bab 3 deskripsi reservoir

UNIVERSITAS TRISAKTI

PLAN OF DEVELOPMENT (POD)


BAB III

RESERVOIR DESCRIPTION

3.1 Kondisi Reservoir Awal

Pada pengembangan lapangan migas kali ini kita mengelolah /

mengidentifiasikan lapangan offshore TM-A dan TM-B. Reservoir yang kita miiki

adalah reservoir gas. Dan jenis reservoirnya adalah dry gas Berikut dibawah ini

adalah gambar penampang reservoir tersebut :

Gambar 3.1

Penampang Reservoir TM-A dan TM-B

Dari data yang di dapatkan Lapangan TMA terbagi atas 5 sumur yaitu

TMA-1, TMA-2, TMA-3, TMA-4 dan TMA-5.Pada TMB terbagi atas 3 sumur

yaitu TMB-1, TMB-2, dan TMB-3 dimana sumur TMB-3 nantinya akan dijadikan

sumur infill. Kita telah mendapatkan kondisi awal lapangan TMA dan juga TMB.

Berikut adalah kondisi awal lapangannya :




Tabel 3.1

Kondisi awal lapangan TM-A dan TM-B

Pada kondisi awal reservoir diketahui bahwa dalam reservoir tersebut

hanya mengandung gas dengan jenis reservoir dry gas. Dari data tersebut kita

ketahui initial pressure Ti, initial Temperature, porositas rata-rata, saturasi air rata-

rata, initial gas FVF (Bgi), gas viscosity, Absolute Open Flow (AOF),

permeabilitas rata-rata,Lowest known Gas (LKG), hingga drive mechanism.

Selanjutnya kita ditugaskan untuk menganalisis dari mana data-data

tersebut diperoleh. Pertama-tama kita mengkorelasi Z untuk mendapatkan harga

Bg dari gas composition yang diketahui.




Tabel 3.2

Gas Composision

Dari composition data diatas kita dapatkan harga Z korelasi :

TM-A : 0.89

TM-B : 087

3.2 Reservoir testing

• Setelah mencari harga Z korelasi, selanjutnya mencari harga Bg

gas FVF dan Gas viscosity. Harga Bg ditentukan untuk

mengkuantifikasikan ketidakpastian parameter-parameter geologi dan

reservoir dan mencari persamaan untuk estimasi perolehan minyak (RF).

Setelah mencari harga Z korelasi, selanjutnya mencari harga Bg gas FVF

dan Gas viscosity. Nilai Bg dapat ditentukan dengan menggunakan rumus:

• Bg = 0.02827 x (ZxT / P)

• Dimana : Bg = Faktor Volume Formasi Gas (scf/rcf)




Z = Factor Kompresibilitas

T = Temperatur ®

P = Pressure (Psi)

Dari data diatas kita memperoleh harga Bg untuk masing-masing

tekanan,temperature dan Z korelasi :

Tabel 3.4

Initial Gas TM-A

P (psi) T ® Z Bg (cuft/scf) (scf/rcf)

1529 597 0.89 0.009823871 101.7929

1400 597 0.891 0.010741126 93.10011

1300 597 0.9 0.011684208 85.5856

1200 597 0.91 0.012798536 78.13394

1100 597 0.916 0.014054096 71.15363

1000 597 0.92 0.015527015 64.40388

900 597 0.93 0.017439763 57.34023

800 597 0.935 0.019725216 50.69653

700 597 0.94 0.022663655 44.12351

600 597 0.95 0.026722218 37.42204

500 597 0.96 0.032404205 30.86019

400 597 0.965 0.040716221 24.56024

300 597 0.97 0.054569581 18.32523

200 597 0.98 0.082698231 12.09216

100 597 0.99 0.167084181 5.985007




Tabel 3.5

Initial Gas TM-B

P (psi) Ti ® Z Bg (cuft/scf) (scf/rcf)

1214 593 0.87 0.012014 83.23748

1100 593 0.89 0.013564 73.72626

1000 593 0.9 0.015088 66.27916

900 593 0.91 0.01695 58.99573

800 593 0.92 0.019279 51.87065

700 593 0.93 0.022272 44.89879

600 593 0.94 0.026264 38.07526

500 593 0.945 0.031684 31.5615

400 593 0.95 0.039815 25.11631

300 593 0.955 0.053366 18.73861

200 593 0.97 0.081306 12.29923

100 593 0.98 0.164288 6.086862

3.3 Driving Mechanism

Driving Mechanism pada Reservoir TMA-TMB adalah Depletion Drive. Hal tersebut disimpulkan pada kondisi awal tidak ditunjukkan adanya tudung gas bebas dan tidak ada water drive yang aktif. Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan disekitar lubang bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih sangat kecil (belum membentuk fasa yang contineu), maka gas-gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak, maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan.




