adhesi antara air dan dinding pipa yang arah resultannya ke atas. Gaya-gaya yang bekerja pada sistem tersebut adalah : 

Besar gaya tarik keatas adalah 2  rAT, dimana r adalah jari-jari pipa kapiler.



Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah r 2hg(w-o).

Pada kesetimbangan yang tercapai kemudian, gaya ke atas akan sama dengan gaya ke bawah yang menahannya yaitu gaya berat cairan. Secara matematis dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut : 2  r A T 

 r 2 h g ( w   o )

......................................... (2-26)

atau : h



2 A T r ( w   o ) g

............................................................. (2-27)

(h = ketinggian cairan di dalam pipa kapiler, cm; r = jari-jari pipa kapiler, cm;  = 2 massa jenis, gr/cc; g = percepatan gravitasi, cm/dt ).

Dengan memperlihatkan permukaan fasa minyak dan air dalam pipa kapiler maka akan terdapat perbedaan tekanan yang dikenal dengan tekanan kapiler (Pc). Besarnya Pc sama dengan selisih antara tekanan fasa air dengan tekanan fasa minyak, sehingga diperoleh persamaan sebagai berikut : Pc = Po – Pw = (o -  w) g h ............................................... (2-28)

Tekanan kapiler dinyatakan berdasarkan sudut kontak dalam hubungan sebagai berikut : Pc 

2  cos  r

..................................................................... (2-29)

( = sudut kontak permukaan minyak-air).


2-36

Menurut Plateau, tekanan kapiler merupakan fungsi tegangan antar muka dan jari-jari lengkungan bidang antar muka, seperti yang terlihat pada Gambar 2.32, dan dinyatakan dengan persamaan : Pc

 1 1   .................................................................. (2-30)     R R 2   1

(R1 dan R2 = jari-jari kelengkungan konvek dan konkaf, inch)

Gambar 2.32. Distribusi dan Pengukuran Radius Kontak antara Fluida Pembasah dengan Padatan

Penentuan harga R1 dan R2, dilakukan dengan perhitungan jari-jari kelengkungan rata-rata (Rm), yang didapatkan dari perbandingan Persamaan 2-29 dengan Persamaan 2.30. Dari perbandingan tersebut didapatkan persamaan perhitungan jari-jari kelengkungan rata-rata sebagai berikut : 1 Rm

 1 1    2 cos    g h .................................... (2-31)     r t  R1 R 2 

Fluida Reservoir Fluida reservoir yang terdapat dalam ruang pori-pori batuan reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang sangat kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifat-sifat dari fluida hidrokarbon perlu dipelajari untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain-lain. Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon sendiri terdiri dari fasa cair (minyak bumi) maupun fasa gas, yang tergantung pada kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir

yang

ditempati.

Perubahan

kondisi

reservoir

akan

mengakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik fluida reservoir. Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir

2-37

K ar ak te ri st ik F is ik M in ya k 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. Karakteristik fisik minyak yang akan dibahas meliputi : 

Densitas,



Viskositas,



Faktor volume formasi dan



Kompressibilitas

Densitas Minyak Densitas didefinisikan sebagai perbandingan berat masa suatu substansi dengan volume dari unit tersebut, sehingga densitas minyak (o) merupakan perbandingan antara berat minyak (lb) terhadap volume minyak (cuft). Perbandingan tersebut hanya berlaku untuk pengukuran densitas di permukaan (laboratorium), dimana kondisinya sudah berbeda dengan kondisi reservoir sehingga akurasi pengukuran yang dihasilkan tidak tepat. Metode lain dalam pengukuran densitas adalah dengan memperkirakan densitas berdasarkan

pada

komposisi

minyaknya.

Persamaan

yang

digunakan adalah :

 oSC 



 Xi Mi  Xi

Mi

 oSCi 

........................................................ (2-32) o

(oSC = densitas minyak (14,7 psia; 60 F); oSCi = densitas komponen minyak o ke-i (14,7 psia; 60 F); Xi = fraksi mol komponen minyak ke-i; Mi = berat mol komponen minyak ke-i).

Densitas minyak biasanya dinyatakan dalam specific gravity minyak (o), yang didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air, yang secara matematis, dituliskan :

o 

o w

................................................................................. (2-33)

Industri perminyakan seringkali menyatakan specific gravity minyak dalam satuan o API, yang dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut : o

API =

141,5

o

 131,5

.............................................................. (2-34)

Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir

2-38

Harga-harga API untuk beberapa jenis minyak :

 30  API



minyak ringan,



minyak sedang, berkisar antara 20 – 30  API



minyak berat, berkisar antara 10 – 20  API

Viskositas Minyak Viskositas

minyak (o) didefinisikan sebagai ukuran ketahanan

minyak terhadap aliran, atau dengan kata lain viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir, dengan satuan centi poise (cp) atau gr/100 detik/1 cm. 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 2.33.

Gambar 2.33. Hubungan Viskositas terhadap Tekanan

Gambar 2.33 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 Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir

2-39

menaikkan viskositas minyak, karena pada kondisi tersebut terjadi pembebasan gas dari larutan minyak. Secara matematis, besarnya viskositas () dapat dinyatakan dengan persamaan :

 

F

x

y ........................................................................... (2-35) v

A (F = shear stress; A = luas bidang paralel terhadap aliran;

y / v =

gradient

kecepatan).

Faktor Volume Formasi Minyak Faktor volume formasi minyak (B o) didefinisikan sebagai volume minyak dalam barrel pada kondisi standar yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain sebagai perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psi, 60  F), dengan satuan bbl/stb. Perhitungan Bo secara empiris dinyatakan dengan persamaan : Bo = 0.972 + (0.000147 . F 1.175) ............................................ (2-36) F

  g   R s .   1.25 T   o 

.......................................................... (2-37)

(Rs = kelarutan gas dalam minyak, scf/stb;  = specific gravity, lb/cuft; T= o temperatur, F).

Perubahan Bo terhadap tekanan untuk minyak mentah jenuh ditunjukkan oleh Gambar 2.34. Tekanan reservoir awal adalah P i dan harga awal faktor volume formasi adalah B oi. Dengan turunnya tekanan reservoir dibawah tekanan buble point, maka gas akan keluar dan Bo akan turun.

Gambar 2.34. Kurva Faktor Volume Formasi Minyak terhadap Tekanan Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir

2-40

Terdapat dua hal penting dari Gambar 2.34. diatas, yaitu : 

Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas P b, maka Bo akan naik dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai P b, sehingga volume sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan minyak.



Setelah Pb dicapai, maka harga B o akan turun dengan berkurangnya tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan.

Kompressibilitas Minyak Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut: Co

 

 V  ...................................................................... (2-38)   V  P  1

Persamaan 3-29 dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu : Co



 B oi ..................................................................... (2-39) B oi Pi  Pb  B ob

(Bo = faktor volume formasi minyak; P = tekanan reservoir; subscript i = reservoir, b = bubble point).

K a ra k te r is t ik F i si k G as Sifat fisik gas yang akan dibahas antara lain adalah : 

Densitas,



Viskositas,



Faktor volume formasi



Kompresibilitas.

Densitas Gas Densitas atau berat jenis gas didefinisikan sebagai perbandingan antara rapatan gas tersebut dengan rapatan suatu gas standar. Kedua rapatan diukur pada tekanan dan temperatur yang sama. Biasanya yang digunakan sebagai gas standar adalah udara kering. Secara matematis berat jenis gas dirumuskan sebagai berikut : BJ gas



o u

............................................................................ (2-40)


2-41

Definisi matematis dari rapatan gas ( g) adalah MP / RT, dimana M adalah berat molekul gas, P adalah tekanan, R adalah konstanta dan T adalah temperatur, sehingga bila gas dan udara dianggap sebagai gas ideal, maka BJ gas dapat dituliskan dengan persamaan sebagai berikut : BJ gas

=

Mg . P R . T Mu . P R . T

=

Mg 28,97

............................................ (2-41)

Apabila gas merupakan gas campuran, maka berat jenis dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut ini : BJ gas



BM tampak

gas

28,97

....................................................... (2-42)

Viscositas Gas Viscositas

merupakan

ukuran

tahanan

gas

terhadap

aliran.

Viscositas gas hidrokarbon umumnya lebih rendah daripada viscositas gas non hidrokarbon. Bila komposisi campuran gas alam diketahui, maka viscositasnya dapat diketahui dengan menggunakan persamaan :

 gi Yi Mi 0,5  g   Yi Mi 0,5

............................................................. (2-43)

(g = viscositas gas campuran pada tekanan atmosfer; gi = viscositas gas murni; Yi = fraksi molekul gas murni; Mi = berat molekul gas murni).

Faktor Volume Formasi Gas Faktor volume formasi gas (B g) didefinisikan sebagai besarnya perbandingan volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir dengan volume gas pada kondisi standar (60  F, 14,7 psia). Pada faktor volume formasi ini berlaku hukum Boyle - Gay Lussac . Bila satu standar cubic feet ditempatkan dalam reservoir dengan tekanan Pr dan temperatur Tr , maka rumus - rumus gas dapat digunakan untuk mendapatkan hubungan antara kedua keadaan dari gas tersebut, yaitu : P1 V1 Z r Tr



Pr Vr Z r Tr

....................................................................


(2-44)

2-42

Untuk harga P1 dan T1 dalam keadaan standar, maka diperoleh : Vr

 0.0283

Z r Tr Pr

............. ......... ......... ......... .............. ............. ......... .......... ......... ...... (2-45) (2-45) cuft .........

Untuk keadaan standar, maka Vr (cuft) harus dibagi dengan 1 scf untuk mendapatkan volume standar. Jadi faktor volume formasi gas (Bg) adalah : Bg

 0.0283

Z r Tr Pr

.............. ......... ......... .......... ............. ............. .......... ....... (2-46) (2-46) cuft / scf .........

Dalam satuan bbl / scf, besarnya B g adalah : Bg

 0.00504

Z r Tr Pr

bbl / scf ......... .............. ......... ......... .......... ............. ............. .......... ....... (2-47) (2-47)

Kompresibilitas Gas Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang yang

dise diseba babk bkan an

oleh oleh

adan adanya ya

peru peruba baha han n

tek tekan anan an

yang yang

mempengaruhinya. mempengaruhinya. Kompresibilitas gas didapat dengan persamaan : Cg



C pr Ppc

......... .............. ......... ......... ......... ............. .............. ......... ......... .......... ......... ............. .............. ....... .. (2-48) (2-48) -1

(Cg = kompresibili kompresibilitas tas gas, gas, psi psi ; Cpr = pseudo pseudo reduced reduced kompres kompresibi ibililitas tas;; Cpc = pseudo critical pressure, psi).

Sifat Fisik Air Formasi Sifat Sifat fisik minyak minyak yang akan dibahas dibahas adalah adalah : 

Densitas



Viskositas



Kelarutan gas dalam air formasi



Kompressibilitas Kompressibilitas air formasi



Faktor volume air formasi

Densitas Air Formasi Densitas air formasi dinyatakan dalam massa per volume, specific volume volume yang dinyatakan dinyatakan dalam dalam volume volume per per satuan satuan massa dan specific gravity, yaitu densitas air formasi pada suatu kondisi tertentu yaitu pada tekanan 14,7 psi dan temperatur 60  F. Beberapa satuan yang umum digunakan untuk menyatakan sifatsifat air murni pada kondisi standard adalah sebagai berikut : 0,999010 gr/cc ; 8,334 lb/gal; 62,34 lb/cuft; 350 lb/bbl (US); 0,01604 Bab 2 Tinjauan Tinjauan Teknik Teknik Reservoi Reservoirr – Karakteris Karakteristik tik Fluida Fluida Reservoir Reservoir

2-43

cuft/lb. Dari besaran-besaran satuan tersebut dapat dibuat suatu hubungan sebagai berikut :

w

w =

62,34

1

=

= 0,01604  w =

0,01604

.... ....... ....... (2-4 (2-49 9)

62,34 v w vw ( = specific gravity;  = densitas densitas,, lb/c lb/cuft uft;; v = specifi specific c volu volume, me, cuft/l cuft/lb). b).

Untuk melakukan pengamatan terhadap densitas air formasi dapat dihubungka dihubungkan n dengan dengan densita densitas s air murni murni dengan dengan persama persamaan an : vw v wb



 wb B w w

......... .............. ......... ......... .......... ............. ............. .......... ......... ......... ......... ............. ........... (2-50) (2-50)

Dengan demikian jika densitas air formasi pada kondisi dasar (standard) dan faktor volume formasi ada harganya (dari pengukuran langsung), maka densitas air formasi dapat ditentukan. Faktor yang sangat mempengaruhi densitas air formasi adalah adalah kadar garam dan temperatur reservoir. Viskositas Air Formasi Besarnya

viskositas

air

formasi

(w)

tergantung

pada

tekanan,temperatur dan salinitas yang dikandung air formasi tersebut. Gambar 2.35. menunjukkan viskositas air formasi sebagai fungsi temperatur. Viskositas air murni pada tekanan atmosfir dan pada tekanan 7100 psia serta viskositas air pada kadar garam 6% pada tekanan atmosfir.

Gambar 2.35. Viskositas Air pada Tekanan dan Temperatur Reservoir Reservoir Bab 2 Tinjauan Tinjauan Teknik Teknik Reservoi Reservoirr – Karakteris Karakteristik tik Fluida Fluida Reservoir Reservoir

2-44

Pada Gambar 2.35. diatas, terlihat bahwa pengaruh salinitas di atas 6000 ppm dan tekanan di atas 7000 psi mempunyai pengaruh yang kecil pada viskositas air formasi, yaitu hanya mencapai 0,5 cp meskipun temperatur dinaikkan. Pada temperatur dan tekanan yang tetap, dengan naiknya salinitas maka akan menaikkan viskositas air. Kelarutan Gas dalam Air Formasi Kelaru Kelarutan tan gas dalam dalam air formasi formasi merupa merupakan kan fungs fungsii dari dari tekana tekanan n dan dan temperatu temperatur. r. Peneliti Penelitian an dengan dengan menggunak menggunakan an gas denga dengan n berat jenis jenis 0,655 dan mengukur kelarutan gas ini dalam air murni serta dua contoh air asin, menunjukkan menunjukkan kelarutan gas dalam dalam air murni sesuai sesuai dengan dengan temper temperatu atur, r, sepert sepertii yang yang terli terlihat hat pada pada Gambar 2.36. Beberapa pernyataan yang bersifat umum tentang kelarutan gas dalam dalam air dan dan air asin asin antara antara lain adalah adalah sebagai sebagai beriku berikutt : 

Kelarutan gas dalam air formasi lebih kecil jika dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak pada kondisi tekanan dan temperatur yang sama.



Pada temperatur yang tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan.



Kelarutan gas alam dalam air asin akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam.



Kelarutan gas alam dalam air formasi akan berkurang dengan naiknya berat jenis gas.

Gambar 2.36. Grafik Grafik Kelarutan Kelarutan Gas Gas dalam dalam Air Bab 2 Tinjauan Tinjauan Teknik Teknik Reservoi Reservoirr – Karakteris Karakteristik tik Fluida Fluida Reservoir Reservoir

2-45

Faktor Volume Formasi Air Formasi Faktor volume air formasi (B w) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh tekanan dan temperatur, yang berkaitan dengan pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan,

pengembangan

air

dengan

turunnya

tekanan

dan

penyusutan air dengan turunnya temperatur. Harga faktor volume formasi air-formasi dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut : Bw = (1 + Vwp)(1 +  Vwt) .... ...... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .... ...... ...... .... .... .... .... .... .... .... .... .... .. (2-5 (2-51) 1) o

(Vwt = penurunan volume volume sebagai akibat akibat penurunan penurunan suhu, F; penurunan volume selama penurunan tekanan, psi)

Vwp =

Kompressibilitas Air Formasi Kompresibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume yang

disebabkan

oleh

adanya

perubahan

tekanan

yang

mempengaruhinya. Besarnya kompressibilitas air murni (C pw) tergantung pada tekanan, temperatur dan kadar gas terlarut dalam air murni. Secara matematik, besarnya kompressibilitas air murni dapat ditulis sebagai berikut : C wp

 

1 V

Sedangkan

 V     P  T

......... ............. ......... .......... ......... ............. .............. ......... ......... ......... ......... ........... ...... (2-52) (2-52)

pada

air

formasi

yang

mengandung

gas,

hasil

perhitungan harga kompressibilitas air formasi, harus dikoreksi dengan adanya pengaruh gas yang terlarut dalam air murni. Koreksi terhadap

harga

kompressibilitas

air

dapat

dilakukan

dengan

menggunakan Gambar 2.37. Secara matematik, koreksi terhadap harga kompressibilitas air (C w) dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut : Cw

.............. .......... ......... ......... ............. ............. .......... ......... ...... .. (2-53) (2-53)  C wp (1  0,0088 R sw ) .........

(Rsw = kelarutan gas dalam air, cu ft/bbl)

Bab 2 Tinjauan Tinjauan Teknik Teknik Reservoi Reservoirr – Karakteris Karakteristik tik Fluida Fluida Reservoir Reservoir

2-46

Gambar 2.37. Koreksi Harga Kompressibilitas Air Formasi terhadap kandungan Gas Terlarut

Heterogenitas Reservoir Heterogenitas merupakan ketidakseragaman (variasi) sifat fisik batuan dari satu lokasi ke lokasi lainnya dalam suatu reservoir, yang diakibatkan oleh proses pengendapan, patahan, lipatan, diagenesa lithologi batuan dan perubahan jenis maupun sifat fluida. Struktur reservoir yang sangat kompleks mengandung heterogenitas mulai dari ukuran (skala) beberapa millimeter, centimeter bahkan kilometer. Dari ukuran inti batuan maupun data singkapan diketahui bahwa heterogenitas merupakan sifat alami pada batuan reservoir. Proses-proses geologi seperti proses sedimentasi, erosi, glasiasi dan tektonik berperan menghasilkan batuan reservoir tidak seragam. Pada bagian ini akan dipaparkan beberapa hal pokok mengenai heterogenitas reservoir, yang terdiri dari : 

Faktor-faktor yang mempengaruhi heterogenitas reservoir



Klasifikasi heterogenitas reservoir berdasarkan skalanya



Jenis heterogenitas reservoir berdaraskan arah variasinya

Faktor Pengontrol Heterogenitas Reservoir Batuan reservoir merupakan batuan yang prositas dan permeabilitas (k)-nya terdistribusi secara tidak merata untuk semua bagian yang luas. Sebagian reservoir dibentuk oleh hasil pengendapan dalam air atau basin dalam waktu yang lama dan lingkungan pengendapan yang bermacam-macam. Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Heterogenitas Reservoir

2-47

Faktor-faktor yang mempengaruhi heterogenitas reservoir adalah :  Sedimentasi Tektonik Regional

Sedimentasi

tektonik

regional

menyebabkan

terjadinya

ketidakseragaman karena dalam suatu reservoir dimungkinkan adanya

bermacam-macam lingkungan pengendapan:

laut,

transisi dan darat. Ketidakseragaman ini didukung oleh proses diagenesa yang menyertainya yang merubah harga porositas dan permeabilitas pengangkatan

serta dan

proses

tektonik

ketidakselarasan

antara yang

lain

patahan,

menyebabkan

perubahan struktur geologi reservoir. Dengan demikian faktor sedimentasi tektonik regional, diagenesa dan struktur merupakan kontrol geologi untuk mengetahui adanya ketidakseragaman secara regional (megaskopis).  Komposisi Batuan dan Tekstur

Komposisi batuan dan tekstur mengontrol ketidakseragaman reservoir terutama antar batuan penyusun reservoir (skala makro). Perubahan yang terjadi berupa perubahan komposisi lithologi dan mineralogi yang mempengaruhi besar ukuran butir maupun ukuran batuan reservoir sebelumnya sehingga menimbulkan ketidakseragaman parameter reservoir. Demikian teksturnya, karena tekstur terdiri dari ukuran butiran, sortasi, fabric dan kekompakan

yang

berpengaruh

terhadap

besar

kecilnya

kemampuan batuan untuk mengalirkan kembali fluida yang dikandungnya.  Geometri Pori-Pori

Geometri pori berupa ukuran rongga pori (pore throat size), ukuran tubuh pori (pore body size), peretakan (fracturing) dan permukaan butir (surface roughness) akan mempengaruhi besar kecilnya porositas dan permeabilitas. Jadi parameter-parameter heterogenitas yang dikontrol adalah porositas, permeabilitas dan saturasi.

Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Heterogenitas Reservoir

2-48

Klasifikasi Heterogenitas Reservoir Dalam mempelajari perkembangan reservoir selalu dimulai dari studi geologi yang menguraikan luasan reservoir dan heterogenitas reservoir dalam skala yang berlainan. Heterogenitas reservoir sangat berpengaruh pada perilaku reservoir dan distribusi fluidanya, dimana dalam hal ini dapat digunakan untuk mengevaluasi reservoir. Adapun klasifikasi heterogenitas reservoir berdasarkan skalanya dibedakan menjadi tiga jenis, yaitu : 

Heterogenitas reservoir skala Mikroskopis.



Heterogenitas reservoir skala Makroskopis.



Heterogenitas reservoir skala Megaskopis.

Heterogenitas reservoir skala Mikroskopis. Heterogenitas reservoir skala mikro merupakan pencerminan ukuran pori-pori, bentuk batuan dan distribusinya. Gejala geologis yang mencerminkan mekanisme pembentukan heterogenitas skala mikro antara lain adalah : 

terbentuknya

endapan-endapan

clay

dan

silt

gelembur

gelombang (ripple marks) atau sisipan pada batupasir (shally sand) dan 

pembentukan dua macam porositas pada batuan karbonat sebagai akibat kelainan pada proses diagenesa, yaitu porositas matriks atau porositas rekahan matriks dan gerowong-gerowong (vugs) atau celah-celah pelarutan (solution cavities).

Karakteristik reservoir yang terkait dengan heterogenitas skala mikro, yaitu ketidakseragaman porositas dan permeabilitas (permeability anisotropy). Reservoir anisotropy memiliki permeabilitas yang bervariasi terhadap arah aliran. Ketidakseragaman porositas dan permeabilitas terjadi karena pengaruh susunan, bentuk dan ukuran butir batuan serta kandungan material semen seperti silt dan clay. Selain proses sedimentasi, heterogenitas skala mikro dapat terjadi karena proses tektonik baik pada batuan sedimen, metamorf maupun batuan beku yang menjadi basement rock.


