Download - Teknik Reservoir
Bab 1 Pendahuluan 1 - 1
: : B AB IP E N D AH U L U AN
PENGENALAN SIMULASIMakna 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 SimulasiSimulasi 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 1 Pendahuluan 1 - 2
akurat, diharapkan dapat menghasilkan gambaran yang jelas dan
mewakili kenyataan mengenai kinerja reservoir.
Secara umum simulasi reservoir digunakan sebagai acuan dalam
perencanaan manajemen reservoir, antara lain 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 SimulasiSecara garis besar, jenis simulasi dibedakan menjadi 3, yaitu :
Black Oil SimulationSimulasi 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
diperhitungkan. Hasil studi ini biasanya digunakan untuk studi
injeksi air dan juga untuk peramalan.
Bab 1 Pendahuluan 1 - 3
Thermal SimulationSimulasi 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 SimulationSimulasi 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 SimulasiTahapan-tahapan pokok dalam pelaksanaan simulasi, antara lain
adalah sebagai berikut :
Penentuan Tujuan dan Prioritas Simulasi
Persiapan Data
Pemilihan dan Pembuatan Model
Validasi Data
Analisa Hasil Simulasi
Evaluasi dan Peramalan
TUJUAN KURSUSTujuan dan sasaran yang ingin dicapai dalam penyelenggaraan
kursus ini, peserta diharapkan mampu untuk :
Memahami konsep dasar pemodelan reservoir dan cara kerja
simulator
Merencanakan atau mendesain model reservoir
Membuat model reservoir dan melakukan simulasi untuk suatu
lapangan
Menganalisa hasil simulasi dan membuat prediksi
Bab 1 Pendahuluan 1 - 4
SISTEMATIKA MATERISecara sistematis, penyusunan modul ini dikategorikan menjadi lima
bagian pokok yang terbagi dalam beberapa bab, sebagai berikut :
BAB I PENDAHULUANBagian ini memberi gambaran secara umum mengenai simulasi
reservoir dan tujuan dari pelaksanaan kursus.
BAB II TINJAUAN TEKNIK RESERVOIRMemberikan penjelasan mengenai dasar teori teknik reservoir,
yang meliputi jenis, karakteristik, heterogenitas, kondisi serta
cadangan reservoir.
BAB III KONSEP SIMULASI NUMERIKTerdiri dari teori mengenai konsep diskretisasi dan formulasi
persamaan numerik yang digunakan pada simulasi reservoir.
BAB IV SIMULASI RESERVOIRMenjelaskan secara mendetail mengenai tahapan-tahapan
pelaksanaan simulasi, mulai dari persiapan data ampai dengan
analisa hasil simulasi.
BAB V CONTOH KASUSMemuat contoh pelaksanaan simulasi, baik untuk model
konseptual dan model aktual.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir 2 - 1
: : B AB 2P E NG AN T AR T E K NI K R ES ER V OI R
Reservoir 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 - 2
JENIS RESERVOIRKategori 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 berbagai proses geologi tersebut diatas
menyebabkan terjadinya berbagai macam jenis mekanisme
pendorong didalam reservoir.
Perangkap ReservoirPerangkap 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).
Perangkap StrukturPerangkap 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 LipatanPerangkap yang disebabkan perlipatan merupakan perangkap
utama. Unsur yang mempengaruhi perangkap ini adalah lapisan
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir 2 - 3
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 StrukturTerdiri dari struktur lipatan (fold), struktur patahan (fault), struktur penerobosan(piercement), kombinasi lipatan-patahan, struktur ketidaksesuaian (sub-unconformities). Struktur sub-unconformity miring (sebelah kiri) diasanyadikeluarkan 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 PatahanGejala 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 - 4
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 wilayahLapisan 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 berpotonganJika 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 pelipatanPatahan 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.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir 2 - 5
Gambar 2.2.Jenis Jebakan yang Didominasi Patahan Diselingi Interval Seal
Gambar 2.3.Kombinasi Jebakan Lipatan dan Patahan
Perangkap StratigrafiPrinsip 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.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir 2 - 6
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 struktur lapisan reservoir yang sedemikian rupa
sehingga 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).