3.4 Gas Initial In Place dan Viscosity Gas

Sebelum menetukan Recovery Factor kita harus menentukan viscosity gas pada

masing pressure dan temperatur pada masing-masing reservoir TMA dan TMB.

• Viskositas adalah ukuran kekentalan fluida yang menyatakan besar

kecilnya gesekan di dalam fluida. Semakin besar viskositas fluida, maka

semakin sulit suatu benda bergerak di dalam fluida tersebut. Di dalam zat

cair, viskositas dihasilkan oleh gaya kohesi antara molekul zat cair.

Sedangkan dalam gas, viskositas timbul sebagai akibat tumbukan antara

molekul gas.

• Nilai Viscositas didapat dari Grafik “Viscosity of Paraffin Hidrokarbon

gases” dengan memPlot harga Ma (Berat Molekul) vs Temperature (F).

• Nilai Gas Viscosity yang didapat :

TMA : 0.0121Cp

TMB : 0.0117 Cp

Selanjutnya mencari harga GIIP di masing TMA & TMB. Untuk mencari GIIP

diperoleh dengan nilai yang dipakai adalah 2P (0.9 P1+ 0.5 P2) ditentukan dengan

menggunakan Rumus :

GIIP = (43560 x VB x ⌀ x (1-Swi)) / Bgi

Maka didapatkan hasil sebagai berikut :

GIIP TMA = 474.9945193 bscf

GIIP TMB = 166.2433695 bscf




Berikut ini adalah perolehan GIIP pada masing – masing area P1-P3 di lapangan TMA dan TMB :

Tabel 3.6

Reserves

Field GIIP (bscf)

Remarks

1P 489 GWC – 3344FT-SS

TMA 2P 474 Vertical limit at – 3356.5 ft-ss

(halfy between GWC and DHI)

3P 511 DHI and amplitude boundary

1P 103 LKG-2515 ft-ss radius 750 m

TMB 2P 166 LKG-2515 ft-ss and west major fault

3P 216 LKG-2515 ft-ss and amplitude boundary

• Untuk P1 didapat dari : 90% P1 (Provent)

• Untuk P2 didapatkan dari : 90% P1 + 50% P2 (Probable)

• Untuk P3 didapatkan dari : 90% P1 + 50% P2 + 10% P3 (Possible)

Hasil-hasil perhitungan data diatas digunakan untuk menetukan Recovery

Factor. Estimasi perolehan Hidrokarbon ditentukan untuk mengetahui seberapa

besar cadangan Hidrokarbon yang bisa diambil dari reservoir tersebut secara

alamiah (Natural Flow).

Recovery Factor didapatkan dengan menggunakan Rumus :

RF = [(bg-bgi)/bg] x 100

Satuan dari RF adalah %. Berikut adalah hasil RF yang didapat dari

masing-masing Reservoir :

TMA : 69.6%

TMB : 69.8%




3.2 Karakteristik Batuan

Pada Lapangan TMA dan TMB banyak mengandung batuan karbonat dan

mengandung gas methana sebesar 98-99 persen. Reservoir ini merupakan

reservoir gas. Batuan karbonat adalah batuan sedimen yang mempunyai

komposisi yang dominan (lebih dari 50%) terdiri dari garam-garam karbonat,

yang dalam prakteknya secara umum meliputi Batugamping dan Dolomit.

Proses Pembentukannya dapat terjadi secara insitu, yang berasal dari

larutan yang mengalami proses kimiawi maupun biokimia dimana pada proses

tersebut, organism turut berperan, dan dapat pula terjadi butiran rombakan yang

telah mengalami transportasi secara mekanik dan kemudian diendapkan pada

tempat lain, dan pembentukannya dapat pula terjadi akibat proses diagenesa dari

batuan karbonat yang lain (sebagai contoh yang sangat umum adalah proses

dolomitisasi, dimana kalsit berubah menjadi dolomite).