2-49

Heterogenitas skala mikro penting dalam menentukan distribusi saturasi minyak sisa (residual oil saturation ) dan mempengaruhi distribusi saturasi minyak yang tidak tersapu (by passed oil ) atau yang tidak ikut terdesak. Heterogenitas reservoir skala Makroskopis. Heterogenitas skala makro adalah heterogenitas yang terjadi pada satu atau sejumlah satuan pengendapan. Satuan pengendapan yaitu suatu tubuh batuan yang terbentuk sebagai hasil kejadian tunggal proses pengendapan atau dari seri kejadian yang sama. Heterogenitas skala makroskopis meliputi susunan lithologi antar beberapa sumur yang diidentifikasikan oleh adanya tekstur primer dalam struktur sedimen yang terdapat dalam batupasir seperti besar butir, pemilahan dan cross bedding. Selain itu, heterogenitas reservoir skala makro dapat berupa patahan, kontak antar fluida, perubahan ketebalan dan lithologi yang berbeda pada setiap lapisannya. Berdasarkan sudut pandang mekanika aliran fluida, heterogenitas skala makroskopis dipengaruhi gaya viscous-capillarygravity regime dalam menentukan perilaku dinamik aliran fluida muliti fasa. Heterogenitas skala makro mempunyai pengaruh yang besar terhadap efisiensi penyapuan vertikal, sehingga akan sangat berperan dalam menentukan recovery. Adapun contoh heterogenitas skala makro adalah variasi porositas dan permeabilitas pada tubuh batupasir endapan pantai (non-marine fluviatile sandstone) dan delta (bar sand, channel sand). Gambar 2.38, merupakan idealisasi profil permeabilitas dan respon log yang menggambarkan perbedaan drastis channel sand dengan bar sand pada lingkungan delta, serta hubungan konseptual pada reservoir delta.


2-50

Gambar 2.38. Idealisasi Profil Permeabilitas dan Respon Log serta Hubungan Konseptual pada Reservoir Delta.

Heterogenitas reservoir skala Megaskopis. Heterogenitas skala megaskopis adalah skala beberapa satuan pengendapan bahkan meliputi beberapa lingkungan pengendapan. Heterogenitas skala mega merupakan heterogenitas dengan skala terbesar,

yang

meliputi

lithologi,

stratigrafi

dan

lingkungan

pengendapan reservoir. Secara umum heterogenitas reservoir diidentifikasikan pada skala ini untuk mengetahui aliran fluida tiap-tiap lapisan dan dikontrol oleh viskositas

dan

gravitasinya.

Heterogenitas

skala

mega

ini

memperlihatkan berbagai macam permeabilitas, pada tiap lapisan atau antar butir batuan. Sebagaimana telah dijelaskan bahwa heterogenitas skala mikro dan makro berperanan penting dalam menentukan jumlah minyak yang terperangkap dan yang tidak ikut terdesak, sehingga harus dipertimbangkan dengan cermat, tetapi penampakan geologi yang paling berperan dalam menentukan perilaku reservoir adalah heterogenitas skala megaskopis. Esensi penampakan reservoir yang mengendalikan perilaku skala mega adalah kontinuitas lateral dan komunikasi vertikal. Secara fisik aspek-aspek ini ditentukan oleh dimensi satuan pengendapan, yaitu kontras antara daerah-daerah yang permeabilitasnya rendah dan tinggi, dan juga kejadian-kejadian setelah proses pengendapan seperti patahan dan rekahan. Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Heterogenitas Reservoir

2-51

Kontinuitas lateral sangat penting dalam pengurasan reservoir tahap lanjut karena komunikasi antar sumur-sumur injeksi dan produksi sangat menentukan efisiensi recovery-nya. Disamping itu komunikasi vertikal yang buruk sebagai hasil hambatan lapisan impermeable yang luas sering mengakibatkan diferensiasi pendesakan tiap-tiap lapisan sehingga menghasilkan waktu tembus air (breaktrough) yang lebih awal terutama pada lapisan yang permeabilitasnya tinggi. Jenis Heterogenitas Reservoir Identifikasi terhadap jenis heterogenitas reservoir berdasarkan arah penyebarannya,

dilakukan

dengan

memperhatikan

parameter-

parameter penentu, baik yang skala mikroskopis, makroskopis maupun megaskopis dan parameter penyebab, seperti : porositas, permeabilitas dan saturasi. Jenis heterogenitas reservoir berdasarkan arah penyebarannya dapat dibedakan menjadi dua, yaitu : 

Heterogenitas reservoir vertikal.



Heterogenitas reservoir horizontal.

Heterogenitas Reservoir Vertikal Heterogenitas secara vertikal pada skala megaskopis ditunjukkan oleh adanya lingkungan pengendapan yang berlainan, diagenesa dan struktur yang mempengaruhi komposisi, mineralogi (butiran, matriks dan semen), serta tekstur seperti butir, sortasi, kekompakkan dan kemas di dalam batuan. Pada arah penyebaran vertikal, umumnya juga terjadi heterogenitas fluida reservoir. Faktor yang mengontrol terjadinya heterogenitas fluida reservoir adalah : 

Source rock Source rock yang terdiri dari material-material sedimen yang terendapkan

pada

suatu

lingkungan

pengendapan

akan

mengontrol mineral-mineral pembentuk batuan, sehingga batuan yang terjadi (lithifikasi) cenderung ditempati fluida tertentu


2-52



Kondisi reservoir Tekanan dan temperatur reservoir akan mempengaruhi sifat fisik fluida reservoir. Sifat fisik minyak bumi yang dipengaruhi oleh perubahan tekanan dan temperatur reservoir adalah viskositas, faktor volume formasi, kompresibilitas dan densitas, sedangkan sifat fisik gas bumi sangt dipengaruhi perubahan tekanan dan temperatur.

Heterogenitas

reservoir

umumnya

akan

terjadi

pada

arah

penyebaran vertikal, sebab besarnya tekanan dan temperatur reservoir akan bertambah dengan bertambahnya kedalaman. Maka pada zona transisi, heterogenitas vertikal fluida reservoirnya semakin kompleks.

Zona

transisi

akan

bertambah

besar

dengan

berkurangnya perbedaan densitas fluidanya dan mengecilnya harga permeabilitas batuannya. Batuan reservoir yang permeabilitasnya besar memiliki tekanan kapiler yang rendah, sehingga ketebalan pada

zona

transisi

lebih

tipis

daripada

reservoir

yang

permeabilitasnya rendah. Heterogenitas Reservoir Horizontal Identifikasi dalam skala megaskopis menunjukkan bahwa reservoir dengan heterogenitas horizonta terbatas, terstruktur dan ada genesa sehingga secara horizontal terjadi ketidakseragaman antara tempat yang satu dengan lainnya baik terhadap pada ukuran butir, sortasi, porositas, permeabilitas, saturasi air dan kontinuitasnya yang akan mempengaruhi penentuan cadangan dan berbagai tahap eksploitasi seperti penentuan spasi atau produksi tahap lanjut. Sedangkan identifikasi dalam skala makroskopis dan mikroskopis, baik untuk komposisi dan tekstur batuannya yang terdiri dari lithologi, mineralogi (butiran, matriks dan semen), maka secara horizontal pada kedalaman yang sama akan didapat ketidakseragaman yang mempengaruhi

geometri

pori,

porositas,

permeabilitas

dan

saturasinya. Dengan demikian, secara heterogenitas reservoir horizontal akan memberikan kemampuan yang berbeda pada setiap kedudukan untuk menyimpan dan mengalirkan fluida. Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Heterogenitas Reservoir

2-53

Kondisi Reservoir

Tekanan dan temperatur merupakan besaran-besaran yang sangat penting dan berpengaruh terhadap keadaan reservoir, baik pada batuan maupun fluidanya (air, minyak, dan gas). Tekanan dan temperatur lapisan kulit bumi dipengaruhi oleh adanya gradient kedalaman, letak dari lapisan, serta kandungan fluidanya. Tekanan Reservoir

Tekanan yang terjadi dalam pori-pori batuan reservoir dan fluida yang terkandung didalamnya disebut tekanan reservoir. Dengan adanya tekanan reservoir yang disebabkan oleh adanya gradien kedalaman, mengalir

maka

akan

menyebabkan

fluida reservoir

akan

dari formasi ke lubang sumur yang relatif bertekanan

rendah, sehingga tekanan reservoir akan menurun dengan adanya kegiatan produksi. Sumber energi atau tekanan tersebut pada prinsipnya berasal dari beberapa hal berikut : 

Pendesakan oleh ekspansi gas pada gas cap drive reservoir, tenaga ini disebut dengan body force. Adanya pengaruh gravitasi karena perbedaan densitas antara minyak dan gas, maka gas dapat terpisah dari minyak sedangkan gas yang terpisah dari minyak ini akan terakumulasi pada tudung reservoir dan karena pengem-bangannya, maka gas akan mendorong minyak menuju ke dalam sumur produksi.



Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan adanya beban formasi di atasnya (overburden).



Pengembangan gas bebas pada reservoir solution gas drive dimana perbedaannya dengan gas cap drive adalah gas yang terjadi tidak terperangkap, tetapi merata sepanjang pori-pori reservoir.



Timbulnya tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat kebasahan batuan.

Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Kondisi Reservoir

2 - 54

Tekanan reservoir dibagi menjadi tiga jenis, yaitu : 

Tekanan Hidrostatik

Tekanan hidrostatik merupakan tekanan yang timbul akibat adanya fluida yang mengisi pori-pori batuan, desakan oleh expansi

gas

(gas

cap

gas),

dan

desakan

gas

yang

membebaskan diri dari larutan akibat penurunan tekanan selama proses produksi berlangsung. Ukuran dan bentuk kolom fluida tidak berpengaruh terhadap besarnya tekanan ini. Secara matematis tekanan hidrostatik (Ph)dituliskan : Ph = 0,052  D

............................................................. (2-57)

( = densitas fluida rata-rata, lb/gallon; D = tinggi kolom fluida, ft)



Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler merupakan tekanan yang ditimbulkan oleh adanya kontak dua macam fluida yang tak saling campur. Besarnya

tekanan

kapiler

(Pc)

dapat

ditentukan dengan

persamaan : Pc 

h 144

 w   o  .......................................................... (2-58)

(h = selisih tinggi permukaan antara dua fluida, ft)



Tekanan Overburden

Tekanan overburden (Po) merupakan tekanan yang diakibatkan oleh adanya berat batuan dan kandungan fluida yang terdapat dalam pori-pori batuan yang terletak di atas lapisan produktif, yang secara matematis dituliskan : Po 

G mb  G fl A

 D1    ma +   fl

.................................. (2-59)

(Gmb = berat matrik batuan formasi, lb; Gfl = berat fluida yang terkandung 2 dalam pori-pori batuan, lb; A = luas lapisan, in ; D = kedalaman vertikal formasi, ft; φ = porositas, fraksi; subscript : ma = matrik batuan, fl = fluida).

Besarnya tekanan overburden akan naik dengan meningkatnya kedalaman,

yang

biasanya

dianggap

secara

merata.

Pertambahan tekanan tiap feet kedalaman disebut gradien kedalaman.


2 - 55

Data tekanan reservoir, umumnya digunakan dalam hal-hal sebagai berikut : 

Menentukan karakteristik reservoir, terutama yang menyangkut hubungan antara jumlah produksi dengan penurunan tekanan reservoir.



Bila digabungkan dengan data produksi, sifat-sifat fisik batuan dan fluida reservoir, akan bermanfaat dalam penaksiran gas/oil in place

dan

recovery

untuk

berbagai

jenis

mekanisme

pendorongnya. 

Memperkirakan hubungan antar sumur-sumur yang letaknya berdekatan dan bagaimana sistemnya.

Temperatur Reservoir

Temperatur akan mengalami kenaikan dengan bertambahnya kedalaman, ini dinamakan gradien geothermal yang dipengaruhi oleh jauh dekatnya dari pusat magma. Besaran gradien geothermal ini bervariasi dari satu tempat ke tempat lain, dimana harga rata-ratanya adalah 2oF/100 ft. Gradien geothermal yang tertinggi adalah 4 oF/100 ft, sedangkan yang terendah adalah 0.5 oF/100 ft. Variasi yang kecil dari gradien geothermal ini disebabkan oleh sifat konduktivitas thermis beberapa jenis batuan. Besarnya gradien geothermal dari suatu daerah dapat dicari dengan menggunakan persamaan : Gradien geothermal 

Tformasi  Ts tan dard Kedalalama n Formasi

............................ (2-60)

Harga gradien geothermal berkisar antara 1,11 oF sampai 2 oF/100 f. Seperti diketahui temperatur sangat berpengaruh terhadap sifat – sifat fisik fluida reservoir. Hubungan temperatur terhadap kedalaman dapat dinyatakan sebagai berikut : Td = Ta + (GTH x D)

................................................................ (2-61) o

Td = temperatur reservoir pada kedalaman D ft, F; Ta = temperatur pada o o permukaan, F; GTH = gradient temperatur, F; D = kedalaman, ft).


2 - 56

CADANGAN RESERVOIR Sebelum memasuki pokok materi yang akan dibahas, untuk lebih memudahkan dalam pemahamannya, maka perlu mengetahui beberapa

istilah

yang

sering

digunakan

dalam

menentukan

cadangan atau pada umumnya dipakai dalam Teknik Reservoir. Istilah tersebut meliputi pengertian cadangan, remaining recoverable reserve, serta recovery factor. 

Cadangan atau reserve, merupakan jumlah hidrokarbon yang ditemukan dalam batuan reservoir dan hidrokarbon yang diproduksikan. Jumlah minyak yang dapat diproduksi sampai batas ekonominya disebut Ultimate Recovery. Jumlah minyak yang ada dalam reservoir pada keadaan awal sebelum reservoir tersebut diproduksi disebut Original Oil In Place (OOIP).



Remaining Recoverable Reserve, yaitu jumlah hidrokarbon yang

tersisa,

yang

masih

memungkinkan

untuk

dapat

diproduksikan sampai batas ekonominya. 

Recovery

Factor , merupakan angka perbandingan antara

hidrokarbon yang dapat diproduksikan dengan jumlah minyak mula-mula dalam reservoir. Recovery factor dipengaruhi oleh mekanisme pendorong, sifat fisik batuan dan fluida reservoir tersebut. Pada bagian ini akan dibahas dua hal pokok yang berhubungan dengan

cadangan,

yaitu

metode

yang

digunakan

untuk

memperkirakan besarnya cadangan. Berdasarkan pada urutan proses eksplorasi reservoir dan untuk memudahkan pemahaman, metode yang dapat digunakan dalam perhitungan cadangan reservoir adalah sebagai berikut : 

Metode Perbandingan



Metode Volumetrik



Metode Material Balance



Metode Decline Curve

Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Cadangan Reservoir

2-57

Metode Perbandingan Periode perkiraan cadangan meliputi tahap kegiatan sebelum pemboran

eksplorasi

dilakukan.

Cadangan

pada

perioda

ini

ditentukan dengan persamaan sebagai berikut : Cadangan = (A) x (RF) ......................................................... (2-62) (A = luas proyeksi reservoir atas bidang horizontal , acre; RF = recovery factor, STB/acre).

Perkiraan luas jebakan diperoleh dari data geologi dan data geofisik. Sedang harga RF diperoleh dari perbandingan dengan reservoir atau cekungan produktif yang berdekatan. Harga A dan RF mempunyai beberapa kemungkinan (mempunyai distribusi harga kemungkinan). Metoda Volumetrik Perkiraan cadangan hidrokarbon dengan menggunakan metoda volumetrik merupakan salah satu metoda yang paling sederhana, dimana dilakukan sebelum tahap pengembangan dan data-data yang dibutuhkan juga belum banyak, hanya data-data geologi serta sebagian data-data batuan dan fluida reservoir. Persamaan untuk menghitung initial oil in place adalah : i

N

7758  Vb

   (1  S wi ) B oi

.................................................... (2-63)

Sedangkan untuk initial gas in place adalah : i

G

43560  Vb

   (1  S wi )

B gi

................................................. (2-64)

(Ni = jumlah minyak mula-mula di reservoir, STB; Gi = jumlah gas mula-mula di reservoir, SCF; Vb = volume bulk reservoir, acre-ft).

Dengan melihat persamaan di atas, maka data-data yang dibutuhkan untuk melakukan perkiraan cadangan adalah V b, , Swi, Boi, dan Bgi. Data sifat-sifat fisik batuan dan fluida reservoir diperoleh dari hasil laboratorium, sedangkan untuk menentukan V b diperlukan data-data geologi yang representatif. Untuk menghitung bulk volume, harus dibuat peta isopach terlebih dahulu. Peta isopach yaitu suatu peta yang menggambarkan garisgaris yang menghubungkan titik-titik yang mempunyai ketebalan yang sama dari lapisan produktif, seperti pada Gambar 2.39. Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Cadangan Reservoir

2-58

Gambar 2.39. Peta Isopach Reservoir

Perhitungan volume batuan reservoir dengan menggunakan peta isopach dibedakan menjadi dua persamaan, yaitu : 

Persamaan pyramidal dan



Persamaan trapezoidal.

Metoda Trapezoidal Persyaratan utama dalam melakukan perhitungan dengan metoda ini adalah perbandingan antara luas garis kontur yang berurutan harus lebih besar dari 0.5. Secara matematik, persamaannya dapat ditulis sebagai berikut : Vb



h 2

 A n  A n  1  .................................................................. (2-65)

(Vb = volume batuan, acre-ft; An = luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre; An+1 = luas yang dibatasi garis kontur isopach diatasnya, acre; h = interval antara garis kontur isopach, ft).

Metoda Pyramidal Persyaratan utama metoda ini adalah perbandingan antara luas garis kontur yang berurutan harus kurang atau sama dengan 0.5. Persamaannya adalah : Vb



h 3



A n  A n  1  A n  A n  1




............................................. (2-66)

2-59

Metoda Material Balance Metoda material balance dapat digunakan untuk memperkirakan besar cadangan reservoir, dimana data-data produksi yang diperoleh sudah cukup banyak. Prinsip dari metoda material balance ini didasarkan pada prinsip kesetimbangan volumetrik yang menyatakan bahwa, apabila volume suatu reservoir konstan, maka jumlah aljabar dari perubahan-perubahan volume minyak, gas bebas dan air dalam reservoir harus sama dengan nol. Persamaan umum meterial balance untuk menghitung cadangan adalah sebagai berikut : N



Np B t

 R p  R si B g  We  WpB w Bt

 B ti 

mB ti B gi

B g  B gi 

.................................. (2-67)

(Np = kumulatif produksi; B = faktor volume formasi; Rp = gas oil ratio, SCF/STB; Rsi = kelarutan gas dalam minyak pada tekanan awal, SCF/STB; We = water influx; WpBw = produksi air; subscript : t = total, i = pada tekanan awal).

Penurunan persamaan material balance secara lengkap dapat dilihat pada Lampiran A.1. Persamaan umum material balance tersebut diatas, akan berubah tergantung dari jenis mekanisme pendorong dari reservoirnya, dengan ketentuan sebagai berikut : 

Solution Gas Drive reservoir, m = 0, Wp = 0, We = 0.



Water Drive reservoir, m = 0.



Gas Cap Drive reservoir, We = 0.



Combination Drive reservoir berlaku persamaan umum.

Metoda Decline Curve Secara alamiah, laju produksi akan mengalami penurunan sejalan dengan waktu. Decline curve merupakan suatu metoda yang menggambarkan penurunan kondisi reservoir dan produksinya terhadap waktu. Pada prinsipnya, metoda decline curve adalah membuat grafik hubungan antara laju produksi terhadap waktu atau laju produksi terhadap produksi kumulatif, seperti yang terlihat pada Gambar 2.40.


2-60

Gambar 2.40. Kurva Umum Decline Curve

Bentuk kurva penurunan laju produksi dapat dibagi menjadi tiga, yaitu : 

Exponential decline,



Hyperbolic decline dan



Harmonic decline.

Exponential Decline Curve Bentuk decline curve ini mempunyai harga laju penurunan produksi per satuan waktu sebanding dengan laju produksinya. Persamaan dasar dari exponential decline curve adalah sebagai berikut :

 q   dq dt   b   d

dt

...................................................................... (2-68)

Integrasikan persamaan di atas, maka diperoleh :

 bt  a  

q dq dt

..................................................................... (2-69)

(a = decline rate; b = konstanta yang merupakan selisih antara decline rate pada selang perioda).

Untuk exponential decline, besarnya penurunan (decline rate) adalah konstan, sehingga harga b = 0, dan Persamaan (2-69) menjadi :

a 

q dq dt

............................................................................ (2-70)

Dengan mengintegrasikan persamaan tersebut, dimana q i adalah laju produksi mula-mula dan qt adalah laju produksi pada saat t, maka secara matematik dapat dibuat hubungan sebagai berikut : qt

 qi e  t a ............................................................................. (2-71)


2-61

Harga Np (produksi kumulatif) diperoleh dengan menggunakan persamaan berikut : t

Np

  q t dt ............................................................................. (2-72) 0

Dengan mensubstitusikan Persamaan (2-71) ke dalam Persamaan (2-72) diperoleh persamaan berikut : Np

 a qi  q t  ........................................................................ (2-73)

Hyperbolic Decline Curve Besarnya laju penurunan (decline rate) pada hyperbolic decline tidak konstan, melainkan selalu berubah, dimana besarnya laju penurunan akan menunjukkan suatu deret hitung dan harga b akan berkisar antara 0 (nol) hingga 1 (satu). Dengan cara yang sama dengan eksponential decline curve, persamaan produksi kumulatif adalah : Np



qbi a

 q1i b  q1t b  1 b

........................................................... (2-74)

Harmonic Decline Curve Pada harmonic decline, penurunan laju produksi per satuan waktu berbanding lurus terhadap laju produksinya. Bentuk kurva harmonic decline merupakan bentuk khusus dari hyperbolic decline, yaitu untuk harga b = 1. Jadi persamaan laju produksi kumulatifnya adalah sebagai berikut : Np

 aqi ln

qi qt

........................................................................ (2-75)


2-62

:: BAB 3 K O NS EP S IM UL AS I N U M ER IK Metode simulasi yang akan dibahas pada tulisan ini adalah simulasi numerik, dimana model dan metode yang digunakan untuk menggambarkan kelakukan reservoir merupakan gabungan dari beberapa penurunan persamaan yang dapat menggambarkan gerakan dari massa atau partikel dari fluida dalam media berpori di reservoir. Pemaha Pemahaman man terh terhada adap p serta serta kons konsep ep kerj kerja a dari dari simula simulasi si dan dan persamaan yang digunakan dalam simulasi, merupakan suatu hal yang sangat sangat penting penting sebelum sebelum mempel mempelaja ajari ri proses proses simulasi simulasi itu sendiri.