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir 2 - 7
Gambar 2.4.Jebakan Stratigrafi DepositionalLateral deposition change, merupakan jebakan yang dibentuk oleh perubahanlateral 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 pengendapanmembentuk suatu bentuk jebakan yang potensial
Gambar 2.5.Jebakan Stratigrafi Sekunder Diagenesaa. Jebakan yang terbentuk oleh postdepositional updip porosity occlusionb. Jebakan yang terbentuk oleh postdepositional porosity and permeability
enhancement
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Jenis Reservoir 2 - 8
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 pembajianKombinasi 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 pembajianPembajian 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 – Mekanisme Pendorong Reservoir 2 - 9
Gambar 4.7.Jebakan Kombinasia. Interseksi patahan dengan bagian ujung pengendapan yang porous dan
permeabelb. Perlipatan suatu bagian reservoir updip depositional pinchout
Mekanisme PendorongMekanisme 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 DriveReservoir 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 - 10
adanya migrasi minyak bumi maka air yang berada disana tersingkir
dan digantikan oleh minyak, dan karena volume minyak ini terbatas,
maka bila dibandingkan dengan volume air yang merupakan fluida
pendesaknya akan jauh lebih kecil, seperti yang terlihat pada
Gambar 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.Karakteristik Kelakuan Reservoir Water Drive
Karakteristik dari reservoir water drive, seperti yang terlihat pada
Gambar 2.9., adalah sebagai berikut :
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 Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir 2 - 11
Harga GOR (gas oil ratio) relatif konstan. Hal ini 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 faktor berkisar antara 35% - 60%.
Ditinjau dari arah gerakan perembesan air, reservoir water drive
dibedakan menjadi dua jenis, yaitu :
Bottom Water Drive dan
Edge Water Drive.
Reservoir Bottom Water DriveAir 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 air dari reservoir bottom water drive dapat
dilihat pada Gambar 2.10.
Gambar 2.10.Reservoir Bottom Water Drivea. skema model ideal reservoir bottom water driveb. sistem aliran air reservoir bottom water drive
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir 2 - 12
Reservoir Edge Water DriveAir 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 Gambar 2.11.
Gambar 2.11.Reservoir Edge Water Drivea. skema model ideal reservoir edge water driveb. sistem aliran air reservoir edge water drive
Reservoir Gas DriveReservoir gas drive adalah reservoir yang mempunyai tenaga
pendorong yang berasal dari gas, baik itu yang terdapat pada tudung
reservoir, maupun yang terperangkap 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.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir 2 - 13
Gas Cap DriveGas 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 - 14
Gambar 2.13.Karakteristik Kelakuan Reservoir Gas Cap Drive
Depletion Gas DrivePada 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 - 15
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 DriveSegregation 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 - 16
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 - 17
Reservoir Combination DrivePada 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 - 18
Gambar 2.19.Karakteristik Kelakuan Combination Drive
Penentuan Mekanisme PendorongKarakteristik 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 =
op
wpie
BNBWWW
...................................................... (2-1)
GCI =
op
gpsig
BNBGGEG
...................................................... (2-2)
SGI =
op
gsppspo
BNBRNGGEN
........................................... (2-3)
DDI =op
fwgfwo
BNEGEN
.............................................................. (2-4)
(We = kumulatif water influx, RB; W i = kumulatif water injeksi, STB; Wp =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 = kumulatifproduksi gas, Mscf; Efwg = ekspansi air dan gas bebas, RB/Mscf; Efwo = ekspansiair 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 2.20adalah plot grafik dari data perhitungan drive index tersebut.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Mekanisme Pendorong Reservoir 2 - 19
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 – Karakteristik Batuan Reservoir 2 - 20
KARAKTERISTIK RESERVOIRKarakteristik 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 ReservoirBatuan 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 - 21
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
PorositasPorositas 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
VsVb =VbVp ..................................................................... (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 absolutMerupakan perbandingan antara volume pori total terhadap
volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara
matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :
= %100volumebulk
totalporivolume (2-6)
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir 2 - 22
Porositas efektifMerupakan perbandingan antara volume pori-pori yang saling
berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang
dinyatakan dalam persen.