Seluruh proses pembentukan batuan karbonat tersebut terjadi pada

lingkungan laut, sehingga praktis bebas dari detritus asal darat.

Batuan karbonat memiliki nilai ekonomi yang penting, sebab mempunyai

porositas yang memungkinkan untuk terkumpulnya minyak dan gas alam,

terutama batuan karbonat yang telah mengalami proses dolomitisasi, sehingga hal

ini menjadikan perhatian khusus pada geologi minyak bumi. Disamping sebagai

reservoir minyak dan gas alam, batuan karbonat juga dapat berfungsi sebagai

reservoir airtanah, dan dengan adanya porositas dan permeabilitasnya serta

mineral-mineral batuan karbonat yang mudah untuk bereaksi maka batuan

karbonat dapat menjadi tempat berkumpulnya endapan-endapan bijih.

Karena pantingnya Batuan karbonat sebagai batuan yang dapat

menyimpan mineral ekonomis maka penting untuk mengatahui genesa, dan energi

yang mempengaruhi pembentukan batuan karbonat tersebut, sehingga dapat

diperoleh gambaran untuk kegiatan eksplorasi.




Gambar 3.2

Batuan Karbonat

3.2.1 Kedalaman Tiap Lapisan

Berdasarkan cross section statigrafi Lapangan Beta didapat nilai

kedalaman zona sumur , sebagai berikut:

Tabel 3.1

Kedalaman Lapisan

Zona

Kedalaman Lapisan Sumur

TMA-4

1 3102 Feet

2 3116 Feet

3 3152 Feet

4 3166 Feet

5 3223 Feet

6 3237 Feet

7 3266 Feet

8 3280 Feet

9 3294 Feet

10 3308 Feet




3.2.2 Penentuan porositas (Φ)

Porositas adalah perbandingan antara volume ruang yang kosong (pori-pori)

terhadap volume total dari suatu batuan. Pada formasi renggang biasanya besar

porositas tergantung pada distribusi ukuran butiran, tidak pada ukuran butir

mutlak. Porositas akan menjadi tinggi jika semua butirannya mempunyai ukuran

yang hampir sama dan akan menjadi rendah jika ukuran butirnya bervariasi

sehingga butiran yang kecil akan mengisi ruang pori diantara butiran yang lebih

besar.

Porositas yang digunakan dalam perhitungan adalah porositas efektif,

karena porositas efektif merupakan bagian dari batuan yang mampu mengalirkan

fluida yang ada di dalamnya.

Dalam logging, nilai porositas biasanya tidak langsung didapat. Nilai

porositas biasanya diukur dari beberapa jenis dari log porositas yang

dikombinasikan. Log porositas diantarnya adalah neutron log, density log, dan

sonic log.

Kombinasi yang umum dalam mendapat nilai porositas biasanya dengan

menggunakan neutron-density log. Apabila ada hidrokarbon di suatu lapisan,

kedua log ini akan merespon dengan membentuk suatu cross over. Namun, pada

kondisi ini cross over tidak terjadi sepanjang zona prospek. Hal ini dikarenakan

zona yang terlalu tipis-tipis. Sehingga dilakukan sharp log dan nilai porositas

efektif dapat langsung dibaca.

Dalam menentukan density porosity digunakan persamaan atau menggunakan

rumus sebagai berikut :

Ød=

Dimana adalah densitas matriks yaitu 2.71 , didapat dari hasil

perhitungan dan yang jumlahnya sebesar 1.1




Setelah itu kita mencari data porositas neutron yang dapat kita peroleh dari

log pada track III yaitu pada garis yang berwarna biru dengan range 0.6 – 0

Setelah mendapat data density porosity dan neutron density kita baru bisa

menghitung berapa besar porositas dengan menggunakan rumus sebagai berikut :

Ø=

Berikut data hasil pengamatan dan perhitungan dari density porosity,

neutron porosity dan porositas rata-rata :