KONSE KONSEP P DISKRE DISKRETIS TISASI ASI Aliran fluida pada media berpori merupakan suatu fenomena yang sangat kompleks, yang tidak dapat dideskripsikan secara eksplisit, sebagaimana halnya aliran fluida pada pipa ataupun media dengan bidang bidang batas yang yang jelas jelas lainnya. lainnya. Untuk Untuk mempelaja mempelajari ri aliran aliran fluida fluida dalam media berpori, dibutuhkan pemahaman mengenai beberapa sistem persamaan matematik yang dapat menggambarkan kelakuan aliran fluida. Rangkaian persamaan tersebut merupakan persamaan differensial yang merupakan fungsi dari perubahan tekanan dan saturasi pada suatu waktu tertentu. Kompleksnya sistem persamaan tersebut, sehingga untuk mendapatkan solusinya secara analitis diperlukan kondisi batas yang khusus dan harus diselesaikan secara numerik dari

persamaan

differensial

menggunakan

persamaan

finnite

differenc difference. e. Hubungan Hubungan umum dari dari masingmasing-masi masing ng persama persamaan an dan proses penyelesaiannya dapat dilihat pada Gambar 3.1. 3.1.

Gambar 3.1. Metode Penyelesa Penyelesaian ian dalam Simulasi Numerik Numerik Bab 3 Konsep Konsep Simul Simulasi asi Nume Numeri rik k – Konsep Konsep Diskre Diskreti tisasi sasi

3-1

Konse Konsep p dari pros proses es diskre diskretis tisasi asi adala adalah h menye menyeles lesaik aikan an suatu suatu perhitungan secara numerik pada suatu titik tertentu (diskretisasi spasial) di reservoir pada suatu waktu tertentu (diskretisasi temporal). Aplikasinya pada simulasi reservoir adalah dengan membagi reservoir menjadi beberapa bagian, kemudian kemu dian menentukan harga harga rata-rata rata-rata variabel variabel reservoi reservoirr pada tiap bagian bagian tersebut tersebut untuk untuk suatu interval interval waktu waktu tertentu. tertentu. Variabel reservoir reservoir tersebut terdiri dari yang sifatnya statis (porositas dan permeabilitas) maupun variabel dinamis (tekanan dan saturasi). Pada model reservoir, bagian-bagian reservoir tersebut diatas disebut sebagai grid, sedangkan interval waktu yang digunakan disebut timestep. Gambar 3.2. 3.2. menunjukkan contoh sederhana grid yang menggambarkan pembagian reservoir menjadi beberapa bagian.

Gambar 3.2. Pembagian Pembagian Reser Reservoir voir dalam dalam Proses Proses Diskre Diskretisas tisasii a. conti continuo nuous us-r -rese eserv rvoi oirr syste system, m, b. discr discret etee-mod model el reser reservo voir ir syste system m

Sebagaimana dijelaskan diatas, bahwa dengan menggunakan proses diskrestisasi, perhitungan hanya dilakukan pada tiap grid dan timestep timestep yang yang telah telah ditentu ditentukan. kan. Konskuen Konskuensi si dari dari hal ini ini adalah adalah adan adany ya pemb pembul ulat atan an pad pada a perh perhit itun unga gan n tiap tiap-t -tia iap p vari variab abel el yang yang mengacu pada jumlah dan ukuran grid serta timestep yang digunakan. Gambar 3.3. 3.3. memperlihatkan pengaruh diskretisasi terhadap terhadap distribusi distribusi saturasi saturasi,, sedangk sedangkan an Gambar 3.4. 3.4. menunjukkan pengaruh timestep terhadap perhitungan saturasi air.

Bab 3 Konsep Konsep Simul Simulasi asi Nume Numeri rik k – Konsep Konsep Diskre Diskreti tisasi sasi

3-2

Gambar 3.3. Pengaruh Grid terhadap Distribusi Saturasi Fluida a. pada reservoir, b. pada model reservoir

Gambar 3.4. Pengaruh Timestep terhadap Distribusi Saturasi Saturasi Fluida a. pada reservoir, b. pada model reservoir

Selain itu, proses diskretisasi juga berpengaruh terhadap aliran fluida pada model reservo reservoir. ir. Pembag Pembagian ian reser reservoir voir menjadi menjadi grid yang lebih kecil menyebabkan menyebabkan aliran aliran fluida fluida akan mengacu kepada kepada grid tersebut, tersebut, seperti yang terlihat pada Gambar 3.5. 3.5.

Gambar 3.5. Pengaruh Grid terhadap Aliran Fluida a. pada reservoir, b. pada model reservoir

Bab 3 Konsep Konsep Simul Simulasi asi Nume Numeri rik k – Konsep Konsep Diskre Diskreti tisasi sasi

3-3

FORMULASI PERSAMAAN NUMERIK Prinsip dasar yang digunakan dalam penurunan persamaan pada simulasi terdari dari : a. Kesetimbangan Massa Besarnya massa fluida yang terakumulasi pada suatu sistem harus sebanding dengan selisih antara massa fluida yang memasuki dan massa fluida yang keluar dari sistem tersebut. b. Kesetimbangan Energi Besarnya peningkatan energi pada suatu sistem harus sama dengan selisih antara besarnya energi yang memasuki dan energi yang keluar dari sistem tersebut. c. Hukum Darcy Persamaan yang menggambarkan pergerakan fluida memasuki ataupun keluar dari elemen reservoir. d. Persamaan Keadaan Persamaan yang menunjukkan karakteristik tekanan, volume dan temperatur (PVT) dari fraksi aliran fluida pada elemen reservoir. Persamaan pada sistem satu fasa terdiri dari prinsip kesetimbangan massa, persamaan aliran dan persamaan keadaan, seperti yang terlihat pada Gambar 3.6.

Gambar 3.6. Prinsip Kesetimbangan Massa Satu Fasa

Berdasarkan pada gambar diatas, besarnya laju massa yang memasuki sistem merupakan fungsi dari kecepatan fluida (v), densitas fluida (), serta luasan penampang dari sistem, yaitu sebagai berikut : Min

 v x .  x . y z .................................................................. (3-1)

Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik

3-4

Sedangkan besarnya laju massa yang meninggalkan sistem adalah :

 v x  x .  x  x . y z .................................................. (3-2)

Mout

Sehingga besarnya akumulasi massa dalam sistem merupakan fungsi dari volume sistem, densitas fluida serta besarnya waktu yang diperlukan fluida melalui sistem, yang secara matematik adalah sebagai berikut : Maccum

  x y z 

 t  t t

................................................... (3-3)

Sesuai dengan prinsip kesetimbangan massa, maka akan diperoleh hubungan antara Persamaan (3-1), (3-2) dan (3-3) sebagai berikut :

 t  t v x .  x . y z - v x  x .  x  x . y z =  x y z  t

... (3-4)

Pembagian Persamaan (3-4) dengan x.y.z , akan menghasilkan vx .

x

-

x

v x  x .

 x  x

x

=

  t  t   t t

.............................. (3-5)

Persamaan diatas dapat diubah dalam bentuk limit simultan terhadap harga x dan  t, sebagai berikut : lim x  0

 v x  x  .  x  x   v x .  x     t  t   t   = lim     ....... (3-6) x t   x  0  

Sehingga menghasilkan :

( v  )    x t

........................................................................ (3-7)

Persamaan (3-7) diatas merupakan prinsip kesetimbangan massa yang juga disebut sebagai Persamaan Kontinyuitas (continuity equation). Persamaan Differential Persamaan Darcy untuk aliran satu fasa dalam media berpori dengan arah horizontal : q



 p      L 

Ak

........................................................................... (3-8)

Jika aliran dalam media berpori membentuk sudut θ dengan permukaan horizontal, maka: q



 p   g sin      L 

Ak


............................................................. (3-9)

3-5

Untuk menurunkan persamaan differensial untuk aliran 1-D, maka luas dan kedalaman, D, divariasikan secara acak terhadap jarak, x, dan

Δp/L

diganti

dengan

δD/δx

sehingga

diperoleh

bentuk

persamaan: q



 p o D     o g  .......................................................... (3-10)   x x 

Ak

Untuk aliran immiscible tiga fasa, dengan memasukkan permeabilitas relatif didapat:

 p o D    o g   x   x

Akk ro

qo



qw



o Akk rw

w

................................................ (3-11)

D   p w   w g  ................................................ (3-12)  x   x

dan qg



Akk g

g

 p g D    x   g g x  .................................................. (3-13)  

a. Persamaan Differential Sistem Aliran 1 Dimensi Berdasarkan pada hasil penurunan ketiga persamaan diatas didapat persamaan differensial untuk aliran tiga fasa 1-D untuk masing-masing fasa fluida, sebagai berikut :  x

 Akk ro   Bo o

  Akk rw  x  B w  w

 p o D    S     o g   A  o  x  t  B o   x

.............................. (3-14)

 p w D    S     w g   A  w  x  t  B w   x

............................. (3-15)

dan   Akk rg  x  B g g

 p g D  AR s kk ro  g   g  x   Bo o x   

 p o D     o g  x   x

  S  = A   g  S oR s  ......................................................... (3-16) B o  t   B g 

b. Persamaan Differential Sistem Aliran 2 Dimensi Perluasan menjadi dua dimensi, x dan y, dengan membagi persamaan 1-D dengan ΔxΔy sebelum menentukan limitnya. Faktor luas (A) dalam persamaan differensial 1-D

diganti

dengan ketebalan, h, yang merupakan fungsi dari x dan y, maka persaman untuk fluida minyak adalah : Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik

3-6

d dx

{

= h

hkx kro dpo Boo d dt

(

(

So Bo

dx

)

-o.g

dD dx

)}+

d dy

{

h ky kro Bo o

(

dpo dy

-o.g

dD dy

)}

............................................................... (3-17)

Kondisi permeabilitas anisotropi pada reservoir dengan arah x dan y atau kx dan ky . Lalu sisi sebelah kiri dari persamaan diatas merupakan ekspresi dari persamaan : d dx

(fx

dp dx

)+

d dy

(fy

dp dy

), dimana fx dan fy adalah fungsi dari x

dan y dan t, yang biasa ditulis menjadi  (f p). Sehingga persamaan differensial 2-D untuk fasa minyak, air, dan gas dapat ditulis dengan persamaan sebagai berikut :  hkk ro    S  . p o   o gD  h  o  t  B o   Boo   hkk rw   S  p w   w gD  h   w  . t  B w  B w  w 

............................... (3-18) ................................ (3-19)

dan

 hkk rg  p g   ggD  hR skk ro p o   o gD . Bo o  B g g    S  = h   g  S oR s  t   B g B o  

....................................................... (3-20)

c. Persamaan Differential Sistem Aliran 3 Dimensi Untuk merepresentasikan aliran fluida dalam media berpori dalam tiga arah, x, y, dan z, kita hanya perlu menambahkan turunan perhitungan aliran dalam arah z. Jika . f p didefnisikan dengan

. f p   maka

  p    p    p   f x    f y    f z  x  x  y  y  z   z 

akan

diperoleh

persamaan

............... (3-21)

yang

sama

dengan

Persamaan (3-18), (3-19) dan (3-20) untuk aliran tiga dimensi masing-masing fasa fluida.

P em ec ah an P er sa ma an D if fe re n ti al Dalam simulator reservoir, bentuk asli dari persamaan-persamaan differensial

digantikan

dengan

persamaan-persamaan

aljabar

nonlinier yang kira-kira mendekati persamaan aslinya. Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik

3-7

Teknik numerik yang digunakan dalam simulator reservoir untuk mengkonversikan persamaan-persamaan diferensial asli kedalam bentuk aljabar adalah finite difference. Persamaan diferensial diubah kedalam bentuk finite difference menghasilkan turunan pertama : 

Forward Differencing

P Pi 1  Pi  x x 

........................................................................ (3-22)

Backward Differencing

P Pi  Pi 1  ....................................................................... (3-23) x x 

Central Differencing

P Pi 1  Pi 1  .................................................................... (3-24) x x Perkiraan finite difference dari turunan kedua, menggunakan forward dan backward differencing adalah :

  P  1  Pi 1  Pi Pi  Pi 1   Pi  1  2Pi  Pi 1         ......... (3-25) 2 x  x  x  x x   x  Apabila suatu persamaan parsial diferensial mengandung turunan terhadap ruang dan waktu, finite differencing dapat dilakukan dengan dua metoda, yaitu 

Metoda eksplist dan



Metoda implicit.

M et od e E ks pl is it Pada formulasi eksplisit, solusi ditentukan secara langsung untuk satu titik yang tidak diketahui pada suatu waktu tertentu dengan menggunakan harga dari titik-titik dari waktu sebelumnya, seperti yang terlihat pada Gambar 3.7.

Gambar 3.7. Skema Penyelesaian dengan Metode Eksplisit


3-8

Penyelesaian persamaan dengan metode eksplisit adalah sebagai berikut :

 2P  2P P  2  2 t x y Perubahan persamaan diatas ke bentuk finite diffence akan menghasilkan : Pin, j 1  2Pin, j

x

 Pin, j 1



2

Pin1, j

 2Pin, j  Pin1, j y

=

2

Pin, j1  Pin, j

t

.............. (3-26)

dengan mengeluarkan faktor tekanan, didapat persamaan sebagai berikut : Pin, j 1

+

 Pin, j 

t Pin, j 1  2Pin, j  Pin, j 1 x 2



t Pin1, j  2Pin, j  Pin1, j 2 y







.................................................... (3-27)

Persamaan (3.27) menggambarkan metode Eksplisit, dimana solusi dapat diperoleh secara langsung (tekanan pada time level yang baru merupakan fungsi dari tekanan sebelumnya). Setiap harga pada bagian sebelah kanan persamaan diatas diketahui, sehingga persamaan diatas merupakan satu persamaan dengan satu bilangan tak diketahui. Sehingga solusi dari persamaan terbentuk dapat langsung didapat. Gambar 3.8 memperlihatkan kedudukan sel pada kondisi 2-dimensi.

Gambar 3.8. Pengaturan Sel pada 2 Dimensi untuk Metode Eksplisit

Metode eksplisit tidak lazim digunakan didalam simulasi reservoir, karena sangat tergantung sekali pada time step. Namun demikian dengan memakai motode ini, waktu yang digunakan hingga Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik

3-9

mendapatkan hasil lebih singkat dibandingkan dengan metode implisit. M et od e I mp li si t Pada metode formulasi secara implisit, untuk mendapatkan hasil diperlukan solusi secara simultan, seperti yang diperlihatkan pada Gambar 3.9.

Gambar 3.9. Skema Penyelesaian dengan Metode Implisit

Penyelesaian persamaan dengan metode implisit adalah sebagai berikut :

 2P



x 2

P t

diubah ke bentuk finite diffence : Pin1

 2Pin  Pin1 x

2



Pin 1

 Pin

t

(3-28)

persamaan untuk menentukan harga P pada n+1, adalah sebagai berikut : Pin11

 2Pin 1  Pin11 x

2



Pin 1

 Pin

t

(3-29)

selanjutnya dengan menggabungkan bentuk yang sama didapat persamaan : Pin11

 x 2  n  1 x 2 n n 1   2  Pi  1   P Pi   i   t t  

(3-30)

Secara umum persamaan diatas dapat ditulis menjadi a iPi 1

 biPi  c iPi 1  di (3-31)

Koefisien a, b, dan c pada Persamaan (3-31) tergantung dari geometri system dan (di) adalah konstanta yang diketahui. Jika terdapat n sel yang diamati, maka akan ada n persamaan dengan n harga yang tidak diketahui. Sebagai contoh perhitungan adalah sebagai berikut : Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik

3-10

Sel 1 2 3 .. n

ai P0 – bi P1 + ci P2 a2 P1 – b2 P2 + c2 P3 a3 P2 – b3 P3 + c3 P4 ………………... ab Pn-1 – bn Pn + cn Pn+1

= d1 = d2 = d3 =… = dn

Sel dengan nomor 0 dan n+1 biasanya adalah sel fiktif, sel tersebut tidak termasuk dalam model dan dapat dihilangkan dengan menggunakan kondisi batas. Untuk mendapatkan solusi dari persamaan diatas digunakan notasi matrik, sebagai berikut : AP = d, dimana

Matrik tersebut dapat dipecahkan dengan menggunakan algoritma Thomas, atau metode penyelesaian matrik yang lain Penyelesaian Persamaan pada Simulator Pada dasarnya dikenal dua cara untuk penyelesaian sistem persamaan dalam simulator, yaitu 

Implicit Pressure-Explicit Saturation atau IMPES



Implicit Pressure-Implicit Saturation atau Solusi Simultan.

Metode Implicit Pressure – Explicit Saturation (IMPES) Untuk metoda ini dari tiga persamaan : minyak, air, dan gas dikombinasikan menjadi satu persamaan dengan satu variable tekanan (misalnya tekanan minyak). Dari persamaan ini secara implicit kemudian dihitung harga tekanan pada setiap waktu, kemudian diikuti secara eksplisit. Harga saturasi dihitung dengan persamaan semula dengan menggunakan harga tekanan yang telah ada. M e to d e I m pl i ci t P re s su r e – I m pl i ci t S at u ra t io n Pada

metode

solusi

simultan

(simultaneous solution)

ketiga

persamaan aliran (gas, minyak dan air) diselesaikan secara simultan, tanpa terlebih dahulu mengurangi jumlah persamaan. Sehingga setiap sel terdapat tiga variable yang harus dihitung, yaitu P o, Pw, dan Pg. Hal ini akan menghasilkan sistem persamaan yang komplek, Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik

3-11

demikian pula dengan koefisien matrik dari persamaan tersebut. Selain komplek, metode ini juga memerlukan waktu komputer yang lama.

Gambar 3.10. Skema Penyelesaian Persamaan dengan Metode IMPES

Gambar 3.11. Skema Penyelesaian Persamaan dengan metode Solusi Simultan


3-12

:: BAB 4 S I M U L A S I R ES E R V O I R Secara

umum,

tahapan-tahapan

dalam

perencanaan

dan

pelaksanaan suatu studi simulasi reservoir adalah sebagai berikut : 

Persiapan Data (Karakterisasi Reservoir)



Pemilihan dan Pembuatan Model



Validasi Model



Analisa Data Keluaran



Prediksi dan Evaluasi

Tahapan simulasi reservoir secara lengkap dapat dilihat pada Gambar 4.1.

Gambar 4.1. Hubungan antar Tahapan dalam Simulasi Reservoir

Bagian ini akan membahas tiap-tiap tahapan dalam perencanaan dan pelaksanaan simulasi reservoir secara berurutan, mulai dari persiapan data sampai evaluasi hasil simulasi, serta hal-hal pokok yang berkaitan dengan tahapan tersebut.

Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data

4-1

PERSIAPAN DATA Persiapan data bertujuan untuk mendapatkan data yang valid dan sesuai kebutuhan didasarkan pada tujuan dan prioritas simulasi. Ada ungkapan populer dalam dunia komputer yang menggambarkan pentingnya data dalam suatu simulasi, yaitu "GIGO : garbage in, garbage out ". Prosentase keakuratan hasil simulasi yang dilakukan,

ditentukan oleh tingkat validitas data yang dipergunakan, sehingga tanpa data yang memadai, model yang diharapkan tidak akan tercipta atau bahkan akan memberikan informasi yang menyesatkan. Data yang digunakan dalam proses simulasi dapat dibedakan menjadi dua kategori pokok, yaitu : 

Data Statis



Data Dinamis

Data Statis

Data jenis ini merupakan data yang sifatnya tetap, dimana data tersebut tidak mengalami perubahan selama proses simulasi dijalankan. Data yang termasuk dalam kategori data statis antara lain adalah : 

Data Geologi Reservoir (peta struktur, kedalaman, tebal lapisan,

kemiringan, patahan, kontak antar fluida, boundary condition) 

Data

Statik

Batuan

(absolut

permeabilitas,

porositas,

kompressibilitas batuan, kandungan clay, konduktivitas thermal) 

Data Statik Fluida (viskositas, densitas, FVF, kelarutan gas

dalam fluida, kompressibilitas fluida, dan sebagainya) 

Data Interaksi Fluida dan Batuan (kurva relative permeability,

data PVT, kurva tekanan kapiler dan sebagainya) 

Data Konstruksi Sumur (jenis dan lokasi sumur, jenis dan

interval komplesi,) 

Data

Operasi

produksi/injeksi,

Sumur dan

index

Constraint

(batas laju

produktivitas/injektivitas,

bottomhole

Well

pressure dan kapasitas pengangkatan maksimum untuk sumur produksi, tekanan wellhead minimum untuk sumur injeksi) 

Data Model Reservoir (jumlah dan ukuran grid, jenis dan sistem

koordinat grid) Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data

4-2

Data Dinamis

Data jenis ini merupakan data yang akan mengalami perubahan pada setiap timestep yang telah ditentukan, selama proses simulasi dijalankan. Untuk data jenis ini, yang digunakan adalah data pada kondisi awal simulasi akan dijalankan. Selain itu juga digunakan data penyeimbang untuk menjaga harga suatu data dinamis tetap pada range yang telah ditentukan. Data yang termasuk dalam kategori data dinamis antara lain adalah : 

Data Dinamik Fluida (saturasi fluida, konsentrasi dan komposisi

fluida) 

Data Kondisi Reservoir (tekanan dan temperatur)



Data Produksi (laju produksi fluida)

Selain kedua jenis data diatas, seringkali diperlukan data penunjang lain yang digunakan dalam analisa, baik analisa teknik maupun analisa ekonomi. Data penunjang tersebut antara lain adalah data mekanik (ukuran casing dan tubing, kapasitas pengankatan), data penunjang sumur dan formasi (skin, rekahan, workover) serta data ekonomi ($/bbl, $/well, economic limit). Pemilihan data yang digunakan dalam simulasi tergantung dari jenis simulasi yang akan digunakan, baik itu black oil simulation, thermal simulation, maupun compositional simulation, seperti yang telah dipaparkan pada Bab I. Dua hal pokok yang berhubungan dengan persiapan data adalah : 

Karakterisasi Reservoir



Sumber Perolehan Data

Karakterisasi Reservoir Karakterisasi reservoir merupakan integrasi dari tiga komponen yang mempunyai saling keterkaitan, yaitu : 

Karakterisasi geologi reservoir



Karakterisasi fluida reservoir, dan



Karakterisasi batuan reservoir.


4-3

Karakterisasi reservoir akan memberikan dua deskripsi reservoir, yaitu deskripsi yang mempunyai harga tetap (statis) dan deskripsi yang cenderung berubah (dinamis). Deskripsi statis digunakan untuk menentukan besarnya hidrokarbon yang terdapat dalam reservoir (seperti porositas, ketebalan formasi, water connate saturation, dan sebagainya).

Sedangkan

deskripsi

dinamis

digunakan

dalam

menentukan besarnya hidrokarbon yang dapat diproduksikan.

Gambar 4.2. Skema Karakterisasi Reservoir

Gambar 4.2. menunjukkan proses karakterisasi reservoir, data-data

yang berperan, serta kedudukannya dalam simulasi reservoir. Berdasarkan pada proses diatas, karakterisasi reservoir mempunyai empat tujuan pokok, yaitu : 

identifikasi ciri pokok (karakteristik) reservoir,



identifikasi mekanisme pendorong,



menentukan volume reservoir (OOIP, OGIP, OWIP), dan



mengamati kinerja (performance) reservoir.