= %100volumebulk
nberhubungayangporivolume ........................... (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 Efektifdan 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 - 23
Sumber Data PorositasData porositas batuan reservoir dapat diperoleh dari beberapa
sumber data, sebagai berikut :
Analisa core
Data logging
Korelasi
Pengukuran PorositasPengukuran porositas dilakukan dengan cara menentukan volume
pori. Metodee yang dapat digunakan untuk menghitung volume pori
adalah porosimeter Boyle dan desaturasi.
1. Porosimeter BoylePada Metode porosimeter Boyle (Boyle’s law porosimeter),
volume pori (Vp) ditentukan dengan mengukur volume butiran (Vs)
dengan persamaan sebagai berikut :
12
121s V
PP
VVV ....................................................... (2-7.a)
(Vs = volume butiran, cm3; V1, V2 = volume sel 1 dan sel 2, cm3; P1, P2 =tekanan manometer pada kondisi I dan II, atm)
Setelah volume bulk batuan (Vb) diketahui, maka volume pori (Vp)
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 DesaturasiDalam metode desaturasi, volume pori (Vp) 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 - 24
dalam keadaan kering maupun dalam kondisi jenuh fluida. Volume
pori (Vp) dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai
berikut:
f
dsp
wwV
................................................................ (2-7.c)
(ws = berat sampel dalam keadaan jenuh fluida, gr; wd = berat sampel dalamkeadaan kering, gr; f = berat jenis fluida penjenuh pori, gr/cc)
Besarnya porositas () ditentukan dengan menggunakan
Persamaan (2-5)
PermeabilitasPermeabilitas 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 =dLdPxk
........................................................................ (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. Asumsi-
asumsi 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.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir 2 - 25
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 =)PP(.A
L..Q
21 ....................................................................... (2-9)
(k = permeabilitas absolut, mD; Q = laju alir fluida yang keluar dari core, cc/dt;A = luas penampang core, cm2; L = panjang core, cm; P1 = tekanan masukcore, atm; P2 = tekanan keluar dari core, atm)
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :
k (darcy) =)atm()PP(.)cm.sq(A
)cm(L.)centipoise(.sec)/cm(Q
21
3
..................... (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 - 26
permeabilitas relatif yang merupakan karakteristik interaksi antara
batuan dengan fluida yang menempati pori-pori batuan, hal ini akan
dibahas pada bagian selanjutnya.
Sumber Data PermeabilitasData 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.
Pengukuran PermeabilitasPengukuran 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:
22
21
22
PPA
PLQ2K
............................................................. (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 (kL) yang
sebenarnya.
Besarnya permeabilitas cairan (kL) dihitung dengan persamaan
sebagai berikut:
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir 2 - 27
m
gL P/b1
kk
................................................................... (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 fluidaSaturasi 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 =totalporivolume
yakminolehdiisiyangporivolume ...................................... (2-11)
Sw =totalporivolume
airolehdiisiyangporivolume ........................................... (2-12)
Sg =totalporivolume
gasolehdiisiyangporivolume ......................................... (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)
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir 2 - 28
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 Sg
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 FluidaData saturasi fluida reservoir dapat diperoleh dari beberapa sumber
data, sebagai berikut :
Analisa core
Data logging
Data tekanan kapiler
Pengukuran Saturasi FluidaPengukuran saturasi fluida dapat dilakukan dengan menggunakan
metode Retort dan metode Distilasi.
1. Metode RetortDalam metode retort, core yang dianalisa ditempatkan dalam
peralatan retort dan dipanaskan pada temperatur 400oF selama
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir 2 - 29
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 :
p
ww V
VS dan
p
oo V
VS ................................................ (2-16.a)
(Vw = volume air hasil kondensasi, cm3; Vo = volume minyak hasilkondensasi, cm3)
2. Metode DistilasiDalam metode ini, core yang dianalisa ditimbang kemudian
ditempatkan pada timble yang diketahui beratnya dan dimasukkan
dalam labu yang berisi cairan toluena bertitik didih 112 oC.
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)
o
wwoo
wwwV
dan w
owow
wwwV
........... (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)
Wettabilitas (Derajat Kebasahan)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 - 30
diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih
berat, yang berharga antara 0o - 180o, yaitu antara air dengan
padatan, sehingga tegangan adhesi (AT) 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 tarik-
menarik 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 - 31
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 =woToaoa
oaTwowoPcosPcos
................................ (2.18)
Contact Angle =woToa
oaTwowo P
Pcos
................................. (2.19)
(PTwo = tekanan threshold inti batuan terhadap minyak pada waktu batuan berisiair; PToa = tekanan threshold inti batuan terhadap udara pada waktu batuanberisi 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 - 32
KompressibilitasPada 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 :
dPdV.