Tabel 3.2

Penentuan Porositas

Kedalaman

Lapisan ∅D ∅N ∅3102 0.5031055923 0.05 0.3520703933

3116 0.6211180124 0.14 0.4607453416

3152 0.6211180124 0.05 0.4307866749

3166 0.5652173913 0.04 0.3901449275

3223 0.6211180124 0.27 0.5040786749

3237 0.6024844722 0.05 0.4193229813

3266 0.6086956523 0.05 0.4237971015

3280 0.6211180124 0.05 0.4321200827

3294 0.6211180124 0.07 0.4391200827

3308 0.5900621184 0.09 0.4233747412

∑Ø = 0.4275

3.2.3 Penentuan Resistivity water




Resistivity water adalah parameter yang dibutuhkan untuk mencari

data saturation water. Untuk mencari data resitivity water kita

membutuhkan data rw zona air yaitu dengan mengalikan porositas rata-rata

kuadrat dengan resistivity zona water. Lalu kita mencari nilai gradien

temperature yaitu dengan mengurangkan BHT dengan T.surface dibagi

dengan perbedaan kedalaman lalu hasil tersebut dikali 100%. Setelah

mendapatkan gradien temperature kita menentukan temperature kedalaman

dengan cara menambahkan temperature di permukaan kedalaman zone

pertama sampai zone sepuluh yang telah dibagi seratus lalu hasil tersebut

dikalikan dengan gradien temperature. Setelah mendapat semua data yang

ada baru kita bisa menghitung nilai resistivity water dengan rumus :

Berikut data-data perhitungan resistivity water :

Tabel 3.3

Perhitungan Resistivity Water

Rt Rw

17 0,52542

16 0,52416

40 0,52038

105 0,51912

18 0,51408

45 0,51282

40 0,51156

30 0,51033

30 0,50652

19 0,50526




3.2.4 Penentuan saturasion water

Saturasi merupakan perbandingan volume fluida yang menempati pori-

pori batuan (dalam hal ini air) dengan volume pori batuan seluruhnya. Harga

saturasi diperoleh dari analisa core di laboratorium dan dari hasil analisa

petrofisik. Nilai saturasi umumnya berupa persen atau fraksi.

Nilai saturasi bisa dihitung dengan menggunakan suatu persamaan. Pada

suatu lapisan shally ada beberapa persamaan untuk menghitung besarnya saturasi,

diantaranya adalah metode ratio, persamaan Simandoux, formula Indonesia,

Waxman & Smitts Model, Dual Water Model, Laminated Sand & Shale Model,

Dispersed Shaly Sand Model, dll. Berikut rumus untuk mencari water saturation :

Tabel 3.4

Penentuan Saturation Water

rt Rw sw

sw rata-

rata

17 0,52542 0,411205639 0,31657166

16 0,52416 0,423352539

40 0,52038 0,266784457

105 0,51912 0,164463471

18 0,51408 0,39528408

45 0,51282 0,249693043

40 0,51156 0,26451391




30 0,51033 0,305066939

30 0,50652 0,303926027

19 0,50526 0,381426515

3.2.5 Penentuan Permeabilitas

Permeabilitas adalah kemampuan batuan mengalirkan fluida formasi.

Permeabilitas dinyatakan dalam millidarcies (Md). Permeabilitas sangat

tergantung pada ukuran dan bentuk butiran dari batuan. Nilai permeabilitas

biasanya didapat dari analisa core di laboratorium dan/atau menggunakan suatu

metode perhitungan yang ada. Besaran permeabilitas satu darcy didefinisikan

sebagai permeabilitas yang melewatkan fluida dengan viskositas 1 centipoises

dengan kecepatan alir 1 cc/det melalui suatu penampang dengan luas 1 cm2

dengan penurunan tekanan 1 atm/cm. Persamaan 4 Darcy berlaku pada kondisi :

1. Alirannya mantap (steady state)

2. Fluida yang mengalir satu fasa

3. Viskositas fluida yang mengalir konstan

4. Kondisi aliran isothermal

5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal

6. Fluidanya incompressible

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir,

permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

• Permeabilitas absolute (Kabs)

Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang

mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100%

fluida, misalnya hanya minyak atau gas saja.

• Permeabilitas efektif (Keff)

Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang

mengalir lebih dari satu fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas), (gas dan

minyak) atau ketiga-tiganya. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko,




kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas dan air.

• Permeabilitas relatif (Krel)

Yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi

tertentu terhadap permeabilitas absolute.

bab 3 deskripsi reservoir

Documents