Hasil akhir dari proses karakterisasi reservoir adalah pembuatan dan pemahaman

model

geologi

reservoir.

Model

geologi

akan

memberikan gambaran yang nyata mengenai distribusi karakteristik Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data

4-4

batuan

dan

fluida

serta

kondisi

reservoir,

seperti

distribusi

permeabilitas dan porositas, ketebalan lapisan, tekanan reservoir, kontak antar fluida, dan data reservoir yang lain. Model geologi memuat data yang sebenarnya masih ‘mentah’ dan berdiri sendiri, yang meliputi data core, data logging sumur, data uji sumur serta data survei seismik. Data yang lain diperoleh dari integrasi data-data tersebut dengan peta struktur dan penampang reservoir, dengan metode korelasi antar sumur. Untuk mendapatkan gambaran yang komprehensif, integrasi antar data tersebut diperkuat dengan asumsi dan konsep geologi yang berhubungan, seperti halnya model dan lingkungan pengendapan reservoir. Gambar 4.3. menunjukkan proses karakterisasi model geologi reservoir.

Gambar 4.3. Proses Karakterisasi Model Geologi Reservoir

Dari penjelasan diatas, diperoleh gambaran bahwa pembuatan model geologi reservoir dihasilkan dari interpretasi data, sehingga ada kemungkinan ‘salah’ dan ‘benar’ terhadap hasil yang diperoleh. Asumsi dasar yang digunakan untuk menilai suatu hasil interpretasi adalah kelengkapan data serta asumsi dan konsep geologi yang digunakan dalam proses interpretasi. Meskipun demikian, model geologi

merupakan

‘starting

point’

dari

perencanaan

dan

pelaksanaan suatu studi simulasi reservoir. Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data

4-5

Arti penting model geologi reservoir dalam simulasi reservoir antara lain adalah sebagai berikut : 

Model geologi memberikan gambaran karakeristik reservoir yang proporsional, baik secara areal maupun vertikal.



Model geologi memberikan gambaran yang memadai mengenai struktur geologi reservoir, seperti kemiringan, patahan dan struktur geologi yang lain



Model geologi merupakan bentuk dasar dari model reservoir yang digunakan dalam simulasi. Proses up-scale digunakan untuk menyederhanakan model reservoir dari model geologi yang kompleks.



Model geologi merupakan tuntunan bagi simulation engineer untuk merubah model reservoir, terutama dalam tahap validasi model dan history-matching.

Sumber Perolehan Data Data-data yang dibutuhkan untuk melakukan simulasi dapat diperoleh dari berbagai sumber data yang memungkinkan. Meskipun demikian, sebagian besar dari data tersebut tidak dapat langsung dipakai, tetapi memerlukan proses pengolahan sehingga dihasilkan data yang siap pakai. Pemilihan sumber data serta pengolahan juga sangat berpengaruh terhadap kesiapan data itu sendiri, yang pada akhirnya

juga

berpengaruh

terhadap

hasil

simulasi

secara

keseluruhan. Sebagian besar dari data yang digunakan sebagai data masukan pada simulasi diperoleh dari sumber data sebagai berikut : 

Analisa core,



Logging sumur,



Observasi lapangan (uji sumur),

Berikut ini akan dibahas beberapa sumber perolehan data yang dapat digunakan dalam tahap persiapan data untuk simulasi reservoir. Sumber data dan perhitungannya untuk data-data tertentu, seperti permeabilitas, porositas dan data pokok lainnya, dapat dilihat pada Bab II. Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data

4-6

Analisa Core

Core (inti batuan) merupakan referensi data yang sangat esensial dalam teknik reservoir. Core dapat memberikan kesempatan untuk melakukan observasi dan pengukuran secara langsung, baik secara visual maupun terukur untuk mendeskripsikan batuan reservoir. Terdapat dua metode pengambilan core (coring), yang biasa dilakukan dilapangan, yaitu : 

Bottom hole coring, yaitu cara pengambilan core yang

dilakukan pada waktu pemboran berlangsung. 

Sidewall coring, yaitu cara pengambilan core yang dilakukan

setelah operasi pemboran selesai atau pada waktu pemboran berhenti. Secara umum, analisa core digunakan untuk identifikasi jenis batuan, lingkungan pengendapan, serta sebagai dasar korelasi penampang antar sumur. Untuk meminimalisasi biaya yang dikeluarkan untuk proses coring, analisa core dapat dilakukan terhadap cutting yang ikut terangkat selama proses pemboran. Selain itu, analisa core juga dapat dilakukan untuk mengkalibrasi dan korelasi hasil logging sumur yang akan menghasilkan data log melalui proses core-to-log transforms. Logging Sumur

Logging sumur merupakan sumber data reservoir yang memiliki cakupan lebih luas dan lengkap jika dibandingkan dengan analisa core. Data log akan menyajikan gambaran yang lebih lengkap dan detail mengenai karakteristik vertikal suatu tempat tertentu pada reservoir. Data log juga dapat digunakan untuk menunjang korelasi antar sumur yang akan menghasilkan gambaran reservoir secara areal (3D).


4-7

Jenis logging dibedakan berdasarkan respon yang diharapkan dari reservoir. Logging yang biasa digunakan antara lain adalah : 

Log listrik (electric log),



Log porositas,



Log gamma-ray,



Log dipmeter, dan



Log caliper.

Log Listrik

Metode logging jenis ini akan mengukur kemampuan formasi untuk meneruskan atau mengalirkan arus listrik. Logging yang termasuk dalam kategori log listrik antara lain adalah: 

Spontaneous (SP) Log

Log ini mengukur perbedaan potensial listrik antara elektroda yang bergerak sepanjang lubang bor dengan elektroda tetap dipermukaan. Bentuk defleksi positif ataupun negatif terjadi karena adanya salinitas antara kandungan fluida dalam batuan dengan lumpur. Bentuk ini disebabkan karena adanya hubungan antara

arus

listrik

dengan

gaya-gaya

elektrokimia

dan

elektrokinetik dalam batuan. SP log berguna untuk mendeteksi lapisan-lapisan yang porous dan permeabel, menentukan batas-batas lapisan, mengestimasi harga tahanan air formasi (Rw) dan dapat juga untuk korelasi batuan dari beberapa sumur didekatnya. 

Resistivity (conductivity) Log

Log jenis ini mengukur tahanan batuan formasi beserta isinya, yang mana tahanan ini tergantung pada porositas efektif, salinitas air formasi dan banyaknya hidrokarbon dalam pori-pori batuan. 

Induction Log

Tujuan dari induction log adalah mendeteksi lapisan-lapisan tipis yang jauh dalam menentukan harga Rt dan dapat juga untuk korelasi, tanpa memandang jenis lumpur pemborannya. Jenis log yang sering digunakan adalah IES (induction Electrical Survey) bahkan dari log resistivity. Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data

4-8

Log Porositas

Seperti namanya, log jenis ini digunakan untuk mengukur porositas batuan reservoir. Jenis log yang biasa digunakan dalam pengukuran porositas antara lain adalah sebagai berikut : 

Log Densitas (density log)

Prinsip log densitas dalam pengukuran porositas adalah dengan mengukur kerapatan elektron dalam batuan dengan cara menghitung penipisan jumlah sinar gamma antara sumber sinar dengan detektor. Batuan reservoir terbentuk dari mineral dan mineral tersusun dari atom-atom yang terdiri dari proton dan elektron, maka patikel sinar gamma akan membentur elektron-elektron dalam batuan. Hal ini akan mengakibatkan intensitas sinar gamma mengalami penurunan energi (loose energy). Energi yang kembali sesudah mengalami benturan akan diterima detektor, dimana makin lemah

sinar

gamma

yang

kembali

menunjukkan

makin

banyaknya elektron-elektron dalam batuan, yang berarti makin banyak mineral penyusun batuan persatuan volume. 

Log Neutron

Log neutron menetukan porositas batuan dengan cara mengukur konsentrasi ion hidrogen dengan menghitung perbandingan kehilangan energi neutron setelah melalui batuan reservoir. Prinsip kerja alat ini adalah pemancaran partikel listrik yang netral dan mempunyai massa yang sama dengan atom hidrogen secara terus-menerus dan konstan. Partikel-partikel neutron akan memancar menembus formasi dan bertumbukan dengan mineral-mineral dari formasi tersebut, sehingga neutron akan mengalami hilang energi. Berkurangnya energi ini tergantung dari

perbedaan

massa

neutron

dengan

massa

material

pembentuk batuan hilangnya energi yang paling besar adalah bila neutron bertumbukan dengan suatu atom yang mempunyai massa atom yang sama atau hampir sama, seperti halnya atom hidrogen. Dengan demikian besarnya hilang energi neutron hampir seluruhnya tergantung banyak sedikitnya jumlah hidrogen dalam formasi. Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data

4-9



Log Sonic

Log neutron menetukan porositas batuan dengan cara mengukur kecepatan gelombang suara dalam melewati formasi, atau beda waktu kedatangan gelombang suara antara transmitter dan receiver, atau “internal transite time” atau

t.

Besar kecilnya

t

yang melalui suatu formasi tergantung dari jenis batuan dan besarnya porositas batuan serta isi kandungan dalam batuan.. Log Gamma-ray

Respon dari log gammar-ray akan menunjukkan intensitas radioaktif alami yang ada dalam formasi/batuan reservoir. Hal ini digunakan untuk menentukan lithologi reservoir dan shale content pada batuan. Pada batuan sedimen unsur-unsur radioaktif banyak terdapat dalam clay atau shale, sehingga besar kecilnya intensitas radioaktif akan menunjukkan ada tidaknya mineral-mineral clay. Pada lapisan permeabel yang clean, kurva gamma ray menunjukkan intensitas

yang

sangat

rendah,

terkecuali

lapisan

tersebut

mengandung unsur-unsur radioaktif maupun mengandung air asin, sehingga harga gamma ray akan tinggi. Log Gamma ray ini dapat menggantikan SP log untuk pendeteksian lapisan permeabel atau korelasi batuan apabila kurva SP log tidak tersedia. L og D ip me te r

Log dipmeter berguna untuk mengukur kemiringan

formasi,

termasuk sudut dan arah versus kedalaman, selain itu log dipmeter juga dapat digunakan untuk korelasi penampang untuk mendeteksi adanya patahan dan cross-bedding. L og C al ip er

Kegunaan log ini adalah untuk mengukur diameter lubang bor sebagai fungsi dari kedalaman lubang bor. Selain itu, hasil log caliper juga dapat digunakan untuk menentukan zona unconsolidated, adanya clay swelling, serta sebagai penunjang dalam workover sumur, seperti keperluan penyemenan, penempatan packer dan Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data

4-10

sebagainya. Kombinasi dari log Caliper dengan gamma ray, density, neutron, dan sonic log juga dapat digunakan untuk menentukan lapisan produkstif. Observasi Lapangan (uji sumur)

Tujuan utama dari well test adalah untuk menentukan produktivitas suatu sumur atau kemampuan suatu formasi untuk menghasilkan hidrokarbon. Suatu perencanaan, pengoperasian, dan analisa well testing yang tepat dapat melengkapi informasi tentang permeabilitas formasi, derajat kerusakan sumur bor atau stimulasinya, tekanan reservoir, batas-batas reservoir dan heterogenitas formasi. Jenis uji sumur yang biasa digunakan antara lain adalah 

Drill steam test (DST),



Uji tekanan (pressure test),

 

Analisa PVT, dan Uji produksi (production test)

Drill Steam Test (DST),

Observasi lapangan jenis ini dilakukan untuk memastikan apakah suatu formasi dapat dikategorikan formasi produktif atau tidak. Penentuan zona test didasarkan pada hasil analisa cuting dan logging. Untuk melakukan pengetesan zona tersebut, maka rangkaian peralatan DST disambungkan dengan rangkaian drill string kemudian diturunkan sampai zona test. DST ini merupakan temporary completion dan zona test diisolasi untuk menghilangkan pengaryh tekanan hidrostatik lumpur, sehingga memungkinkan fluida formasi mengalir melalui drill pipe dan secara kontinyu mencatat tekanan selama test berlangsung. Uji Tekanan (pressure test),

Prinsip dari uji tekanan adalah mengukur perubahan tekanan terhadap waktu selama perioda penutupan atau pada perioda pengaliran. Penutupan sumur dimaksudkan untuk mendapatkan keseimbangan tekanan diseluruh reservoir, perioda pengaliran dilakukan sebelum atau sesudah perioda penutupan dengan laju konstan. Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data

4-11

Parameter yang diukur adalah tekanan statik (P ws), tekanan aliran dasar sumur (P wf ), tekanan awal reservoir (P i), skin factor (S), permeabilitas rata-rata (k), volume pengurasan (V d) dan radius pengurasan (r e). Metoda uji tekanan yang umum digunakan ada dua macam, yaitu: 

Pressure Build-Up Test

Uji build-up tekanan adalah suatu teknik pengujian tekanan transien yang paling dikenal dan banyak dilakukan orang. Pada dasarnya,

pengujian

ini

dilakukan

pertama-tama

dengan

memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut (biasanya dengan mentup kepala sumur Penutupan sumur ini menyebabkan

di

naiknya

permukaan). tekanan yang

dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur). Dari data tekanan yang didapat, kemudian dapat ditentukan permeabilitas formasi, daerah pengurasan saat itu, adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi, batas reservoar bahkan keheterogenan suatu formasi. 

Pressure Draw-down Test

Pressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan

dengan

mempertahankan

laju

jalan produksi

membuka tetap

sumur

selama

dan

pengujian

berlangsung. Syarat awal pelaksanaan uji tekanan ini adalah sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan hendaknya seragam diseluruh reservoar yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan di reservoarnya. Berdasarkan pada hal tersebut diatas, waktu yang paling ideal untuk melakukan pressure drawdown test adalah pada saat-saat pertama suatu sumur diproduksi.


4-12

Analisa PVT.

Kegunaan analisa PVT adalah untuk mengetahui hubungan antara produksi di permukaan terhadap pengurasan di dalam reservoir, terutama pada kondisi dibawah tekanan bubble point pressure dari phase minyak dan gas. Analisa ini dapat digunakan untuk menentukan beberapa sifat fisik fluida reservoir, antara lain adalah faktor volume formasi minyak dan gas, kelarutan gas dalam minyak dan air, kompresibilitas fluida, serta viskositas fluida. Uji Produksi (production test) dan

Pengukuran data produksi dimaksudkan untuk mengetahui besarnya produksi masing-masing fluida pada tiap sumur, yaitu produksi air, minyak dan gas. Dengan demikian selanjutnya dapat dihitung besarnya Water-Oil Ratio (WOR) maupun Gas-Oil Ratio (GOR). Pengukuran data produksi untuk tiap-tiap sumur dilakukan dengan jalan mengalirkan fluida sumur ke dalam separator, atau disebut juga uji separator. Pada separator tersebut terdapat outlet minyak maupun air yang dilengkapi dengan metering controls, yaitu suatu alat untuk mengukur laju produksi minyak dan air, sedangkan untuk mengukur laju produksi gas yang keluar dari gas outlet biasanya menggunakan oriffice meter.


4-13

PERENCANAAN MODEL RESERVOIR Model reservoir merupakan elemen pokok dalam simulasi reservoir, dimana model tersebut merepresentasikan konstruksi dan kondisi dari reservoir yang akan disimulasikan. Perencanaan suatu model reservoir dilakukan secara sistematik atau berurutan, yang disertai dengan analisa terhadap parameterparameter terkait, sehingga didapatkan model yang representatif untuk mensimulasikan reservoir sesuai dengan tujuan dan prioritas simulasi. Proses perencanaan model meliputi : 

Pemilihan jenis dan dimensi model



Pemilihan sistem, koordinat dan ukuran grid

Selain kedua hal pokok tersebut diatas, pada bagian ini akan diuraikan

juga

hal

yang

berkaitan

dengan

pertimbangan-

pertimbangan yang mendasari pemilihan model dan grid.

Pemilihan Model Pemilihan model dipengaruhi oleh beberapa parameter teknis, antara lain adalah jenis reservoir, geometri dan dimensi reservoir, data yang tersedia, serta tahapan proses recovery yang akan dimodelkan. Selain itu, pemilihan model juga mempertimbangkan sumber daya manusia, kemampuan teknologi (komputer) serta pertimbangan besarnya investasi biaya yang digunakan. Secara umum jenis reservoir terdiri dari tiga jenis, yaitu gas, minyak dan kondensat. Reservoir gas dapat disertai adanya aquifer, atau bisa juga tanpa aquifer. Pada sistem reservoir gas tanpa aquifer, simulasi cukup dengan menggunakan model satu fasa (single-phase model). Reservoir minyak yang hanya terdapat perpindahan massa minimal antara minyak dengan gas terasosiasi dapat ditangani dengan simulator black-oil, sedangkan reservoir minyak dengan adanya aquifer akan membutuhkan model dua fasa.

Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir

4-14

Kondisi-kondisi

yang

berpengaruh

terhadap

pemilihan

model

simulasi pada tiap-tiap jenis reservoir adalah sebagai berikut : 

Gas ▫





gas fasa tunggal, tanpa adanya aquifer

Minyak ▫

tidak terdapat perpindahan massa

▫

pertimbangan ada atau tidaknya aquifer

▫

kondisi diatas atau dibawah bubble point

Kondensat ▫

adanya pengaruh perpindahan massa antar fasa

▫

sistem hidrokarbon yang cenderung mengalami penguapan

▫

kemungkinan diberlakukannya injeksi gas

Jenis Model Berdasarkan pendekatan studinya, model yang digunakan pada simulasi dapat dibedakan menjadi 2 jenis, yaitu : 

Model Aktual Merupakan model yang merepresentasikan deskripsi geologi dan karakteristik reservoir secara lengkap. Model jenis ini biasanya digunakan untuk penanganan suatu lapangan, baik yang bersifat khusus, seperti halnya penanganan suatu masalah produksi, maupun

dalam

cakupan

yang

lebih

luas,

seperti

untuk

memperkirakan recovery serta parameter manajemen reservoir yang lain. Pada model aktual, tersedianya data produksi memungkinkan

untuk

memvalidasi

model

sehingga

akan

karakteristik

yang

meningkatkan akurasi hasil simulasi. 

Model Konseptual Merupakan

model

sederhana,

dengan

cenderung seragam. Data yang digunakan pada model ini biasanya merupakan data hipotetis. Model jenis ini digunakan untuk studi sederhana yang sifatnya umum, seperti halnya studi sensitivitas perubahan berbagai parameter terhadap kinerja. Model konseptual tidak memerlukan suatu validasi yang detail, karena model tersebut dibuat dengan asumsi-asumsi yang bersifat umum dan disesuaikan dengan tujuan simulasi. Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir

4-15

Gambar 4.4. Jenis Model Berdasarkan Cakupannya

Sedangkan berdasarkan cakupannya, model dapat dikategorikan menjadi 4 jenis (seperti yang terlihat pada Gambar 4.4), yaitu : 

Full-field Model Merupakan model dalam skala penuh dari suatu lapangan atau reservoir yang digunakan untuk studi yang menyeluruh. Contoh : studi performance suatu lapangan guna menunjang pengambilan keputusan dalam manajemen reservoir.



Segment Model Merupakan model bagian dari reservoir, yang digunakan untuk studi suatu segmen reservoir dengan karakteristik khusus. Contoh : studi pilot project yang dilakukan pada bagian reservoir.



Single-Well Model Merupakan model satu sumur yang dibuat dalam koordinat radial, digunakan untuk mempelajari performance dari suatu sumur. Contoh : studi kecenderungan coning sumur produksi.



Pattern-Element Model Merupakan model bagian dari suatu pola penyapuan, yang digunakan

untuk

mengoptimalkan

model

reservoir

yang

digunakan, dengan asumsi homogenitas karakteristik secara horizontal. Contoh : studi effisiensi penyapuan pada pengurasan berpola pada proyek waterflood. Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir

4-16

D im en si M od el Dimensi model yang dapat digunakan pada simulasi reservoir ada empat, yaitu mulai dari model 0-dimensi yang paling sederhana, model 1-dimensi, model 2-dimensi sampai model 3-dimensi yang paling kompleks. Model 0-Dimensi (tank model) Model 0-dimensi menunjukkan bahwa sifat-sifat reservoir tidak mengalami

perubahan,

merupakan

reservoir

yang

homogen,

isotropik dan seragam. Contoh simulator dengan model 0-dimensi yang terkenal adalah persamaan material balance. Model 1-Dimensi Model 1-dimensi biasanya digunakan pada simulasi pilot project, ataupun pada bagian dari reservoir yang lurus dan sederhana. Gambar 4.5., menunjukkan model 1-dimensi pada resorvoir datar dan model yang disesuaikan untuk reservoir dengan kemiringan. Model 1-dimensi dapat digunakan pada kondisi-kondisi sebagai berikut : 

Simulasi per-bagian dari reservoir



Simulasi dengan tujuan khusus, seperti line drive behavior, miscible flooding, simulasi pilot-flood project, dan sebagainya.

Gambar 4.5. Model 1-Dimensi (reservoir miring dan datar)


4-17

Model 2-Dimensi Model simulator 2-dimensi merupakan pilihan terbaik untuk simulasi dengan cakupan yang luas dan dipengaruhi oleh perubahan parameter areal. Gambar 4.6, menunjukkan model reservoir yang umum dengan 2-dimensi horizontal. Model reservoir 2-dimensi horizontal digunakan dalam simulasi struktur multi-well dengan ukuran besar, simulasi reservoir sistem multi-unit, penentuan sifatsifat heterogenitas batuan, analisa migrasi fluida melalui lease-line, kondisi variasi vertikal sifat fluida yang tidak dominan, serta dalam pemilihan pola operasi yang optimum untuk secondary recovery maupun pressure maintenance.

Gambar 4.6. Model 2-Dimensi Horizontal

Gambar 4.7. Model 2-Dimensi Berlapis

Jenis model 2-dimensi yang lain adalah penggabungan beberapa model

2-dimensi

sehingga

membentuk

lapisan-lapisan

yang

menggambarkan model 3-dimensinya, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 4.7. Model jenis ini digunakan pada reservoir berlapis Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir

4-18

ataupun pada operasi produksi dengan multiple-completions. Model 2-dimensi juga dapat berupa model radial yang khusus digunakan untuk studi simulasi single well, seperti pada Gambar 4.8.

Gambar 4.8. Model 2-Dimensi Radial

Gambar

4.9,

menunjukkan

model

2-dimensi

dengan

sumbu

koordinat utama x-z, atau model 2-dimensi vertikal. Model jenis ini digunakan dalam analisa cross-section reservoir, analisa well completion baik untuk single maupun multiple-well, menentukan gravity segregation serta dalam mempelajari pengaruh cross-flow dan anisotropi terhadap proses pendesakan frontal.