V1C r
rr ...................................................................... (2-20)
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir 2 - 33
Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat
dinyatakan sebagai kompressibilitas Cp atau :
*p
pp
dP
dV.
V1C ...................................................................... (2-21)
(Vr = volume grains; Vp = volume pori-pori batuan; P = tekanan hidrostatik fluidadi 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 RelatifSeperti 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 - 34
merupakan karakteristik interaksi antara batuan dengan fluida yang
menempati pori-pori batuan.
Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana
masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Besarnya harga
permeabilitas efektif untuk minyak dan air dinyatakan dengan
persamaan :
ko =)PP(.A
L..Q
21
oo .................................................................... (2-22)
kw =)PP(.A
L..Q
21
ww ................................................................... (2-23)
Sedangkan permeabilitas relatif (kr) untuk masing-masing fluida
reservoir dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :
kk
k oro ,
kk
k grg , .
kkk w
rw ............................... (2-24)
Plot harga kro dan krw 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 minyak-
air, yaitu :
kro akan turun dengan cepat jika Sw bertambah dari nol, demikian
juga krw akan turun dengan cepat jika Sw berkurang dari satu,
sehingga dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi
laju aliran minyak karena harga kro-nya kecil, demikian pula untuk
air.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir 2 - 35
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 :1kk rwro ................................................................... (2-25)
Tekanan KapilerTekanan 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
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Batuan Reservoir 2 - 36
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 r2hg(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 :
)(ghrAr2 ow2
T ......................................... (2-26)
atau :
g)(rA2
how
T
............................................................. (2-27)
(h = ketinggian cairan di dalam pipa kapiler, cm; r = jari-jari pipa kapiler, cm; =massa jenis, gr/cc; g = percepatan gravitasi, cm/dt2).
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 :
rcos2Pc
..................................................................... (2-29)
( = sudut kontak permukaan minyak-air).
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir 2 - 37
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 :
21c R
1R1P .................................................................. (2-30)
(R1 dan R2 = jari-jari kelengkungan konvek dan konkaf, inch)
Gambar 2.32.Distribusi dan Pengukuran Radius Kontakantara 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 :
hgr
cos2R1
R1
R1
t21m.................................... (2-31)
Fluida ReservoirFluida 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 - 38
Karakteristik Fisik MinyakFluida 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 MinyakDensitas 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 :
oSCiii
iioSC MX
MX........................................................ (2-32)
(oSC = densitas minyak (14,7 psia; 60 oF); oSCi = densitas komponen minyakke-i (14,7 psia; 60 oF); Xi = fraksi mol komponen minyak ke-i; Mi = berat molkomponen 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 :
w
oo
................................................................................. (2-33)
Industri perminyakan seringkali menyatakan specific gravity minyak
dalam satuan oAPI, yang dinyatakan dengan persamaan sebagai
berikut :
oAPI = 5,1315,141
o
.............................................................. (2-34)
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir 2 - 39
Harga-harga API untuk beberapa jenis minyak :
minyak ringan, 30 API
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 - 40
menaikkan viskositas minyak, karena pada kondisi tersebut terjadi
pembebasan gas dari larutan minyak.
Secara matematis, besarnya viskositas () dapat dinyatakan dengan
persamaan :
vyx
AF
........................................................................... (2-35)
(F = shear stress; A = luas bidang paralel terhadap aliran; v/y = gradientkecepatan).
Faktor Volume Formasi MinyakFaktor volume formasi minyak (Bo) 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)
T25.1.RFo
gs
.......................................................... (2-37)
(Rs = kelarutan gas dalam minyak, scf/stb; = specific gravity, lb/cuft; T=temperatur, oF).
Perubahan Bo terhadap tekanan untuk minyak mentah jenuh
ditunjukkan oleh Gambar 2.34. Tekanan reservoir awal adalah Pi
dan harga awal faktor volume formasi adalah Boi. 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 - 41
Terdapat dua hal penting dari Gambar 2.34. diatas, yaitu :
Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan
naik dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb,
sehingga volume sistem cairan bertambah sebagai akibat
terjadinya pengembangan minyak.
Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan
berkurangnya tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas
yang dibebaskan.
Kompressibilitas MinyakKompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume
minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat
dituliskan sebagai berikut:
PV
V1Co ...................................................................... (2-38)
Persamaan 3-29 dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah
dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu :
bioi
oiobo PPB
BBC
..................................................................... (2-39)
(Bo = faktor volume formasi minyak; P = tekanan reservoir; subscript i =reservoir, b = bubble point).
Karakteristik Fisik GasSifat fisik gas yang akan dibahas antara lain adalah :
Densitas,
Viskositas,
Faktor volume formasi
Kompresibilitas.
Densitas GasDensitas 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 :
u
ogasBJ
............................................................................ (2-40)
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir 2 - 42
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 =T.RP.MT.RP.M
u
g =97,28
Mg ............................................ (2-41)
Apabila gas merupakan gas campuran, maka berat jenis dapat
dihitung dengan menggunakan persamaan berikut ini :
97,28
BMBJ gastampak
gas ....................................................... (2-42)
Viscositas GasViscositas 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 :
5,0ii
5,0iigi
gMY
MY............................................................. (2-43)
(g = viscositas gas campuran pada tekanan atmosfer; gi = viscositas gasmurni; Yi = fraksi molekul gas murni; Mi = berat molekul gas murni).
Faktor Volume Formasi GasFaktor volume formasi gas (Bg) 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 :
rr
rr
rr
11TZVP
TZVP .................................................................... (2-44)
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir 2 - 43
Untuk harga P1 dan T1 dalam keadaan standar, maka diperoleh :
cuftP
TZ0283.0V
r
rrr ....................................................... (2-45)
Untuk keadaan standar, maka Vr (cuft) harus dibagi dengan 1 scf
untuk mendapatkan volume standar. Jadi faktor volume formasi gas
(Bg) adalah :
scf/cuftP
TZ0283.0B
r
rrg ............................................... (2-46)
Dalam satuan bbl / scf, besarnya Bg adalah :
scf/bblP
TZ00504.0B
r
rrg ............................................... (2-47)
Kompresibilitas GasKompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas
yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang
mempengaruhinya. Kompresibilitas gas didapat dengan persamaan :
pc
prg P
CC ........................................................................... (2-48)
(Cg = kompresibilitas gas, psi-1; Cpr = pseudo reduced kompresibilitas; Cpc =pseudo critical pressure, psi).
Sifat Fisik Air FormasiSifat fisik minyak yang akan dibahas adalah :
Densitas
Viskositas
Kelarutan gas dalam air formasi
Kompressibilitas air formasi
Faktor volume air formasi
Densitas Air FormasiDensitas air formasi dinyatakan dalam massa per volume, specific
volume yang dinyatakan dalam volume per 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 sifat-
sifat 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 Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir 2 - 44
cuft/lb. Dari besaran-besaran satuan tersebut dapat dibuat suatu
hubungan sebagai berikut :
w =34,62w =
wv34,621 = w01604,0 =
wv01604,0 .......... (2-49)
( = specific gravity; = densitas, lb/cuft; v = specific volume, cuft/lb).
Untuk melakukan pengamatan terhadap densitas air formasi dapat
dihubungkan dengan densitas air murni dengan persamaan :
ww
wb
wb
w Bvv
..................................................................... (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 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
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir 2 - 45
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 FormasiKelarutan gas dalam air formasi merupakan fungsi dari tekanan dan
temperatur. Penelitian dengan menggunakan gas dengan berat jenis
0,655 dan mengukur kelarutan gas ini dalam air murni serta dua
contoh air asin, menunjukkan kelarutan gas dalam air murni sesuai
dengan temperatur, seperti yang terlihat pada Gambar 2.36.Beberapa pernyataan yang bersifat umum tentang kelarutan gas
dalam air dan air asin antara lain adalah sebagai berikut :
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 Kelarutan Gas dalam Air
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Karakteristik Fluida Reservoir 2 - 46
Faktor Volume Formasi Air FormasiFaktor volume air formasi (Bw) 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) ...................................................... (2-51)
(Vwt = penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu, oF; Vwp =penurunan volume selama penurunan tekanan, psi)
Kompressibilitas Air FormasiKompresibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume
yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang
mempengaruhinya. Besarnya kompressibilitas air murni (Cpw)
tergantung pada tekanan, temperatur dan kadar gas terlarut dalam
air murni.
Secara matematik, besarnya kompressibilitas air murni dapat ditulis
sebagai berikut :
Twp P
VV1C
................................................................. (2-52)
Sedangkan 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 (Cw)
dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut :)R0088,01(CC swwpw .................................................... (2-53)
(Rsw = kelarutan gas dalam air, cu ft/bbl)
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Heterogenitas Reservoir 2 - 47
Gambar 2.37.Koreksi Harga Kompressibilitas Air Formasiterhadap kandungan Gas Terlarut
Heterogenitas ReservoirHeterogenitas 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 ReservoirBatuan 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 - 48
Faktor-faktor yang mempengaruhi heterogenitas reservoir adalah :
Sedimentasi Tektonik RegionalSedimentasi 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 serta proses tektonik antara lain patahan,
pengangkatan dan ketidakselarasan yang 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 TeksturKomposisi 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-PoriGeometri 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 - 49
Klasifikasi Heterogenitas ReservoirDalam 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.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Heterogenitas Reservoir 2 - 50
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-capillary-
gravity 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). Gambar2.38, 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.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Heterogenitas Reservoir 2 - 51
Gambar 2.38.Idealisasi Profil Permeabilitas danRespon 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 - 52
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 ReservoirIdentifikasi 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 VertikalHeterogenitas 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 rockSource 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
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Heterogenitas Reservoir 2 - 53
Kondisi reservoirTekanan 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 HorizontalIdentifikasi 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 – Kondisi Reservoir 2 - 54
Kondisi ReservoirTekanan 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 ReservoirTekanan 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, maka akan menyebabkan fluida reservoir akan
mengalir 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 - 55
Tekanan reservoir dibagi menjadi tiga jenis, yaitu :
Tekanan HidrostatikTekanan 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 KapilerTekanan kapiler merupakan tekanan yang ditimbulkan oleh
adanya kontak dua macam fluida yang tak saling campur.
Besarnya tekanan kapiler (Pc) dapat ditentukan dengan
persamaan :
ow144hPc .......................................................... (2-58)
(h = selisih tinggi permukaan antara dua fluida, ft)
Tekanan OverburdenTekanan 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 :
flmaflmb +1D
AGG
Po
.................................. (2-59)
(Gmb = berat matrik batuan formasi, lb; Gfl = berat fluida yang terkandungdalam pori-pori batuan, lb; A = luas lapisan, in2; D = kedalaman vertikalformasi, ft; = 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.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Kondisi Reservoir 2 - 56
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 ReservoirTemperatur 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 4oF/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 :
FormasinKedalalamaTT
geothermalGradien dardtansformasi ............................ (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)Td = temperatur reservoir pada kedalaman D ft, oF; Ta = temperatur padapermukaan, oF; GTH = gradient temperatur, oF; D = kedalaman, ft).
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Cadangan Reservoir 2 - 57
CADANGAN RESERVOIRSebelum 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 - 58
Metode PerbandinganPeriode 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 VolumetrikPerkiraan 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 :
oi
wibB
)S1(V7758Ni
.................................................... (2-63)
Sedangkan untuk initial gas in place adalah :
gi
wibB
)S1(V43560Gi
................................................. (2-64)
(Ni = jumlah minyak mula-mula di reservoir, STB; Gi = jumlah gas mula-muladi reservoir, SCF; Vb = volume bulk reservoir, acre-ft).
Dengan melihat persamaan di atas, maka data-data yang dibutuhkan
untuk melakukan perkiraan cadangan adalah Vb, , Swi, Boi, dan Bgi.
Data sifat-sifat fisik batuan dan fluida reservoir diperoleh dari hasil
laboratorium, sedangkan untuk menentukan Vb diperlukan data-data
geologi yang representatif.
Untuk menghitung bulk volume, harus dibuat peta isopach terlebih
dahulu. Peta isopach yaitu suatu peta yang menggambarkan garis-
garis 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 - 59
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 TrapezoidalPersyaratan 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 :
1nn AA2hVb .................................................................. (2-65)
(Vb = volume batuan, acre-ft; An = luas yang dibatasi garis kontur isopachterendah, acre; An+1 = luas yang dibatasi garis kontur isopach diatasnya, acre;h = interval antara garis kontur isopach, ft).