Gambar 4.9. Model 2-Dimensi Vertikal (x-z)

Model 3-Dimensi Model 3-dimensi dibutuhkan pada kondisi-kondisi tertentu, dimana terdapat keragaman sifat fluida secara vertikal dan adanya sisipan shale yang akan berpengaruh terhadap pola aliran. Gambar 4.9. dan Gambar 4.10, menunjukkan model 3-dimensi pada configurasi reservoir normal, serta aplikasi model 3-dimensi pada reservoir dengan patahan. Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir

4-19

Gambar 4.10. Model 3-Dimensi

Gambar 4.11. Aplikasi Model 3-Dimensi pada Patahan

Pertimbangan Pemilihan Model Hal-hal yang dapat dipertimbangkan dalam pemilihan model jenis dan dimensi model antara lain adalah sebagai berikut : 

Pemilihan model harus disesuaikan dengan tujuan simulasi, tingkat akurasi hasil yang diharapkan, cakupan studi yang akan dilakukan, serta ketersediaan data.



Dimensi model yang digunakan harus dapat mengakomodasi variasi karakteristik reservoir yang akan dimodelkan. ▫

untuk mensimulasikan pengaruh sekitar lubang sumur, maka model yang digunakan adalah model 1-D atau 2-D radial

▫

pada reservoir yang tipis dan heterogenitas hanya terjadi pada arah horizontal, model 2-D sudah dapat digunakan untuk mewakili.

▫

pada reservoir tebal dan karakteristiknya heterogen secara vertikal dan horizontal, hanya model 3-D yang dapat digunakan untuk mendapatkan model yang representatif


4-20

Pemilihan Grid Grid pada model simulasi digunakan untuk menterjemahkan bentuk discrete pada persamaan finite different, sebagai diskretisasi jarak (spatial discretization ). Terdapat dua jenis diskretisasi spasial pada model simulasi, yaitu diskretisasi spasial horizontal yang mewakili heterogenitas horizontal reservoir

dan

diskretisasi

spasial

vertikal

yang

mewakili

heterogenitas secara vertikal. Untuk memudahkan pemahaman, diskretisasi spasial horizontal disebut sebagai grid, sedangkan diskretisasi spasial vertikal disebut juga layer . Gabungan dari kedua diskretisasi tersebut biasa dinyatakan sebagai sel. Selanjutnya masing-masing grid pada tiap arahnya akan diisi dengan harga variabel karakteristik reservoir, sehingga gabungan sel pada model akan

membentuk

suatu

rangkaian

karakteristik

yang

menggambarkan keseluruhan reservoir yang dimodelkan. Klasifikasi jenis grid dapat dibedakan berdasarkan 

Sistem grid,



Ukuran grid,



Koordinat grid, dan



Arah orientasinya.

Sistem Grid Sistem grid yang dapat digunakan pada model simulasi adalah sebagai berikut : 

Block Centered, dimana parameternya dihitung pada pusat cell



Lattice, dimana parameternya dihitung pada perpotongan garis

Gambar 4.12. Sistem Grid a. block centered, b. lattice (corner-point) Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir

4-21

Ukuran Grid Pemilihan ukuran grid merupakan hal yang kruisial dalam pembuatan model. Ukuran grid akan berkaitan dengan semua aspek dari model yang dibuat. Ukuran grid juga akan berpengaruh secara langsung dengan jumlah sel, semakin kecil ukuran grid maka semakin banyak jumlah sel yang menyusun model. Berdasarkan ukurannya, grid dapat dibedakan menjadi 2 jenis, seperti yang terlihat pada Gambar 4.13., yaitu : 

Coarse grid (grid kasar) dan



Fine grid (grid halus)

Gambar 4.13. Jenis Ukuran Grid pada Model Simulasi (a) coarse grid, (b) fine grid

Coarse Grid Model dengan grid yang berukuran besar ( coarse grid ) biasanya digunakan pada simulasi sederhana ataupun digunakan pada tahap awal untuk menguji konsep numerik simulator yang akan digunakan. 

Keuntungan dari coarse grid adalah modelnya sederhana sehingga memberi kemudahan dalam konstruksi model dan setup simulator. Selain itu, jumlah grid yang sedikit, simulasi akan selesai dalam waktu yang lebih singkat.



Kelemahan dari coarse grid antara lain adalah ketidak mampuan model dalam menterjemahkan batas reservoir secara presisi. Hal ini akan menyebabkan adanya kesalahan dalam perhitungan pore volume dan transmisibilitas antar antar sel. Ukuran grid yang besar juga akan berpengaruh terhadap distribusi tekanan dan saturasi fluida, seperti yang terlihat pada Gambar 4.14.


4-22

Fine grid Model dengan grid yang berukuran kecil (fine grid ) digunakan pada model dengan heterogenitas dan sruktur reservoir yang kompleks pada studi skala luas. 

Keuntungan

dari

penggunaan

fine

grid

adalah

dapat

merepresentasikan heterogenitas dan struktur reservoir yang kompleks, terutama batas-batas reservoir, patahan, serta pada struktur reservoir berlapis. Selain itu model fine grid akan menghasilkan gradien saturasi dan temperatur yang lebih halus dan hasil simulasi yang lebih akurat jika dibandingkan dengan model coarse grid. 

Kelemahan utama fine grid berkaitan dengan lamanya waktu yang diperlukan untuk menjalankan simulasi serta tingginya tingkat kesulitan dalam konstruksi model berkaitan dengan kompleksnya model.

Gambar 4.14. Pengaruh Ukuran Grid pada Distribusi Saturasi Fluida Pada beberapa Tahap Pendesakan dengan ukuran grid a. 135 ft, b. 65 ft, c. 45 ft, pada area 72 acre

Koordinat Grid Berdasarkan bentuknya, jenis grid dibedakan menjadi 5 jenis, yaitu : 

Cartesian grid,



Curvilinear grid,



Radial grid, dan



Locally-refined cartesian grid.


4-23

Cartesian Grid Grid jenis ini dibentuk oleh garis-garis horizontal dan vertikal yang membentuk bujur sangkar, dan merupakan jenis grid yang paling umum digunakan dalam pemodelan reservoir. Curvilinear Grid Grid ini digunakan untuk menyesuaikan model dengan batas reservoir, adanya patahan serta untuk mengikuti arah pola aliran fluida, terutama pada reservoir miring, atau adanya perbedaan kedalaman antara sumur injeksi dan produksi.

Gambar 4.15. Cartesian dan Curvlinear Grid

Radial Grid Grid jenis ini biasanya digunakan pada simulasi single-well, untuk memperkirakan

kinerja

sumur,

terjadinya

coning,

mengetahui

pengaruh komplesi serta memperkirakan karakteristik permeabilitas ditempat dengan pressure build-up.

Gambar 4.16. Radi al Gri d

Locally-refined Cartesian Grid Grid jenis ini di bentuk dengan membuat fine grid pada bagianbagian

tertentu

dari

coarse

grid.

Hal

ini

dilakukan

untuk

mempercepat proses simulasi yaitu dengan memperkecil jumlah sel Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir

4-24

yang disimulasikan, tanpa mengorbankan akurasi pada bagianbagian tertentu yang merupakan prioritas dari simulasi.

Gambar 4.17. Locally-refined Cartesian Grid

Arah Orientasi Grid Hal lain yang harus diperhatikan dalam pembuatan grid adalah menentukan arah orientasi grid. Ada 2 jenis arah orientasi grid yang dapat digunakan pada pembuatan model reservoir, yaitu grid parallel dan grid diagonal, seperti yang terlihat pada Gambar 4.18.

Gambar 4.18. Arah Orientasi Grid a. parallel grid, b. diagonal grid

Penentuan arah grid dipengaruhi oleh distribusi permeabilitas vertikal dan horizontal (pada reservoir anisotropi), lokasi sumur produksiinjeksi, serta arah aliran fluida yang dominan. Gambar 4.19. menunjukkan pengaruh arah grid terhadap proses aliran fluida pada simulasi.


4-25

Gambar 4.19. Pengaruh Orientasi Grid terhadap Aliran Fluida

Pertimbangan Pemilihan Grid Hal-hal yang dapat dipertimbangkan dalam pemilihan grid antara lain adalah sebagai berikut : 

Tujuan, prioritas dan cakupan dari studi simulasi yang akan dilakukan, merupakan aspek utama yang mempengaruhi semua pertimbangan dalam pemilihan grid.



Sistem grid yang digunakan akan berpengaruh terhadap konstruksi model yang akan digunakan. Grid dengan sistem lattice (corner-point) lebih fleksibel digunakan terutama pada model reservoir tang tidak beraturan. Sistem corner-point memungkinkan permukaan model untuk mengikuti kontur dari permukaan reservoir.



Pemilihan ukuran grid yang paling obyektif dilakukan melalui proses studi sensitivitas ukuran grid. Pada studi dengan aktual model, studi optimasi ukuran grid dapat ditunjang dengan proses history matching, sehingga didapatkan ukuran grid yang benarbenar optimal tanpa disertai konsekuensi yang berhubungan dengan waktu dan biaya simulasi.



Koordinat grid sangat tergantung dari tujuan simulasi dan struktur dari reservoir yang akan dimodelkan. Model dengan koordinat cartesian dan radial merupakan model yang paling umum digunakan pada studi simulasi.



Arah orientasi grid disesuaikan dengan arah aliran fluida yang paling dominan, selain itu kecenderungan arah hetrogenitas reservoir juga harus diperhatikan.


4-26

VALIDASI MODEL Akurasi dan kesesuaian hasil simulasi yang diharapkan, hanya dapat diperoleh dari penggunaan model yang valid. Tingkat validitas model menggambarkan

kemampuan

model

serta

data-data

yang

dimasukkan mewakili kinerja dan kelakuan reservoir. Validasi model dimaksudkan untuk menyamakan model dengan reservoir yang dimodelkan. Proses validasi model yang dilakukan meliputi : 

Inisialisasi



Ekuilibrasi



History Matching

Inisialisasi Proses

inisialisasi

merupakan

proses

analisa

model

untuk

memastikan konstruksi model dan pemasukan data-data sudah dilakukan secara benar. Validitas pemasukan data dilakukan dengan memeriksa parameter reservoir pada kondisi mula-mula (initial condition), yaitu kondisi sebelum simulasi dilakukan. Proses inisialisasi dilakukan dengan menjalankan simulasi pada time-step pertama, atau initialization-run. Initialization-run tersebut akan menghasilkan data reservoir pada kondisi awal serta pesanpesan kesalahan yang mungkin terjadi. Parameter yang diperiksa pada proses inisialisai antara lain adalah sebagai berikut : 

Distribusi fluida dan kontak antar fluida Pemeriksaan terhadap distribusi fluida dan kontak antar fluida dapat dilakukan secara visual pada model simulasi yang sudah dihasilkan. Perbaikan terhadap kesalahan pada parameter ini biasanya dilakukan dengan me-rekonstruksi model dan pemasukan data distribusi fluida.



Kandungan hidrokarbon mula-mula (OOIP dan/atau OGIP) Pemeriksaan kandungan hidrokarbon pada kondisi awal (initial hydrocarbon in-place) dilakukan dengan membandingkan hasil

Bab 4 Simulasi Reservoir – Validasi Model Reservoir

4-27

perhitungan simulasi dan perhitungan secara manual. Hasil perhitungan simulasi diperoleh data initialization-run, sedangkan perhitungan manual biasanya diperkirakan dengan metode volumetrik atau material balance. Perbaikan

terhadap

kesalahan

pada

harga

kandungan

hidrokarbon mula-mula dapat dilakukan dengan merubah ukuran grid, sampai didapatkan harga yang mendekati. 

Kondisi reservoir mula-mula Pada kondisi awal, harga tekanan dan temperatur harus sama umtuk semua sel pada satu titik kedalaman. Harga tersebut akan mengacu pada harga kesetimbangan untuk satu titik kedalaman tertentu yang telah ditentukan.

Ekuilibrasi Proses ekuilibrasi merupakan proses pemeriksaan kesetimbangan dan kestabilan model. Hal ini mengacu pada prinsip kesetimbangan massa, yang menyatakan bahwa kondisi sistem akan selalu dalam keadaan setimbang tanpa adanya perpindahan dan atau perubahan massa dalam sistem tersebut. Proses ekuilibrasi juga digunakan untuk memastikan tidak adanya perubahan zona kontak antar fluida (GOC, OWC), distribusi saturasi fluida dan tekanan pada kondisi yang setimbang. Proses ekuilibrasi dilakukan dengan menjalankan simulasi selama 13 bulan tanpa proses produksi/injeksi (zero production/injection run), sehingga model tetap dalam keadaan setimbang tanpa adanya aliran fluida. Hal-hal yang harus dipastikan dalam proses ekuilibrasi antara lain adalah : 

Tidak adanya perubahan saturasi dan tekanan selama simulasi dijalankan.

 

Tidak adanya gas terlarut yang terbebaskan. Adanya konsistensi harga tekanan bubble-point terhadap zona kontak antara minyak dan gas (P bi = Pb @ GOC)


4-28

History Matching History matching merupakan proses perubahan parameter model dan data reservoir yang digunakan dalam konstruksi, agar tercipta kesesuaian antara model dengan kondisi nyata, yang didasarkan pada data-data terukur selama periode waktu tertentu. Proses history matching akan menghasilkan model yang lebih valid, yang dapat meminimalkan

perbedaan

antara

performance

reservoir

yang

sebenarnya. Proses ini merupakan tahapan yang mengkonsumsi waktu terbanyak jika dibandingkan dengan tahapan yang lain. (Sebagai catatan, proses ini hanya dilakukan pada studi simulasi yang menggunakan model aktual, dimana telah tersedia data performance dari reservoir yang sebenarnya.) Parameter performance yang diselaraskan dalam proses history macthing antara lain adalah : 

Penyelarasan Tekanan



Penyelarasan Performance Produksi (laju produksi fluida, gas-oil ratio (GOR), dan water cut)

Penyelarasan Tekanan Pada simulasi, simulator akan menghitung sendiri tekanan dengan menggunakan parameter-parameter reservoir yang dimiliki oleh setiap sel. Hasil tekanan model akan berbentuk garis, sedangkan tekanan aktual akan berbentuk simbol dalam grafik. Apabila garis grafiknya memiliki trend yang sama atau mendekati dengan data aktual, maka penyelarasan sudah tercapai. Pada kondisi dimana keselarasan tekanan tidak tercapai, harus dilakukan penyelarasan dengan cara sebagai berikut : 

Apabila trend antara tekanan model dan aktual sama tapi berbeda level, maka untuk penyelarasannya volume pori diatur dengan memodifikasikan data porositas di sekitar sel sumur tersebut.

Perubahan

harga

porositas

ini

dibatasi

dengan

besarnya standar deviasi porositas tersebut. 

Apabila trend antara tekanan model dan aktual berbeda tapi levelnya

sama,

maka

modifikasi

dilakukan

dengan

cara

memperbesar atau memperkecil harga permeabilitas absolutnya. Bab 4 Simulasi Reservoir – Validasi Model Reservoir

4-29

Perubahan ini juga dibatasi oleh harga standar deviasi dari permeabilitas yang dihitung terlebih dahulu. Penyelarasan Performance Produksi Simulator akan menghitung laju alir gas atau minyak setelah harga tekanan sebenarnya dimasukkan. Jika ternyata grafik laju alir gas atau munyak yang didapat tidak sesuai dengan grafik laju alir aktual, dilakukan

penyelarasan.

Penyelarasan

ini

dilakukan

dengan

mengubah harga WI (Well Index) dari tiap sumur sampai didapatkan keselarasan produksi antara model dengan aktual. Harga WI ini tidak mempunyai batasan khusus untuk tiap sumurnya. Data yang dapat dirubah untuk memperkecil perbedaan antara hasil simulasi dengan data lapangan antara lain adalah sebagai berikut : 

Data Batuan, yang terdiri dari permeabilitas, porositas, ketebalan formasi dan saturasi fluida



Data Fluida, yang terdiri dari kompressibilitas dan data PVT



Kurva Permeabilitas Relatif , yang dapat dilakukan dengan penggeseran kemiringan dan penggeseran data saturasi kritis



Data Komplesi per Sumur , yang terdiri dari faktor skin dan bottomhole flowing pressure


4-30

ANALISA DATA KELUARAN Tahapan

terakhir

dari

keseluruhan

proses

simulasi

adalah

menganalisa data keluaran simulasi. Tingkat keakuratan data keluaran simulasi sangat tergantung dari keseluruhan tahapan yang telah dilakukan pada proses simulasi, terutama proses validasi model. Jenis data keluaran yang dihasilkan, disesuaikan dengan tujuan dan prioritas simulasi. Pada umumnya data tersebut adalah data performance produksi dari reservoir, baik secara keseluruhan maupun data individu tiap sumur, yaitu : 

Kurva laju produksi fluida dengan produksi kumulatif reservoir



Kurva tekanan reservoir dengan produksi kumulatif fluida

Hasil dari analisa yang dapat dilakukan dari data keluaran simulasi antara lain adalah sebagai berikut : 

Mengetahui besarnya kandungan hidrokarbon suatu reservoir



Merencanakan

suatu

program

manajemen

secara

luas

berdasarkan pilihan metode pengangkatan hidrokarbon yang akan digunakan 

Memperkirakan umur produksi reservoir berdasarkan metode pengangkatan hidrokarbon yang akan digunakan



Memperkirakan performance produksi dengan berbagai skenario produksi



Menentukan waktu yang optimal untuk penerapan suatu metode pengangkatan



Mengetahui sensitivitas beberapa parameter operasi produksi terhadap perolehan hidrokarbon



Pengaturan spasi sumur



Penentuan letak sumur sisipan untuk mengoptimasi perolehan hidrokarbon



Penentuan pola sumur untuk meningkatkan effisiensi pendesakan dan penyapuan pada lapangan dengan sumur berpola



Mengetahui dan meningkatkan performance produksi individual per sumur, serta pengaturan jadwal dan pemilihan metode workover yang digunakan.

Bab 4 Simulasi Reservoir – Analisa Data Keluaran

4 - 31

:: BAB V CONTOH KASUS Pada bagian ini akan disajikan 2 contoh kasus, dengan tujuan untuk memudahkan pemahaman mengenai persiapan dan pelaksanaan suatu proyek simulasi reservoir.

K AS US #1 – M OD EL KO NS EP TU AL

WATERFLOOD PADA RESERVOIR DELTA Studi ini merupakan studi simulasi dengan model konseptual, dimana data yang digunakan adalah data hipotetik yang didasarkan pada asumsi-asumsi

umum

untuk

reservoir

dengan

lingkungan

pengendapan delta. Penggunaan model konseptual dimaksudkan untuk mendapatkan hasil studi yang bersifat universal, yang berlaku untuk semua kondisi dengan batasan-batasan tertentu sesuai asumsi yang telah digunakan.

Deskripsi Studi Lapangan X merupakan lapangan minyak dengan lingkungan pengendapan delta yang akan diproduksi dengan injeksi air berpola (pattern waterflood). Perencanaan waterflood akan memberikan kontribusi yang signifikan dalam menentukan hasil akhir dari proyek tersebut. Beberapa parameter pokok dalam perencanaan tersebut antara lain adalah penentuan jenis pattern, strategi perforasi serta besarnya laju alir yang digunakan. Sebelum penentuan dan perencanaan operasi waterflood yang akan diterapkan, terlebih dulu dilakukan studi mengenai kinerja yang akan dihasilkan dari masingmasing strategi serta pengaruh-pengaruhnya. Lingkungan pengendapan delta adalah endapan yang terbentuk oleh proses sedimentasi pada lingkungan yang merupakan pertemuan antara aliran air sungai dengan laut, seperti ilustrasi yang terlihat pada Gambar 5.1.

Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual

5-1

Gambar 5.1 Ilustrasi Lingkungan Pengendapan Delta.

Pada lingkungan delta, energi yang berpengaruh pada proses sedimentasi adalah energi fluvial (dari arah sungai) serta energi tidal dan wave (dari arah laut). Besarnya kekuatan masing-masing energi akan berpengaruh terhadap morfologi dan bentuk penyebaran sedimen. Parameter khusus dari lingkungan pengendapan yang menjadi kata kunci pada studi ini adalah Pola Fasies. Fasies merupakan suatu tubuh batuan secara vertikal, yang memiliki kombinasi karakteristik yang khas dilihat dari litologi, struktur sedimen dan struktur biologi memperlihatkan aspek fasies yang berbeda dari tubuh batuan yang yang ada di bawah, atas dan di sekelilingnya. Pada lingkungan pengendapan delta, terbentuk dua tipe utama perubahan fasies vertikal, seperti yang terlihat pada Gambar 5.2. yaitu: 

Pola Fasies Bar (coarsening-upward succession ) Pola ini menunjukan adanya suatu peningkatan dalam besar butir dari suatu dasar yang erosive atau tajam. Perubahan ini mengindikasikan peningkatan dalam kekuatan arus transportasi pada saat pengendapan.



Pola Fasies Channel (fining-upward succession ) Pola ini ditandai dengan adanya perubahan besar butir ke arah atas menjadi lebih halus ke bagian puncaknya yang erosive atau tajam. Perubahan ini menunjukan penurunan

kekuatan arus

transportasi pada saat pengendapan. Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual

5-2

Gambar 5.2 Pola Fasies pada Lingkungan Pengendapan Delta

Hubungan konseptual antar karakteristik fisik batuan untuk kedua jenis fasies diatas dapat dilihat pada Gambar 2.38. Hubungan konseptual inilah yang akan digunakan sebagai dasar dalam pembuatan data-data sifak fisik batuan secara hipotetik.

Tujuan Studi Tujuan pokok dari studi ini adalah : 

Pemilihan kandidat reservoir terbaik sebagai untuk pelaksanaan waterflood berdasarkan pada pola fasies batuan reservoir lingkungan pengendapan delta,



Mengetahui pengaruh parameter-parameter dalam perencanaan waterflood terhadap kinerja waterflood, yang meliputi : ▫ ▫

jenis pattern pengaturan perforasi pada sumur injeksi dan sumur produksi, dan

▫



laju injeksi,

Merekomendasikan strategi yang optimum untuk pelaksanaan waterflood pada dua jenis pola fasies reservoir pada lingkungan pengendapan delta



Mengamati pergerakan dinamik fluida


5-3

Skenario Simulasi dan Metode Analisa Skenario simulasi yang akan dilakukan pada studi ini adalah kombinasi dari beberapa parameter observasi, sebagai berikut : 

Pola Fasies

: Endapan Channel dan Bar



Jenis Pattern

: 5 spot, 7 spot dan 9 spot



Pengaturan Perforasi : PF01, PF02, PF03 dan PF04



Laju injeksi

: 1.5, 2.0, 2.5, 3.0, dan 3.5 bfpd/ac.ft

Penjelasan untuk masing-masing parameter dapat dilihat pada sub bab selanjutnya. Selain skenario diatas, ditambahkan pula skenario untuk mendapatkan pengaturan perforasi dan harga laju injeksi yang optimal. Gambaran secara lengkap dari skenario yang akan dilaksanakan dapat dilihat pada Gambar 5.3.

Gambar 5.3. S k en ar i o S im ul as i

Analisa terhadap hasil simulasi dilakukan dengan membandingkan kinerja produksi pada semua skenario yang digunakan serta pengaruh masing-masing parameter terhadap kinerja. Parameter akhir yang digunakan dalam menganalisa kinerja adalah besarnya faktor perolehan minyak (recovery factor, % OOIP) pada batas keekonomian (watercut sebesar 99%), setelah memasukkan parameter evaluasi ekonomi secara tidak langsung, yang berupa faktor diskon sebesar 10 % pertahun yang diberlakukan mulai tahun kedua. Parameter ekonomi tersebut digunakan sebagai konsekuensi adanya perbedaan waktu produksi antar skenario dan dimaksudkan untuk menjaga konsistensi perbandingan antar skenario. Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual

5-4

Batasan dan Asumsi Batasan dan asumsi yang digunakan dalam pembuatan model dan pelaksanaan simulasi adalah sebagai berikut : 

harga permeabilitas dan porositas homogen secara lateral dan heterogen secara vertikal, sesuai dengan hubungan konseptual karakteristik jenis fasies.



pattern waterflood diterapkan setelah primary recovery, dengan saturasi air seragam per zona, yaitu 0.8 pada zona air dan 0.2 pada zona minyak,



model reservoir datar, dengan ketebalan seragam (tank type), dengan luas area pattern 71 acre (3092735.86 ft 2) dengan ketebalan 30 ft, dan OWC pada 1/3 bagian bawah lapisan (20202029 ft),



model konseptual 3 dimensi, yang berupa bagian simetris dari pattern (pattern element),



menggunakan grid cartesian, sistem grid pusat sel (block centered grid), ukuran grid antara 54 – 56 ft dan layer 1 ft.



arah orientasi grid paralel (untuk pola 7 spot dan 9 spot) serta diagonal (untuk pola 5 spot)

Pelaksanaan Simulasi Secara garis besar, tahapan yang dilakukan dalam penelitian ini mencakup keseluruhan proses simulasi, mulai dari pengumpulan dan persiapan data dan pelaksanaan simulasi, serta analisa data-data hasil simulasi, dengan urutan sebagai berikut : 

Persiapan data.



Pemodelan reservoir.



Validasi model



Pengumpulan data keluaran simulasi, yang terdiri dari :





data kinerja produksi.



visualisasi distribusi saturasi.

Analisa dan evaluasi hasil simulasi


5-5

Persiapan Data Data yang digunakan pada studi ini dapat dikategorikan menjadi 3 jenis data, yaitu : 

Karakteristik Reservoir



Parameter Operasi Waterflood

Karakteristik Reservoir Data dalam kategori ini meliputi data karakteristik dan kondisi reservoir secara umum, porositas, permeabilitas, permeabilitas reservoir dan saturasi fluida.

Data Karakteristik Reservoir Umum Reservoir konseptual yang digunakan dalam studi ini sebagai area studi merupakan reservoir lingkungan delta dengan mekanisme pendorong air yang kuat (strong water drive ), dengan karakteristik sebagai berikut : 

Struktur Geologi ▫ ▫ ▫



▫

Tekanan reservoir : Temperatur rata-rata reservoir :

579 psia 207 oF

Karakteristik Minyak ▫ ▫ ▫ ▫ ▫ ▫



: 2000 ft : 30 ft : 2020 ft

Kondisi Reservoir ▫



Top depth Ketebalan reservoir OWC

Tekanan gelembung Gas Oil Ratio Kompresibilitas Densitas FVF Viskositas

: 235 : 50 : 1.10-5 : 0.87 : 7.262 : 1.083 : 2.7

psia scf/STB psi-1 gr/cc lb/gal bbl/STB cp

: 3000 : 1.0091 : 8.423 : 3.10-6 : 0.32 : 1.0

ppm gr/cc lb/gal psi-1 cp bbl/STB

Karakteristik Air Formasi ▫ ▫ ▫ ▫ ▫

Salinitas Densitas Kompresibilitas Viskositas FVF


5-6

P or os it as d a n P er me ab il i ta s Data porositas dan permeabilitas diturunkan secara hipotetik berdasarkan hubungan konseptual antar karakteristik fisik batuan untuk pola fasies, pada Gambar 2.38. Data tersebut adalah sebagai berikut : 

Porositas

: 0.19 – 0.27 %



Permeabilitas

: 200 – 10000 mD

Distribusi

harga

porositas

dan

permeabilitas

secara

vertikal

disesuaikan dengan fasiesnya sesuai Gambar 5.2, fining upward untuk channel dan coarsening upward untuk bar, seperti yang terdapat pada Tabel 5.1. Tabel 5.1. Data Permeabilitas, Porositas pada tiap Layer Layer

Permeabilitas, mD Bar Channel

Porositas, % Bar Channel

1

10000

200

0.280

0.200

2

9122

244

0.278

0.204

3

8243

288

0.276

0.207

4

7365

308

0.274

0.209

5

6486

377

0.271

0.213

6

5914

445

0.269

0.216

7

5342

476

0.267

0.217

8

4770

582

0.265

0.222

9

4198

687

0.262

0.225

10

3743

736

0.260

0.226

11

3230

898

0.257

0.230

12

2716

1060

0.253

0.234

13

2494

1138

0.251

0.235

14

2126

1385

0.248

0.239

15

1758

1632

0.244

0.243

16

1632

1758

0.243

0.244

17

1385

2126

0.239

0.248

18

1138

2494

0.235

0.251

19

1060

2716

0.234

0.253

20

898

3230

0.230

0.257

21

736

3743

0.226

0.260

22

687

4198

0.225

0.262

23

582

4770

0.222

0.265

24

476

5342

0.217

0.267

25

445

5914

0.216

0.269

26

377

6486

0.213

0.271

27

308

7365

0.209

0.274

28

288

8243

0.207

0.276

29

244

9122

0.204

0.278

30

200

10000

0.200

0.280


5-7

Permeabilitas Relatif Harga permeabilitas relatif dikelompokkan menjadi dua kategori, yaitu untuk harga k < 700 mD (KRREGION 1) dan k > 700 mD (KRREGION 2). Kurva permeabilitas relatif ditentukan berdasarkan pada metode korelasi Stone II (Lampiran C). Data yang digunakan dalam perhitungan adalah : • Swcon • Sorw • Krwro • Nw REG 1 • Nw REG 2

= 0,2 = 0,2 = 0.3085 = 1.3 = 1.3

• Swcr • Soirw • Krocw • Now REG 1 • Now REG 2

= 0,2 = 0,15 = 1 = 4.25 = 1.75

Hasil perhitungan ditabulasikan pada Tabel 5.2. dan plot grafik pada Gambar 5.4 Tabel 5.2 Hasil Perhitungan Permeabilitas Relatif KROW REG1 REG2

Saturasi Air

KRW

0.20

0.0000

1.0000

1.0000

0.25

0.0122

0.6909

0.8588

0.30

0.0300

0.4608

0.7268

0.35

0.0509

0.2944

0.6044

0.40

0.0740

0.1785

0.4919

0.45

0.0989

0.1012

0.3894

0.50

0.1253

0.0526

0.2973

0.55

0.1531

0.0242

0.2161

0.60

0.1821

0.0094

0.1462

0.65

0.2122

0.0028

0.0884

0.70

0.2434

0.0005

0.0435

0.75

0.2755

0.0000

0.0129

0.80

0.3085

0.0000

0.0000

Gambar 5.4. Kurva Permeabilitas Relatif Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual

5-8

Saturasi Fluida Saturasi minyak dan air seragam pada masing-masing zona dengan pembatas (OWC) yang jelas pada kedalaman 2020 ft. Harga saturasi air sama dengan 0.2 pada zona minyak (diatas OWC) dan 0.8 pada zona air (dibawah OWC).

Parameter Operasi Waterflood Data parameter operasi waterflood meliputi parameter pembatas operasi sumur (constraint), pengaturan perforasi dan laju injeksi.

Well constraint Parameter pembatas operasi sumur meliputi : 

BHP minimum (sumur produksi)

: 250 psia



Water cut maksimum (sumur produksi)

: 99 %



injeksi air maksimum (sumur injeksi)

: sesuai skenario

Pengaturan Perforasi Pengaturan perforasi yang digunakan pada studi ini merupakan kombinasi dari pengaturan perforasi pada sumur injeksi dan sumur produksi, sebagai berikut : 

Sumur Injeksi Pengaturan perforasi pada sumur produksi dilakukan dengan membagi zona minyak menjadi 4 bagian (dengan tebal masingmasing bagian 5 ft).



Sumur Produksi Pengaturan perforasi pada sumur injeksi dasarkan pada zona fluida, yaitu zona minyak, zona air dan seluruh lapisan.

Kombinasi pengaturan perforasi diatas menghasilkan 12 skenario pengaturan perforasi, seperti yang terdapat pada Gambar 5.5.

Gambar 5.5. Pengaturan Perforasi Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual

5-9

Laju Injeksi Harga laju injeksi yang digunakan pada proses simulasi ini adalah laju proses injeksi, dalam satuan volume fluida injeksi per waktu per satu satuan volume reservoir (bfpd/ac.ft). Selanjutnya dari harga tersebut dikonversi ke dalam satuan volume fluida injeksi per waktu (bwpd), melalui operasi perkalian dengan luasan pattern dan ketebalan reservoir. Harga laju injeksi dasar yang dipilih adalah 1.5 bfpd/ac.ft , 2.0 bfpd/ac.ft, 2.5 bfpd/ac.ft, 3.0 bfpd/ac.ft, 3.5 bfpd/ac.ft. Pada studi lanjutan, untuk menentukan laju injeksi optimum, digunakan laju injeksi tambahan dengan interval 0.5 bfpd/ac.ft sampai mencapai harga yang optimum.

Pemodelan Reservoir Model reservoir didesain untuk tiap pattern, berdasarkan asumsi yang digunakan. Secara umum, batasan dan sistem yang digunakan dalam pembuatan model reservoir adalah sebagai berikut : 

Model ▫ 3 dimensi ▫ datar, dengan ketebalan seragam (tank type) ▫ konseptual ▫ bagian simetris dari pattern (pattern element),



Grid ▫ cartesian, ▫ sistem grid pusat sel (block centered grid), ▫ ukuran antara 54 – 56 ft (coarse grid). ▫ orientasi grid paralel (untuk pola 7 spot, dan 9 spot) dan diagonal (untuk 5 spot)

Model yang sederhana memungkinkan perhitungan ukuran grid dilakukan secara manual, berdasarkan pada prinsip-prinsip geometri, seperti yang terlihat pada Gambar 5.6. Sistem grid yang digunakan adalah sistem grid pusat sel (block centered

grid),

berdasarkan

gambar

diatas,

maka

berlaku

persamaan sebagai berikut : Lx = (nx – 1) . x


5-10

Gambar 5.6. Prinsip Geometri Model

Model 5 Spot Model reservoir untuk pattern 5 spot merupakan ¼ bagian dari pattern, seperti yang terlihat pada Gambar 5.7, dengan data sebagai berikut : • Jumlah grid • Ukuran grid (ft) • Jumlah sel aktif

x

y

z

24

24

30

54.0665

54.0665

1

7935

Gambar 5.7. Model Reservoir Pattern 5 Spot



x

y

z

31

18

30

54.5526

55.5811

1

15300

5-11



x

y

z

17

17

30

54.9568

54.9568

1

7680


Validasi Model Pada studi ini validasi model yang dilakukan hanya inisialisasi dan ekuilibrasi, untuk menguji kesamaan volume dan kesetimbangan sistem pada model. History matching tidak dilakukan karena model bersifat konseptual, sehingga tidak tersedia data produksi Inisialisasi dilakukan dengan membandingkan data volume (volume pori dan oil in place) dari perhitungan volumetrik dengan data yang dihasilkan dari model reservoir, seperti yang tercantum pada Tabel 5.3. Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual

5-12

Tabel 5.3. Data Inisialisasi Model channel sand bar sand

Volume Pori, bbl volumetrik simulasi % error

Oil in Place, stb volumetrik simulasi % error

4006550

4006542

0.000199

2141360

2141340

0.000926

4006550

4006558

0.000186

2313560

2313583

0.000989

Hasil Simulasi Metode penyelesaian persamaan yang digunakan pada studi ini adalah Fully Implicit. Hasil simulasi yang digunakan untuk analisa dapat dikategorikan menjadi 3 kelompok, seperti yang terlihat pada Gambar 5.10, yaitu: a. Data produksi dan plot grafik data tersebut b. Visualisasi distribusi saturasi fluida

a. Data Produksi

b. Grafik Produksi

c. Distribusi Saturasi Fluida

Gambar 5.10. Hasil Simulasi Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual

5-13

Data produksi dan grafiknya digunakan untuk analisa kinerja masingmasing parameter berdasarkan skenario yang telah disusun. Analisa ini digunakan untuk mengetahui pengaruh masing-masing parameter operasi waterflood terhadap kinerja produksi. Selain itu, analisa juga akan menghasilkan rekomendasi skenario produksi terbaik untuk masing-masing jenis pola fasies. Sedangkan gambar distribusi saturasi, baik secara vertikal maupun areal, digunakan untuk mengetahui pergerakan dinamik fluida selama proses pendesakan berlangsung. Analisa dilakukan untuk mengetahui hubungan antara pergerakan fluida tersebut dengan variasi karakteristik reservoir secara vertikal.

Analisa Hasil Simulasi Pembahasan dari studi ini dilakukan sesuai dengan tujuan dari studi, sebagai berikut : 

Pengaruh parameter terhadap performance, serta pemilihan parameter terbaik



▫

jenis fasies

▫

jenis pattern

▫

laju injeksi

▫

pengaturan perforasi

Pergerakan dinamik fluida

Jenis Fasies Skenario simulasi yang dilakukan untuk mengetahui pengaruh jenis fasies terhadap performance dan pemilihan fasies terbaik dilakukan dengan parameter sebagai berikut : ▫ ▫ ▫ ▫ ▫ ▫

FASIES PATTERN TYPE PATTERN SIZE THICKNESS INJECTION RATE PERF. SETTING

: BAR DAN CHANNEL * : 7 SPOT : 71 ACRES : 30 FT : 2.5 BFPD/AC.FT : PF02

* parameter observasi

Rangkuman hasil simulasi dapat dilihat pada Tabel 5.4, sedangkan Gambar 5.11. menunjukkan plot grafik perbandingan performance antar fasies. Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual

5-14

Tabel 5.4 Hasil Simulasi Jenis Fasies Fasies

Tekanan psia

Waktu bulan

Perolehan

RF

STBO

% OIP

BAR

589.47

34

1485778

64.3988

CHANNEL

813.01

179

785698.8

36.7935

Gambar 5.11. Perbandingan Kinerja pada Fasies Bar dan Channel

Berdasarkan pada data-data hasil simulasi diatas, kandidat reservoir terbaik untuk pelaksanaan operasi waterflood adalah reservoir dengan pola fasies bar, dengan ciri endapan yang butirnya mengkasar ke arah atas (coarsening upward).

Jenis Pattern Skenario simulasi yang dilakukan untuk mengetahui pengaruh jenis pattern terhadap performance dan pemilihan pattern terbaik untuk tiap fasies dilakukan dengan parameter sebagai berikut : ▫ ▫ ▫ ▫ ▫ ▫


: BAR DAN CHANNEL : 5 SPOT, 7 SPOT DAN 9 SPOT * : 71 ACRES : 30 FT : 2.5 BFPD/AC.FT : PF02



5-15

Rangkuman hasil simulasi dapat dilihat pada Tabel 5.5, sedangkan Gambar 5.12. menunjukkan plot grafik perbandingan performance antar pattern pada fasies bar . Tabel 5.5 Hasil Simulasi Jenis Pattern Fasies BAR

CHANNEL

Pattern

Tekanan psia

Waktu bulan

Perolehan

RF

STBO

% OIP

5 SPOT

579.0634

41

1462607

63.39447

7 SPOT

620.2926

34

1487787

64.4859

9 SPOT

603.1629

34

1461438

63.3438

5 SPOT

836.5224

129

848349.6

39.72737

7 SPOT

1664.472

127

855854.5

40.07882

9 SPOT

831.592

135

811602.4

38.00654

Gambar 5.12. Perbandingan Kinerja Pattern 5, 7 dan 9 Spot pada Fasies Bar

Berdasarkan data diatas, efisiensi penyapuan areal lebih dipengaruhi oleh pola yang terbentuk dari pengaturan sumur injeksi dan produksi dibandingkan dengan perbandingan jumlah sumur injeksi-produksi. Pattern 7 spot merupakan alternatif terbaik untuk pelaksanaan pattern waterflood, baik pada fasies bar maupun channel. Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual

5-16

S i mu l as i L a ju In j ek s i Skenario simulasi yang dilakukan untuk mengetahui pengaruh laju injeksi terhadap performance dan pemilihan laju injeksi terbaik untuk tiap fasies dilakukan dengan parameter sebagai berikut : ▫ ▫ ▫ ▫ ▫ ▫


: BAR DAN CHANNEL : 7 SPOT : 71 ACRES : 30 FT : 1.5 – 12.0 BFPD/AC.FT (INTERVAL 0.5) * : PF02


Rangkuman hasil simulasi dapat dilihat pada Tabel 5.6, sedangkan Gambar 5.13. menunjukkan grafik perbandingan faktor perolehan minyak dari beberapa laju injeksi pada tiap fasies dengan pattern 7 spot.

Tabel 5.6 Hasil Simulasi Laju Injeksi FASIES CHANNEL

Laju injeksi

Tekanan psia

Waktu bulan

1.5

648.56

2.0

FASIES BAR

Perolehan

RF

Tekanan psia

Waktu bulan

Perolehan

RF

% OIP

Laju Injeksi

STBO

STBO

% OIP

304

650089

30.44

1.5

459.02

54

1456568

63.13

730.67

226

730203

34.19

2.0

526.15

42

1480156

64.16

2.5

813.01

179

785699

36.79

2.5

589.47

34

1485778

64.40

3.0

895.19

149

826944

38.72

3.0

657.79

29

1484012

64.32

3.5

977.61

127

856994

40.13

3.5

718.87

25

1479021

64.11

5.0

1224.00

89

914632

42.83

4.0

936.92

22

1471837

63.79

5.5

1307.26

81

926275

43.38

4.5

1000.77

20

1463409

63.43

6.0

1388.38

74

935012

43.79

5.0

1081.29

18

1452011

62.94

6.5

1470.05

69

943941

44.20

5.5

1138.92

16

1446177

62.68

7.0

1551.36

64

949960

44.49

6.0

1200.00

15

1439110

62.38

7.5

1632.62

60

955803

44.76

8.0

1715.08

56

958556

44.89

8.5

1797.35

53

962352

45.07

9.0

1877.31

51

968642

45.36

9.5

1957.57

48

969622

45.41

10.0

2048.57

45

968182

45.34

10.5

2121.90

43

967574

45.31

11.0

2203.99

41

968122

45.34

11.5

2286.83

39

967802

45.32

12.0

2364.72

38

967858

45.32


5-17

Gambar 5.13. Perbandingan Faktor Perolehan pada Variasi Laju Injeksi

Simulasi Pengaturan Peforasi Skenario simulasi yang dilakukan untuk mengetahui pengaruh pengaturan

perforasi

terhadap

performance

dan

pemilihan

perngaturan perforasi terbaik untuk tiap fasies dilakukan dengan parameter sebagai berikut :

▫

FASIES PATTERN TYPE PATTERN SIZE THICKNESS INJ. RATE, BFPD

▫

PERF. SETTING

▫ ▫ ▫ ▫

: BAR DAN CHANNEL : 7 SPOT : 71 ACRES : 30 FT : 2.5 BFPD/AC.FT (BAR) : 9.5 BFPD/AC.FT (CHANNEL) : PF01 – PF12 *


Tabel 5.7 Hasil Simulasi Pengaturan Perforasi FASIES BAR

FASIES CHANNEL

Tekanan psia

Waktu bulan

Perolehan

RF

Tekanan psia

Waktu bulan

Perolehan

RF

STBO

% OIP

STBO

% OIP

PF01

579.14

35

1482863

64.27

15348

3

16850

0.79

PF02

459.94

35

1476156

63.98

11502

68

680140

31.85

PF03

428.07

35

1475772

63.97

4150

52

907110

42.48

PF04

416.22

35

1473325

63.86

1958

48

969622

45.41

PF05

579.84

35

1481875

64.23

15351

3

16849

0.79

PF06

460.61

35

1474912

63.93

11501

68

680473

31.87

PF07

428.74

35

1474341

63.90

4142

53

911124

42.67

PF08

416.19

35

1473994

63.89

1958

48

969837

45.42

PF09

578.50

35

1483573

64.30

15348

3

16849

0.79

PF10

459.30

35

1477127

64.02

11502

68

680580

31.87

PF11

427.32

35

1476361

63.99

4142

53

911323

42.68

PF12

414.79

35

1475688

63.96

1958

48

969129

45.38

Perforasi


5-18

Tabel 5.7 memperlihatkan rangkuman hasil simulasi, sedangkan grafik

perbandingan

faktor

perolehan

minyak

dari

beberapa

pengaturan perforasi pada tiap fasies dengan pattern 7 spot ditunjukkan pada Gambar 5.14.

Gambar 5.14. Perbandingan Faktor Perolehan pada Variasi Pengaturan Perforasi

P er ge ra ka n D in am ik F lu id a Analisa terhadap pergerakan dilakukan terhadap visualisasi distribusi saturasi fluida pada tiap pertambahan waktu tertentu untuk masingmasing fasies, seperti yang terlihat pada Gambar 5.15. Analisa ini juga digunakan untuk mengetahui parameter yang berpengaruh terhadap parameter effisiensi penyapuan secara vertikal.

Gambar 5.15a. Distribusi Saturasi Fluida pada Fasies Bar


5-19

Gambar 5.15b. Distribusi Saturasi Fluida pada Fasies Channel

Proses pendesakan pada fasies bar berjalan seperti proses pistonlike displacement, dengan effisiensi yang tinggi. Hal ini dikarenakan distribusi harga permeabilitas terbesar berada pada bagian atas dari lapisan, sehingga saturasi minyak yang terlewat ( by-passed oil ) hanya sedikit. Sedangkan

pada

fasies

channel,

proses

pendesakan

lebih

dipengaruhi oleh gravitasi, dengan effisiensi yang lebih rendah jika dibandingkan pada fasies bar. Permeabilitas yang rendah pada bagian atas dan tinggi pada bagian bawah menyebabkan adanya kecenderungan air injeksi untuk mengalir ke arah bawah, sehingga terdapat saturasi minyak yang terlewat pada bagian atas lapisan.

Rekomendasi Berdasarkan pada hasil simulasi dan analisa yang telah dilakukan, dapat dirumuskan rekomendasi sebagai berikut : 

Strategi pelaksanaan waterflood yang optimal untuk masingmasing pola fasies reservoir pada lingkungan pengendapan delta adalah sebagai berikut : ▫

Pola Fasies Bar, dengan pattern reguler 7 spot, kombinasi perforasi PF09, dimana sumur injeksi diperforasi pada seluruh zona air dan sumur produksi pada ¼ bagian atas zona minyak, serta laju injeksi 2,5 bfpd/ac.ft (5325 bwpd pada model).

▫

Pola Fasies Channel, dengan pattern inverted 7 spot, kombinasi perforasi PF08, dimana sumur injeksi diperforasi pada seluruh zona air dan sumur produksi pada seluruh zona minyak, serta laju injeksi 9,5 bfpd/ac.ft (20235 bwpd pada model).


5-20



Pada fasies channel yang mempunyai karakteristik butiran yang menghalus ke arah atas, berdasarkan data distribusi saturasi fluida setelah waterflood (Gambar 5.15b), terdapat akumulasi minyak yang terlewat pada bagian atas yang mempunyai permeabilitas rendah, dan sebagai alternatif dapat dijadikan kandidat pelaksanaan steamflood setelah waterflood.


5-21

K AS US #2 – M OD EL AK TU AL

PRIMARY RECOVERY Deskripsi Studi Lapangan ”X” merupakan lapangan minyak dengan dua sumur, yaitu sumur produksi (sumur X-01) dan sumur observasi (sumur X-02). Dalam rencana pengembangan lapangan tersebut akan dilakukan penambahan sumur produksi. Penentuan lokasi sumur dimaksudkan untuk mengoptimalkan pengangkatan minyak, sehingga dengan jumlah sumur minimal diharapkan dapat menguras cadangan yang maksimal.

Tujuan Studi Tujuan pokok dari studi ini adalah : 

Menentukan lokasi sumur produksi yang baru berdasarkan datadata yang diperoleh dari dua sumur yang sudah ada



Mengetahui produktivitas terbaik dari sumur produksi yang baru



Menentukan skenario produksi terbaik (dari beberapa kombinasi sumur produksi)

Skenario Simulasi dan Metode Analisa Pengembangan lapangan dilakukan dengan penambahan 4 sumur produksi (X-03, X-04, X-05 dan X-06), dimana lokasi sumur yang baru ditentukan dengan memperhatikan jari-jari pengurasan sumur yang sudah ada. Skenario produksi yang dilakukan pada studi simulasi ini adalah : 

Skenario A : Sumur yang sudah ada (X-01)



Skenario B : X-01 dengan 1 sumur baru (X-03)



Skenario C : X-01 dengan 2 sumur baru (X-03 dan X-04)



Skenario D : X-01 dengan 3 sumur baru (X-03, X-04, dan X-05)



Skenario E : X-01 dengan 4 sumur baru (X-03, X-04, X-05 dan sumur X-06)

Produksi masing-masing sumur dibatasi dengan laju produksi minimal 25 bbl/hari, dengan asumsi bahwa dengan laju produksi Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual

5-22

dibawah angka tersebut sumur dianggap tidak ekonomis. Asumsi ini didasarkan

pada

data

kajian

ekonomi

perbandingan

biaya

operasional dan harga jual minyak Analisa terhadap hasil simulasi dilakukan dengan membandingkan recovery dari masing skenario yang akan dijalankan.

Pelaksanaan Simulasi Secara garis besar, tahapan yang dilakukan dalam penelitian ini sama dengan tahapan pada studi kasus yang pertama. Perbedaan pokok ada pada proses validasi model. Ketersediaan data produksi dapat digunakan pada proses history matching. Tahapan tersebut antara lain adalah sebagai berikut : 

Persiapan Data



Pembuatan Model



Validasi Model



Inisialisasi



History Matching



Peramalan Produksi

Persiapan data Data yang dibutuhkan pada studi ini, dapat diklasifikasikan sebagai berikut: 

Data geologi



Data batuan



Data fluida



Kondisi reservoir



Data produksi

Data Geologi Data geologi lapangan digunakan untuk mendapatkan deskripsi mengenai luas dan ketebalan rata-rata dari reservoir yang akan dimodelkan. Pembuatan peta diatas berdasarkan data eksplorasi, data seismik dan data logging.

Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual

5-23

Data tersebut dibuat dalam bentuk peta seperti peta top struktur, peta net gross, net pay, dan peta oil-thickness seperti yang terdapat pada Gambar 5.16, Gambar 5.17, Gambar 5.18 dan Gambar 5.19.

Gambar 5.16. Peta Top Struktur

Gambar 5.17. Peta Net-gross

Gambar 5.18. Peta Net-pay Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual

5-24

Gambar 5.19. Peta Oil-thickness

Data Batuan Data Batuan digunakan untuk menentukan volume reservoir, oil in place, batas minyak-air, transmisibilitas, serta batas reservoir. Sifat fisik batuan yang yang digunakan pada simulasi meliputi : 

Porositas, Permeabilitas dan Saturasi Fluida (minyak dan air),



Permeabilitas Relatif,



Tekanan Kapiler,



Kompressibilitas Batuan

Porositas, Permeabilitas, Saturasi Fluida Data porositas, permeabilitas dan saturasi fluida dihasilkan dari hasil pembacaan dan perhitungan data log yang ada. Tabel 5.8 dan 5.9 menunjukkan data log dan data hasil interpretasi, yang meliputi porositas, vshale, saturasi air dan permeabilitas, untuk sumur X-01 dan sumur X-02.

Tabel 5.8. Data Log dan Hasil Interpretasi pada Sumur X-01 depth meter density

DATA LOG

sonic

HASIL INTERPRETASI

resis tivity

gamma ray

poro sitas

Vshale

Sw

k

2199

2.65

70.0

10.0

37.5

0.095

0.265

0.571

4.88

2200

2.70

75.0

30.0

28.0

0.066

0.162

0.506

0.95

2201

2.40

90.0

20.0

30.0

0.040

0.131

0.909

0.11

2202

2.20

112.5

20.0

22.0

0.263

0.047

0.236

424.11

2203

2.68

92.0

20.0

27.0

0.088

0.145

0.527

3.47

2204

2.75

75.0

35.0

25.0

0.040

0.131

0.687

0.11

2205

2.75

67.5

30.0

22.0

0.046

0.092

0.783

0.20

2206

2.48

93.0

25.0

20.0

0.203

0.048

0.270

135.33

2207

2.45

93.0

25.0

21.0

0.232

0.056

0.236

242.82

2208

2.30

95.0

30.0

50.0

0.290

0.269

0.148

648.94

2209

2.47

87.0

50.0

15.0

0.230

0.000

0.177

235.38


5-25

Data Log dan Hasil Interpretasi pada Sumur X-01 (lanjutan) 2210

2.57

85.0

30.0

20.0

0.152

0.054

0.321

37.99

2211

2.54

80.0

37.0

18.0

0.185

0.031

0.246

91.04

2212

2.53

85.0

30.0

17.0

0.197

0.020

0.261

118.89

2213

2.53

86.0

20.0

15.0

0.200

0.000

0.322

127.26

2214

2.60

86.5

18.0

18.0

0.145

0.033

0.446

30.92

2215

2.53

84.0

17.0

18.0

0.195

0.031

0.346

114.86

2216

2.55

81.0

17.0

18.0

0.175

0.031

0.384

71.22

2217

2.48

82.0

16.0

18.0

0.216

0.029

0.324

177.32

2218

2.55

80.0

16.0

19.0

0.184

0.042

0.373

87.57

2219

2.60

76.0

17.5

20.0

0.132

0.056

0.478

20.22

2220

2.60

78.0

16.0

20.0

0.142

0.056

0.468

27.91

2221

2.65

77.0

18.0

20.0

0.131

0.059

0.471

19.89

2222

2.60

79.0

18.0

20.0

0.142

0.056

0.441

27.91

2223

2.64

83.0

15.0

20.0

0.121

0.058

0.554

14.09

2224

2.55

82.0

17.0

20.0

0.172

0.052

0.380

65.77

2225

2.57

84.0

15.0

20.0

0.162

0.054

0.428

50.29

2226

2.67

76.0

12.5

26.0

0.080

0.132

0.734

2.28

2227

2.67

75.0

10.0

25.0

0.092

0.120

0.760

4.17

2228

2.65

77.0

7.0

25.0

0.102

0.118

0.840

6.68

Tabel 5.9. Data Log dan Hasil Interpretasi pada Sumur X-02 depth meter density

DATA LOG

sonic

HASIL INTERPRETASI

resis tivity

gamma ray

poro sitas

Vshale

Sw

k

2124

2.54

98.0

2.0

75

0.061

0.086

1.000

487.75

2125

2.58

100.0

3.0

78

0.045

0.127

1.000

580.39

2126

2.60

97.0

2.0

80

0.030

0.157

1.000

353.17

2127

2.41

102.0

2.0

110

0.145

0.439

0.408

356.83

2128

2.55

100.0

2.2

100

0.061

0.396

0.745

296.18

2129

2.54

98.0

2.0

80

0.067

0.147

0.950

419.38

2130

2.55

97.0

2.0

100

0.061

0.396

0.782

184.76

2131

2.53

98.0

1.8

88

0.076

0.240

0.817

330.34

2132

2.50

97.0

2.0

80

0.091

0.140

0.732

369.35

2133

2.56

97.5

2.0

84

0.055

0.200

1.000

340.28

2134

2.55

93.0

2.0

80

0.061

0.149

1.000

195.17

2135

2.44

97.5

2.0

80

0.127

0.130

0.545

407.07

2136

2.60

97.5

2.0

80

0.030

0.157

1.000

379.91

2137

2.65

93.0

2.0

72

0.000

0.056

1.000

250.98

2138

2.50

90.0

1.7

100

0.091

0.373

0.656

56.16

2139

2.64

85.0

1.8

108

0.006

0.549

1.000

8.57

2140

2.57

80.0

1.8

100

0.048

0.405

0.933

4.18

2141

2.63

85.0

2.0

110

0.012

0.570

1.000

7.75

2142

2.64

76.0

2.0

85

0.006

0.233

1.000

3.06

2143

2.64

75.0

1.8

84

0.006

0.220

1.000

2.38

2144

2.58

75.0

2.0

89

0.042

0.269

1.000

1.76

2145

2.63

75.0

2.0

112

0.012

0.597

1.000

0.14

2146

2.55

65.0

2.2

104

0.061

0.446

0.713

0.00

2147

2.58

64.0

2.5

115

0.042

0.602

0.708

0.00

2148

2.58

65.0

2.5

111

0.042

0.551

0.738

0.00

2149

2.56

77.5

2.1

110

0.055

0.526

0.725

0.83

2150

2.57

88.0

2.0

108

0.048

0.507

0.803

22.03

2151

2.54

88.0

2.0

118

0.067

0.612

0.627

14.13

2152

2.58

95.0

2.4

100

0.042

0.410

0.865

126.39

2153

2.57

97.0

2.2

100

0.048

0.405

0.844

179.84

2154

2.65

95.0

2.5

90

0.000

0.306

1.000

170.82

Dari data pembacaan logging dari sumur X-01 dan X-02 yang dikorelasikan dapat diketahui penyebaran vertikal dari porositas dan permeabilitas dari lapangan tersebut, seperti yang terlihat pada Gambar 5.20. Distribusi data secara vertikal tersebut dijadikan Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual

5-26

acuan penyebaran kearah horisontal dengan menggunakan metode penyebaran K r i g g i n g .

Gambar 5.20. Distribusi Vertikal Porositas dan Permeabilitas

Sedangkan untuk data saturasi air, digunakan data rata-rata saturasi air pada awal produksi, sebesar 0,42 atau 42 %.

Permeabilitas Relatif Data permeabilitas relatif didapatkan dari korelasi STONE 2 dengan menggunakan persamaan seperti yang terdapat pada Lampiran C. Data yang digunakan dalam perhitungan adalah : • Krwro • Swcon • Sorw • Nw

= = = =

0,17 0,20 0,20 1,90

• Krocw • Swcr • Soirw • Now

= = = =

0,90 0,20 0,15 1,50

Hasil perhitungan harga Krw dan Krow pada berbagai harga Sw dapat dilihat pada Tabel 5.10 dan grafiknya ditampilkan pada Gambar 5.21. Hasil perhitungan ini untuk selanjutnya akan digunakan sebagai nilai awal dalam proses history matching. Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual

5-27

Tabel 5.10. Hasil Perhitungan Permeabilitas Relatif Sw

Krw

Krow

0.20

0.0000

0.9000

0.25

0.0013

0.7899

0.30

0.0049

0.6847

0.35

0.0105

0.5846

0.40

0.0181

0.4899

0.45

0.0277

0.4010

0.50

0.0391

0.3182

0.55

0.0524

0.2421

0.60

0.0676

0.1732

0.65

0.0845

0.1125

0.70

0.1033

0.0612

0.75

0.1238

0.0217

0.80

0.1460

0.0000

Gambar 5.21. Kurva Permeabilitas Relatif

Tekanan Kapiler Data tekanan kapiler ditentukan dengan menggunakan asumsi bahwa Tekanan Kapiler adalah berat kolom yang terisi fluida (air). Hasil perhitungan tekanan kapiler untuk masing-masing kedalaman dapat

dilihat

pada

Tabel

5.11,

sedangkan

Gambar

5.22,

menampilan plot grafik hubungan antara tekanan kapiler dengan saturasi fluida.


5-28

Tabel 5.11 Hasil Perhitungan Pc pada Kedalaman dan Sw Kedalaman mss

h meter

ft

Pc psi

Sw fraksi

2202

26.5

86.94

4.625

0.236

2203

25.5

83.66

4.450

0.269

2204

24.5

80.38

4.276

0.212

2205

23.5

77.10

4.101

0.191

2206

22.5

73.82

3.927

0.270

2207

21.5

70.54

3.752

0.236

2208

20.5

67.26

3.577

0.148

2209

19.5

63.98

3.403

0.177

2210

18.5

60.70

3.228

0.321

2211

17.5

57.41

3.054

0.246

2212

16.5

54.13

2.879

0.261

2213

15.5

50.85

2.705

0.322

2214

14.5

47.57

2.530

0.446

2215

13.5

44.29

2.356

0.346

2216

12.5

41.01

2.181

0.384

2217

11.5

37.73

2.007

0.324

2218

10.5

34.45

1.832

0.373

2219

9.5

31.17

1.658

0.478

2220

8.5

27.89

1.483

0.468

2221

7.5

24.61

1.309

0.471

2222

6.5

21.33

1.134

0.441

2223

5.5

18.04

0.960

0.554

2224

4.5

14.76

0.785

0.380

2225

3.5

11.48

0.611

0.428

2226

2.5

8.20

0.436

0.734

2227

1.5

4.92

0.262

0.760

2228

0.5

1.64

0.087

0.840

Gambar 5.22. Grafik Tekanan Kapiler dengan Saturasi Air

Kompresibilitas Batuan Data kompresibilas batuan diperoleh dari pengukuran lapangan sebesar 1,16 x 10-6 kPA-1 Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual

5-29

Data Fluida, Kondisi Reservoir, dan PVT Data yang merupakan hasil pengukuran laboratorium dari lapangan, antara lain adalah sebagai berikut : ▫ ▫ ▫ ▫ ▫ ▫

Densitas minyak Densitas gas Densitas air Temperatur reservoir Tekanan bubble point Tekanan awal reservoir

= 802,75 kg/m3 = 0,79443 kg/m3 = 925,444 kg/m3 = 257 oF = 764,2 psi = 3400 psi

= 50,114 lb/cuft = 0,04959 lb/cuft = 57,774 lb/cuft = 716,67 oR = 52,689 bar = 234,421 bar

Data PVT, yang meliputi R s, Bo, o dan Co, dihitung berdasarkan data-data terukur diatas. Hasil perhitungan data PVT pada berbagai harga tekanan dapat dilihat pada Tabel 5.12.

Tabel 5.12. Data PVT Tekanan psi 15 65 115 165 215 265 314 364 414 464 514 564 614 664 714 764 1291 1819 2346 2873 Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual

Rs scf/stb 3.524 7.907 12.29 1 16.67 4 21.05 7 25.44 0 29.82 3 34.20 6 38.59 0 42.97 3 47.35 6 51.73 9 56.12 2 60.50 5 64.88 9 69.27 2 69.27 2 69.27 2 69.27 2 69.27 2

Bo bbl/stb

o cp

Co 1/psia

1.0994 1.1011

0.6219 0.6074

0.001903 0.000436

1.1029

0.5948

0.000248

1.1046

0.5836

0.000174

1.1064

0.5736

0.000134

1.1081

0.5646

0.000110

1.1099

0.5565

0.000093

1.1117

0.5491

0.000081

1.1134

0.5424

0.000072

1.1152

0.5362

0.000064

1.1170

0.5307

0.000059

1.1187

0.5256

0.000054

1.1205

0.5210

0.000050

1.1223

0.5168

0.000046

1.1241

0.5130

0.000043

1.1259

0.5096

0.000041

1.1076

0.5108

0.000024

1.0958

0.5124

0.000017

1.0871

0.5142

0.000013

1.0803

0.5161

0.000011

5-30

3400

69.27 2

1.0746

0.5181

0.000009

Data Produksi Data produksi yang tersedia adalah laju produksi minyak (qo) dan air (qw), yang berasal dari produksi pada sumur X-01, sedangkan sumur X-02 hanya mengeluarkan air. Sumur X-01 sudah berproduksi selama dua bulan dimulai pada tanggal 8 Februari 2002 sampai 2 April 2002. Data produksi dari sumur X-01 secara lengkap dapat dilihat pada Tabel 5.13. dan Gambar 5.23. Tabel 5.13. Data Produksi Sumur X-01. Tanggal 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Februari Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret


Oil Rate bfpd 167.00 173.00 154.00 143.00 123.00 122.00 110.00 114.00 115.00 98.00 85.00 76.00 68.00 63.00 64.00 61.50 50.50 57.60 39.70 45.90 54.64 44.99 52.77 50.78 52.40 56.44 51.79 48.88 50.65 52.31 50.33 51.22 51.36 39.60 46.47 45.73 50.37 42.49 42.89

Water Rate bfpd

Oil Cum. bbl

Water Cut fraksi

70.00 68.00 69.00 65.00 71.00 70.30 74.00 73.60 71.70 76.70 79.70 81.80 83.30 82.00 80.30 80.50 83.60 81.70 87.10 85.00 82.50 85.70 83.60 83.90 83.90 81.50 83.30 84.00 83.60 83.00 83.50 84.00 83.50 87.70 85.70 86.00 85.00 87.00 87.30

167.00 340.00 494.00 637.00 760.00 882.00 992.00 1106.00 1221.00 1319.00 1404.00 1480.00 1548.00 1611.00 1675.00 1736.50 1787.00 1844.60 1884.30 1930.20 1984.84 2029.83 2082.60 2133.38 2185.78 2242.22 2294.01 2342.89 2393.54 2445.85 2496.18 2547.40 2598.76 2638.36 2684.83 2730.56 2780.93 2823.42 2866.31

29.54 28.22 30.94 31.25 36.60 36.56 40.22 39.23 38.40 43.90 48.39 51.84 55.06 56.55 55.65 56.69 62.34 58.65 68.69 64.94 60.16 65.58 61.30 62.30 61.56 59.08 61.66 63.21 62.27 61.34 62.39 62.12 61.92 68.89 64.84 65.29 62.79 67.19 67.06

5-31

19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 01 02

Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret Maret April April

44.63 45.25 45.29 46.25 46.03 45.60 49.07 46.91 44.63 46.10 45.99 45.53 45.67 46.66 46.30

87.60 87.60 87.70 86.40 86.60 86.70 86.80 87.00 88.00 87.70 87.70 87.80 87.80 87.60 87.60

2910.94 2956.19 3001.48 3047.73 3093.76 3139.36 3188.43 3235.34 3279.97 3326.07 3372.06 3417.59 3463.26 3509.92 3556.22

66.25 65.94 65.94 65.13 65.29 65.53 63.88 64.97 66.35 65.55 65.60 65.85 65.78 65.25 65.42

Gambar 5.23. Data Produksi

Pemodelan Reservoir Area yang dimodelkan dibatasi oleh satu sesar utama yang merupakan sesar naik serta dua sesar normal yang dianggap sebagai sesar tertutup sehingga dapat menjadi jebakan minyak. Sesar-sesar tersebut akan dijadikan batas untuk pembuatan gridding, karena lokasi dari sesar yang tidak sejajar dengan sumbu x dan y, maka sesar dianggap sebagai sesar zig-zag. Keterangan grid yang digunakan dalam pembuatan model reservoir adalah sebagai berikut : 

3D non-orthogonal cartesian grid,



sistem grid lattice (corner point)



jumlah grid ▫

arah x

=

30 grid

▫

arah y

=

50 grid


5-32

▫ 



arah z

=

10 layer

ukuran grid ▫

arah x

=

 108.20 ft

▫

arah y

=

 134.43 ft

▫

arah z

=

 9.84 ft

jumlah sel aktif

=

15000

Gambar 5.24. memperlihatkan ilustrasi model yang digunakan untuk simulasi Lapangan ”X”.

Gambar 5.24. Model Reservoir

Validasi Model Proses validasi model yang dilakukan adalah : 

inisialisasi



history matching.

Inisialisasi Pada proses ini para meter yang diselaraskan adalah oil in place (OIP) berdasarkan perhitungan secara manual dengan metode


5-33

volumetrik, dengan harga OIP yang terdapat pada model reservoir. Ketidak selarasan diperbaiki dengan perubahan ukuran grid. Pada akhir proses inisialisasi, diperoleh data perbandingan seperti tabulasi pada Tabel 5.14. Perbedaan sebesar 0,000284 % pada harga OIP dan 0,008846 % pada harga tekanan awal, dianggap tingkat validitas model sudah cukup memadai. Tabel 5.14. Perbandingan Data Inisialisasi parameter OIP, stb Tekanan awal, psi

aktual

model

perbedaan, (%)

8823843 3400

8823868 3369

0,000284 0,008846

History Matching Pada studi ini, parameter yang diselaraskan adalah data laju produksi fluida. Penyelaran ini dapat dilakukan dengan mengubah parameter yang bersifat dinamis, parameter yang dapat dimodifikasi untuk proses penyelarasan adalah kurva permeabilitas relatif. Perubahan

kurva

permeabilitas

relatif

diharapkan

dapat

menghasilkan keselarasan produksi antara model matematik dengan aktual tanpa merubah apa yang dihasilkan pada proses inisialisi. Proses history matching menghasilkan keselarasan laju produksi seperti

terlihat

pada

Gambar

5.25.

Model

simulasi

setelah

mempunyai ulah yang mendekati ulah reservoir yang sebenarnya, sehingga digunakan untuk peramalan selanjutnya.


5-34

Gambar 5.25 Grafik Penyelarasan Laju Produksi • atas • bawah

: sebelum penyelarasan : sesudah penyelarasan

Hasil Simulasi Setelah model dianggap valid, maka tahapan selanjutnya adalah menjalankan simulasi berdasarkan skenario yang telah disusun. Pada studi ini ditentukan beberapa lokasi untuk sumur proposal, seperti yang terlihat pada Tabel 5.15 dan Gambar 5.26. Penentuan letak sumur baru didasarkan pada blok reservoir yang mempunyai transmisibilitas (kh/), storage capacity ( Ct), saturasi minyak yang tinggi, kedalaman atau kedudukan terhadap antiklin utama serta pada perkiraan jari-jari pengurasan yang akan dihasilkan simulator. Semua sumur baru (X-02 – X-06) diperforasi pada layer pertama, sedangkan sumur lama (X-01) diperforasi pada layer 1 – layer 4.

Tabel 5.15. Koordinat dan Lokasi Sumur Proposal pada Model sumur Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual

grid

koordinat

kedalaman

5-35

X-01 X-03 X-04 X-05 X-06

x

y

z*

x

y

m

10 22 26 19 10

48 29 35 43 37

4 1 1 1 1

449670 449302 449670 449773 449247

393626 393885 393895 393773 293722

-2138 -2071 -2124 -2128 -2108

* merupakan grid yang dibuka sebagai perforasi

Gambar 5.26 Lokasi Sumur pada Model inzet : model 3 dimensi

Dari peramalan akan terlihat sumur proposal yang mempunyai produksi kumulatif yang besar. Hasil dari peramalan ini dapat dilihat produksi kumulatif dan recovery factor yang diperoleh untuk masingmasing sumur. Hasil perhitungan produksi kumulatif dan recovery factor masing-masing sumur pada tiap skenario dapat dilihat pada Tabel 5.16. Grafik perbandingan laju produksi minyak dan produksi minyak kumulatif untuk tiap-tiap skenario dapat dilihat pada Gambar 5.27 dan Gambar 5.28. Tabel 5.16. Hasil Perhitungan Produksi Kumulatif dan Recovery Factor Skenario A B


Sumur

UR

RF

STBO

%

X-01

628583

7,12

total

628583

7,12

X-01 X-03

438014 1861157

4,96 21,09

total

2299171

26,06

5-36

C

D

E

X-01 X-03 X-04

342151 962387 1161451

3,88 10,91 13,16

total

2465989

27,95

X-01 X-03 X-04 X-05

278305 847458 957530 411371

3,15 9,60 10,85 4,66

total

2494665

28,27

X-01 X-03 X-04 X-05 X-06

248859

2,82

803323

9,10

830382

9,41

345304

3,91

288014

3,26

total

2515881

28,51

Gambar 5.27 Grafik Perbandingan Laju Produksi Minyak Kumulatif

Gambar 5.28 Grafik Perbandingan Produksi Minyak Kumulatif

Analisa dan Diskusi Lokasi sumur produksi terbaik ditentukan berdasarkan perolehan minyak individual per sumur yang paling besar. Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual

5-37

Berdasarkan pada hasil simulasi, sumur tambahan pertama (X-03) merupakan lokasi sumur terbaik karena berada pada sekitar puncak antiklin, kemudian disusul (X-04), sedangkan sumur X-05 dan X-06 lokasinya tidak terlalu baik karena terletak pada lereng antiklin. Sumur X-05 dan X-06 dapat berfungsi sebagai attic-well, guna memproduksikan minyak yang belum terangkat karena pengaruh struktur reservoir. Analisa untuk masing-masing skenario adalah sebagai berikut : 

Skenario A Skenario ini merupakan skenario awal, dimana hanya terdiri dari satu sumur lama X-01 yang diproduksikan

sendiri tanpa

penambahan sumur baru. Berdasarkan hasil simulasi, skenario A menghasilkan recovery factor sebesar 7,12 % atau dengan produksi kumulatif 628583 STB dalam waktu 16 tahun (sampai pada batas ekonomi laju produksi minyak sebesar 25 STBOPD). Ditinjau dari struktur antiklin yang terbentuk, lokasi sumur X-01 (pada 10x - 48 y), kurang effisien karena berada pada kaki antiklin yang berdekatan dengan batas reservoir berupa patahan normal. 

Skenario B Penambahan satu sumur baru pada skenario B, yaitu sumur X-03 dengan

lokasi

dekat

puncak

antiklin

(pada

22x

-

29y),

menghasilkan peningkatan produksi minyak kumulatif yang sangat besar, yaitu mencapai sekitar 265,77 % dari perolehan pada skenario A. Secara individu, Sumur X-03 menghasilkan kumulatif

produksi

minyak sebesar 1861157 STBO (RF 21,09 %). Secara keseluruhan, skenario B menghasilkan produksi minyak kumulatif sebesar 2299171 STBO (RF 26,06 %). Hasil tersebut dicapai setelah berproduksi selama 33 tahun (sampai tahun 2035).



Skenario C


5-38

Hasil

simulasi

pada

skenario

C

menunjukkan

bahwa

penambahan sumur X-04 (pada 26x - 35y), akan mempercepat waktu pengurasan (dari 33 tahun pada skenario B menjadi 25 tahun), dengan peningkatan produksi minyak kumulatif sebesar 7,26 % dari skenario B (dengan perbedaan 166818 STBO) . Hal lain yang dapat ditangkap dari hasil simulasi pada skenario C adalah penurunan secara drastis perolehan individu sumur X-03 jika dibandingkan dengan skenario B. Pada skenario B, dalam periode yang sama (25 tahun), sumur X-03 mampu menghasilkan produksi minyak kumulatif sebesar 1708654 STBO, sedangkan pada skenario C hanya menghasilkan 962387 STBO (penurunan sebesar 43,67 %). Hal tersebut menunjukkan bahwa dengan penambahan sumur X04, minyak akan memiliki kecenderungan untuk mengalir kearah sumur X-04 dari pada ke arah sumur X-03, walaupun jari-jari pengurasan kedua sumur dari perhitungan secara manual tidak saling bertemu. Kecenderungan tersebut kemungkinan besar dipengaruhi oleh gravitasi dan struktur geologi yang terbentuk. Hal ini diperkuat dengan data produksi minyak kumulatif sumur X04 yang lebih besar jika dibandingkan dengan X-03 (dengan perbedaan sekitar 199604 STBO). 

Skenario D Pada skenario D dilakukan penambahan satu sumur baru lagi yaitu sumur X-05 (pada 19x – 43 y). Penambahan sumur tersebut menghasilkan kumulatif produksi minyak sebesar 2494665 STBO (RF 28,27 %), dalam waktu 20 tahun, atau hanya meningkat 1,16 % dibandingkan skenario C, sehingga dapat dianggap kurang menguntungkan.

. 

Skenario E Penambahan sumur X-06 (dengan lokasi 10x – 37y) pada skenario E, hanya meningkatkan kumulatif produksi minyak sebesar 0,85 % dari skenario D. Penambahan sumur tersebut menghasilkan kumulatif produksi minyak


sebesar

2515881

STBO

(RF

28.51

%),

setelah 5-39

berproduksi selama 17 tahun. Sebagaimana halnya dengan sumur X-05, penambahan sumur X-06 kurang menguntungkan dengan peningkatan kumulatif produksi yang kecil.


5-40

A. Persamaan Material Balance Persamaan umum Material Balance dalam reservoir minyak berhubungan dengan perubahan tekanan selama deplesi sampai dengan produksi dan injeksi, OOIP dan OGIP, serta jumlah perembesan air. Persamaan tersebut berdasarkan pada kesetimbangan volume reservoir secara sederhana yang didefinisikan bahwa volume total dari minyak, gas terbebas dan air dalam reservoir harus sama dengan volume pori reservoir pada setiap waktu. Pada tekanan reservoir mula-mula, pi , kesetimbangan volume reservoir adalah : Voi  Vgi  Vwi  Vpi ............................................................................................ (A-1) Pada setiap tekanan reservoir tertentu, p, selama deplesi, volume fluida reservoir total harus sama dengan volume pori reservoir : Vo  Vg  Vw  Vp ............................................................................................ (A-2) Pengurangan dari Persamaan (A-1) dengan Persamaan (A-2), menunjukkan perubahan volume fluida reservoir dengan perubahan volume pori reservoir pada perubahan tekanan reservoir dari pi ke p :  Voi  Vo   Vgi Vg   Vwi Vw   Vpi Vp ................................................................ (A-3) Dengan menggunakan notasi delta, maka Persamaan (A-3) dapat dituliskan sebagai berikut  Vo   Vg  Vw   Vp .................................................................................. (A-4) Persamaan (A-4) adalah merupakan persamaan umum material balance. Selanjutnya akan dijabarkan tentang langkah-langkah penurunan persamaan material balance. Langkah – langkah penurunan persamaan Material Balance adalah sebagai berikut: Perubahan Volume Minyak dalam Reservoir Pada setiap waktu selama deplesi, perubahan volume minyak dalam reservoir sama dengan volume minyak pada tekanan reservoir mula-mula, pi , dikurangi volume minyak pada tekanan tertentu selama deplesi, p : Vo  Voi  Vo ...................................................................................................... (A-5) Volume total minyak dalam reservoir mula-mula merupakan gabungan dari volume minyak dalam zona minyak mula-mula dan volume minyak mula–mula dalam primary gas cap : Voi  Vooi  Vogi ..................................................................................................... (A-6) Dengan menggunakan N untuk menyatakan volume minyak mula-mula pada zona minyak dalam kondisi stock tank, maka volume minyak total dalam reservoir adalah : Voi  NB oi  Vpgi S og ............................................................................................ (A-7) Volume minyak dalam reservoir pada tekanan tertentu selama deplesi adalah :  B  Vo  NNp  B o  Vpgi S og  o  ............................................................................ (A-8)  B oi  Dengan mensubstitusikan Persamaan (A-7) dan (A-8) ke dalam Persamaan (A-5) untuk V oi dan Vo, menjadi:  B   Vo  NB oi  Vpgi S og  NNp  B o  Vpgi S og  o  .................................................. (A-9)  B oi  Perubahan volume minyak dalam reservoir adalah :  Vo  NpB o NB o B oi  

Vpgi S og B oi

Bo  B oi  .......................................................... (A-10)

Perubahan Volume Gas Terbebas dalam Reservoir Pada setiap waktu selama deplesi, perubahan volume gas bebas dalam reservoir sama dengan volume gas bebas pada tekanan reservoir mula-mula, p i , dikurangi dengan volume gas bebas pada tekanan deplesi, p : Lampiran A – Penurunan Persamaan Material Balance

A-1

Vg  Vgi  Vg (A-11)

Volume total gas bebas dalam reservoir adalah volume gas bebas dalam primary gas cap. Vgi  GB gi (A-12) Volume gas bebas selama deplesi pada tekanan p ditunjukkan dengan persamaan berikut :    initial gas   current gas        G i  G p   B g (A-13) Vg  G      in solution   in solution  Volume stock tank dari gas terlarut dalam reservoir minyak adalah sama dengan volume minyak mula-mula dalam zona minyak ditambah volume minyak dalam gas cap dikalikan dengan GOR solution : VpgiSog   Vogi   initial gas     R .................................................. (A-14)     = N  R si = N  si   B oi  B oi   in solution     Volume stock tank gas terlarut pada tekanan deplesi p : Vogi VpgiS og      current gas    =  N  Np  R s =  N  Np  R s .................................. (A-15)       B oi B oi  in solution      Persamaan (A-14) dikurangi dengan Persamaan (A-15), maka menjadi : Vpgi S og   initial Gas   current Gas    R si  R s   Np R s ................................ (A-16)        N   B oi   in Solution   in Solution   Persamaan (A-16) disubstitusikan ke dalam Persamaan (A-13), memberikan persamaan untuk volume gas terbebas dari reservoir pada tekanan deplesi, p, :   Vpgi S og     Vg  G  N   R si  R s   Np R s  (Gi  Gp ) B g ........................................ (A-17) B   oi   Substitusi dari Persamaan (A-12) dan (A-17) ke dalam Persamaan (A-11) akan memberikan perubahan volume gas.   Vpgi S og   R si  R s  Np R s  (Gi  Gp ) B g ....................... (A-18) Vg   GB g  B gi    N  B oi    Perubahan Volume Air dalam Reservoir Pada waktu selama deplesi, perubahan volume air dalam reservoir sama dengan volume air mula-mula pada pi , dikurangi volume air pada tekanan, p, : Vw  Vwi  Vw ................................................................................................. (A-19) Volume air mula-mula dalam reservoir dapat diperoleh dengan mengalikan volume gas cap dan minyak dengan saturasinya masing-masing. Vwi  Vpgi S wg  Vpoi S wo ................................................................................... (A-20) Volume air selama deplesi pada tekanan p, adalah volume air mula-mula pada p, ditambah kumulatif air injeksi dikurangi kumulatif produksi air ditambah kumulatif water influx dari aquifer. Vw  Vwi 1  c w (p i  p)  Wi  Wp B w  We ...................................................... (A-21) Substitusi dari Persamaan (A-21) ke dalam Persamaan (A-19) untuk V w, akan menghasilkan Vw  Wp  Wi B w  We  Vwi c w (pi  p) ............................................................ (A-22) Substitusi Persamaan (A-20) ke Persamaan (A-22) untuk Vwi menyebabkan perubahan volume air, sehingga persamaannya menjadi : Vw  Wp  Wi B w  We  Vpgi S wg  Vpoi S wo c w pi  p ...................................... (A-23)

Lampiran A – Penurunan Persamaan Material Balance

A-2

Perubahan Volume Pori dalam Reservoir Pada setiap waktu selama deplesi, perubahan volume pori reservoir sama dengan volume pori reservoir mula-mula pada tekanan pi , dikurangi volume pori pada tekanan p, : Vp  Vpi  Vp  Vpi  Vpi 1  c f p i  p  .................................................................... (A-24) Persamaan diatas dapat disederhanakan menjadi : Vp  Vpi c f pi  p ............................................................................................ (A-25) atau volume pori mula-mula merupakan jumlah dari volume pori mula-mula dalam gas cap dan zona minyak. Vp  Vpoi  Vpgi c f p i  p ................................................................................ (A-26)

Kesetimbangan Volume Reservoir Persamaan kesetimbangan volume reservoir antara tekanan reservoir mula-mula, pi dan tekanan reservoir selama deplesi, p, adalah sebagai berikut : Vo  Vg  Vw  Vp ...................................................................................... (A-27) Persamaan (A-10), (A-18), (A-23) dan (A-26) untuk perubahan volume minyak, gas, air dan volume pori apabila disubstitusikan ke Persamaan (A-27), maka persamaan akan berubah menjadi :  Vpgi S og  Np B o  N B o  B oi     B o  B oi   G B g  B gi  B   oi   Vpgi S og   R si  R s   Np R s   Gi  Gp   B g   Wp  Wi  B w  We   N  B oi     Vpgi S wg  Vpoi S wo c w p i  p  Vpoi  Vpgi c f  p i  p .................................... (A-28)

Dari Persamaan (A-28) dikelompokkan menjadi bagian produksi dan injeksi di lajur kiri dari persamaan kemudian gabungan fungsi dari zona minyak, gas cap dan influx di lajur kanan dari persamaan, sehingga berubah menjadi : Np B o  R s B g  Gp  Gi B g  Wp  Wi B w = N B o  B oi   R si  R s  B g  Vpoi  c f  S wo c w   p i  p   G B g  B gi S og   ) B o  B oi  R si  R s  B g    We  Vpgi  c f  S wg c w  p i  p  ( B oi  

....................... (A-29)

Definisi matematik dari ekspansi minyak dan gas, E o, adalah : E o  B o  B oi  R s i  R s B g ................................................................................ (A-30) Sedangkan untuk kumulatif voidage dari reservoir, F , adalah : F  Np B o  R s B g  Gp  Gi B g  Wp  Wi B w ................................................. (A-31) Substitusi Persamaan (A-30) dan (A-31) ke Persamaan (A-29) akan menjadi : F = N E o  Vpoi p i  p  c f  S wo c w    G B g  B gi  Vpgi

 S og E o   p i  p  c f  S wg c w    We   B oi 

........................................................ (A-32)

Volume pori zona minyak mula-mula dapat ditulis dalam fungsi IOIP : Vpoi 

N B oi 1  S wo

.................................................................................................. (A-33)


A-3

Volume pori gas cap mula-mula, V pgi, dapat ditulis dalam fungsi IGIP : Vpgi 

G B gi 1  S wg  S wo

.......................................................................................... (A-34)

Substitusi Persamaan (A-33) dan (A-34) ke Persamaan (A-32) untuk Vpoi dan Vpgi maka menjadi :   p  p  c f  S wo c w    F = N E o  B oi  i 1 S  wo      GB g  B gi  B gi 

 pi  p  c f  S wg c w    S og E o      We   B 1 S S 1 S S      oi   wg wo wg wo

.................... (A-35)

Definisi dari ekspansi zona minyak air, E fwo, ekspansi gas, Eg, dan ekspansi gas air, E fwg, adalah :  p  p  c f  S wo c w   E fwo  B oi  i  ....................................................................... (A-36) 1 S  wo   B gi S og E o E g  B g  B gi  1  S wg  S wo B oi

.................................................................... (A-37)

 p i  p  x  c f  S wg c w     1  S wg  S og  

.................................................................... (A-38)



E fwg  B gi



Substitusi dari Persamaan (A-36), (A-37), dan (A-38) ke Persamaan (A-35) memberikan bentuk terakhir dari persamaan umum material balance untuk reservoir gas atau minyak : F  N E o  E fwo   G E g  E fwg  We ................................................................... (A-39) Bentuk persamaan material balance untuk reservoir minyak atau gas dengan adanya gas cap adalah sebagai berikut : F  N E t  We .................................................................................................... (A-40)


A-4

B. Penentuan Jenis Mekanisme Pendorong

Karakteristik mekanisme pendorong yang bekerja pada reservoir dapat ditentukan dengan menghitung index pendorong. Besarnya index pendorong pada suatu reservoir ditentukan dengan menggunakan persamaan material balance. Berdasarkan pada Persamaan (A-31) dan (A-39), maka dapat diturunkan formula untuk menghitung drive index. Dari Persamaan (A-31) ubah produksi kumulatif gas, Gp, menjadi Gps dan (Gp-Gps), yaitu produksi gas kumulatif dari gas cap dan zona minyak, sehingga Persamaan (A-31) berubah menjadi : F  NpB o  Gp  Gps  NpR s  Gps  Gi B g  Wp  Wi B w ...................................... (B-1) Besarnya harga NpBo dapat diturunkan dari substitusi Persamaan (B-1) ke Persamaan (A-39) sebagai berikut : NpBo = NE o  Gp  Gps  NpR s B g  GE g  Gi  Gps B g 

We



Wi



Wp B w



NE fo



GE fwg

................................................... (B-2)

Kemudian kedua ruas pada Persamaan (B-2) di atas dibagi dengan NpBo, sehingga menjadi : NE o



Gp

Gps





NpR s B g

NpB o 

We



Wi



Wp B w

NpB o





NE fo

GE g

Gi





Gps B g

NpB o 

GE fwg

NpB o



1

........................................................... (B-3)

Persamaan penentuan drive index untuk water drive (WDI), gas cap drive (GCI), solution gas drive (SGI) dan depletion drive index (DDI) adalah sebagai berikut : WDI =

GCI =

SGI =

DDI =

We



Wi

Wp B w



Np B o G Eg



Gi



G ps B g

Np B o N Eo



Gp



G ps

Np B o N E fwo  G E fwg Np B o



................................................................................. (B-4)

................................................................................. (B-5)

Np R s B g

...................................................................... (B-6)

........................................................................................ (B-7)

Untuk nilai dari produksi gas kumulatif dari zona minyak, Gps, adalah : Gps  Gp  Np . R s .............................................................................................. (B-8) Sedangkan untuk produksi gas dari gas cap adalah: .................................................................................................. (B-9) Gpc  Gp  Gps Sehingga Persamaan (B-3) menjadi : SGI  GCI  WDI  DDI  1 ...................................................................................

Lampiran B – Penentuan Mekanisme Pendorong

(B-10)

A-1

C. Permeabilitas Relatif Permeabilitas relatif fluida adalah perbandingan antara permeabilitas efektif suatu fluida dalam sistem itu terhadap permeabilitas absolut sistem tersebut. Pada batuan reservoar, permeabilitas relatif merupakan fungsi saturasi. Permeabilitas relatif ini dapat diukur dengan analisa core. C.1. Permeabilitas Relatif Dua Fasa 1. Korelasi Wyllie dan Gardner Wyllie dan Gardner (1958) meneliti pada beberapa batuan, hubungan antara seper tekanan kapiler kuadrat (1/Pc2) dan efek dari saturasi air (Sw*) adalah linier dengan saturasi. Tabulasi dari Wyllie dan Gardner sebagai berikut: Drainage Oil –Water Relatif Permeabilities Type of formation Unconsolidated sand, well sorted Unconsolidated sand, poorly sorted Cemented sandstone, oolitic limestone

Kro (1 – Sw*) (1 – Sw*) (1 – Sw* . ) (1 – So*)2 (1 – Sw*2)

Drainage Gas – oil Relative Permeabilities Type of formation Unconsolidated sand, well sorted Unconsolidated sand, poorly sorted Cemented sandstone, oolitic limestone

Kro (S*)3 (So*)3.5 (So*)4

Krw (Sw*) 3 (So*) . (So*)4

Krg (1 – So*)3 (1 – So*)2(1 – So*1.5) (1 – So*)2 (1 – So*2)

Oil – water system Krw

 Sw *   Sw *  2  Kro  .......................................................................... (C-1) 1  Sw * 

Gas – oil system

 So *    So *   Krg   .............................................................................. (C-2) 1 So *    Sg Sw  Swc So Sg*  So*  Sw *  1  Swc 1  Swc , 1  Swc ,

Kro

(So*,Sw*,Sg* = Saturasi efektif minyak,air dan gas; So,Sw,Sg = Saturasi minyak,air dan gas; Swc = saturasi air connate)

2. Korelasi Pirson’s Pirson (1958)mengemukakan hubungan secara umum untuk permebilitas relatif dari wetting fasa dan non wetting fasa pada proses imbibisi dan drainase. Untuk fasa wetting Krw

 Sw * Sw 3 .......................................................................................... (C-3)

Untuk fasa non wetting 

Proses imbibisi

(Kr ) nonwetting



  Sw  Swc   1    1 Swc Snw      

2

............................................................. (C-4)

Proses drainase

(Kr ) nonwetting



 1  Sw *  1   Sw *  0.25 Sw

Lampiran C – Perhitungan Permeabilitas Relatif



0.5

................................................. (C-5)

C-1

Teknik Reservoir

Recommend Documents