Metoda PyramidalPersyaratan utama metoda ini adalah perbandingan antara luas garis
kontur yang berurutan harus kurang atau sama dengan 0.5.
Persamaannya adalah :
1nn1nn AAAA3hVb ............................................. (2-66)
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Cadangan Reservoir 2 - 60
Metoda Material BalanceMetoda 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 :
gig
gi
titit
wpegsiptp
BBB
mBBB
BWWBRRBNN
.................................. (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 CurveSecara 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.
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Cadangan Reservoir 2 - 61
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 CurveBentuk decline curve ini mempunyai harga laju penurunan produksi
per satuan waktu sebanding dengan laju produksinya. Persamaan
dasar dari exponential decline curve adalah sebagai berikut :
dtdtdq
qdb
...................................................................... (2-68)
Integrasikan persamaan di atas, maka diperoleh :
dtdq
qabt ..................................................................... (2-69)
(a = decline rate; b = konstanta yang merupakan selisih antara decline ratepada selang perioda).
Untuk exponential decline, besarnya penurunan (decline rate) adalah
konstan, sehingga harga b = 0, dan Persamaan (2-69) menjadi :
dtdqqa ............................................................................ (2-70)
Dengan mengintegrasikan persamaan tersebut, dimana qi adalah
laju produksi mula-mula dan qt adalah laju produksi pada saat t,
maka secara matematik dapat dibuat hubungan sebagai berikut :at
it eqq ............................................................................. (2-71)
Bab 2 Tinjauan Teknik Reservoir – Cadangan Reservoir 2 - 62
Harga Np (produksi kumulatif) diperoleh dengan menggunakan
persamaan berikut :
t
0tp dtqN ............................................................................. (2-72)
Dengan mensubstitusikan Persamaan (2-71) ke dalam Persamaan(2-72) diperoleh persamaan berikut :
tip qqaN ........................................................................ (2-73)
Hyperbolic Decline CurveBesarnya 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 :
b1t
b1i
bi
p qqb1aq
N
........................................................... (2-74)
Harmonic Decline CurvePada 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 :
t
iip q
qlnaqN ........................................................................ (2-75)
Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Konsep Diskretisasi 3 - 1
: : B AB 3K O N SE P SI M UL AS I N UM E RI K
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.
Pemahaman terhadap serta konsep kerja dari simulasi dan
persamaan yang digunakan dalam simulasi, merupakan suatu hal
yang sangat penting sebelum mempelajari proses simulasi itu
sendiri.
KONSEP DISKRETISASIAliran 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 batas yang jelas lainnya. Untuk mempelajari aliran 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
difference. Hubungan umum dari masing-masing persamaan dan
proses penyelesaiannya dapat dilihat pada Gambar 3.1.
Gambar 3.1.Metode Penyelesaian dalam Simulasi Numerik
Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Konsep Diskretisasi 3 - 2
Konsep dari proses diskretisasi adalah menyelesaikan 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 menentukan
harga rata-rata variabel reservoir pada tiap bagian tersebut untuk
suatu interval waktu tertentu. Variabel 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. menunjukkan contoh sederhana grid
yang menggambarkan pembagian reservoir menjadi beberapa
bagian.
Gambar 3.2.Pembagian Reservoir dalam Proses Diskretisasia. continuous-reservoir system, b. discrete-model reservoir system
Sebagaimana dijelaskan diatas, bahwa dengan menggunakan
proses diskrestisasi, perhitungan hanya dilakukan pada tiap grid dan
timestep yang telah ditentukan. Konskuensi dari hal ini adalah
adanya pembulatan pada perhitungan tiap-tiap variabel yang
mengacu pada jumlah dan ukuran grid serta timestep yang
digunakan. Gambar 3.3. memperlihatkan pengaruh diskretisasi
terhadap distribusi saturasi, sedangkan Gambar 3.4. menunjukkan
pengaruh timestep terhadap perhitungan saturasi air.
Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Konsep Diskretisasi 3 - 3
Gambar 3.3.Pengaruh Grid terhadap Distribusi Saturasi Fluidaa. pada reservoir, b. pada model reservoir
Gambar 3.4.Pengaruh Timestep terhadap Distribusi Saturasi Fluidaa. pada reservoir, b. pada model reservoir
Selain itu, proses diskretisasi juga berpengaruh terhadap aliran fluida
pada model reservoir. Pembagian reservoir menjadi grid yang lebih
kecil menyebabkan aliran fluida akan mengacu kepada grid tersebut,
seperti yang terlihat pada Gambar 3.5.
Gambar 3.5.Pengaruh Grid terhadap Aliran Fluidaa. pada reservoir, b. pada model reservoir
Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik 3 - 4
FORMULASI PERSAMAAN NUMERIKPrinsip dasar yang digunakan dalam penurunan persamaan pada
simulasi terdari dari :
a. Kesetimbangan MassaBesarnya 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 EnergiBesarnya peningkatan energi pada suatu sistem harus sama
dengan selisih antara besarnya energi yang memasuki dan
energi yang keluar dari sistem tersebut.
c. Hukum DarcyPersamaan yang menggambarkan pergerakan fluida memasuki
ataupun keluar dari elemen reservoir.
d. Persamaan KeadaanPersamaan 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 :zy..vM xxin .................................................................. (3-1)
Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik 3 - 5
Sedangkan besarnya laju massa yang meninggalkan sistem adalah : zy..vM xxxxout .................................................. (3-2)
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 :
t
zyxM ttaccum
................................................... (3-3)
Sesuai dengan prinsip kesetimbangan massa, maka akan diperoleh
hubungan antara Persamaan (3-1), (3-2) dan (3-3) sebagai berikut :
zy..v xx - zy..v xxxx = t
zyx tt
... (3-4)
Pembagian Persamaan (3-4) dengan x.y.z , akan menghasilkan
x.v xx -
x
.v xxxx
=
tttt
.............................. (3-5)
Persamaan diatas dapat diubah dalam bentuk limit simultan terhadap
harga x dan t, sebagai berikut :
x.v.v
lim xxxxxx
0x=
tlim ttt
0x....... (3-6)
Sehingga menghasilkan :
tx)v(
........................................................................ (3-7)
Persamaan (3-7) diatas merupakan prinsip kesetimbangan massa
yang juga disebut sebagai Persamaan Kontinyuitas (continuity
equation).
Persamaan DifferentialPersamaan Darcy untuk aliran satu fasa dalam media berpori
dengan arah horizontal :
LpAkq ........................................................................... (3-8)
Jika aliran dalam media berpori membentuk sudut θ dengan
permukaan horizontal, maka:
sing
LpAkq ............................................................. (3-9)
Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik 3 - 6
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:
xDg
xpAkq o
o .......................................................... (3-10)
Untuk aliran immiscible tiga fasa, dengan memasukkan permeabilitas
relatif didapat:
xDg
xpAkk
q oo
o
roo ................................................ (3-11)
xDg
xpAkkq w
w
w
rww ................................................ (3-12)
dan
xDg
xpAkk
q gg
g
gg .................................................. (3-13)
a. Persamaan Differential Sistem Aliran 1 DimensiBerdasarkan pada hasil penurunan ketiga persamaan diatas
didapat persamaan differensial untuk aliran tiga fasa 1-D untuk
masing-masing fasa fluida, sebagai berikut :
o
oo
o
oo
roBS
tA
xDg
xp
BAkk
x.............................. (3-14)
w
ww
w
ww
rwBS
tA
xDg
xp
BAkk
x............................. (3-15)
dan
xDg
xp
BkkAR
xDg
xp
BAkk
x oo
oo
rosg
g
gg
rg
=
o
so
g
g
BRS
BS
tA ......................................................... (3-16)
b. Persamaan Differential Sistem Aliran 2 DimensiPerluasan 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 - 7
dxd {
oBokrohkx
(dx
dpo -o.gdxdD )}+
dyd {
oBokrokyh
(dy
dpo -o.gdydD )}
= hdtd (
BoSo ) ............................................................... (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 :
dxd (fx
dxdp ) +
dyd (fy
dydp ), 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 :
o
ooo
oo
roBS
thDgp
Bhkk
. ............................... (3-18)
w
www
ww
rwBS
thDgp
Bhkk
. ................................ (3-19)
dan
Dgp
BkkhR
DgpBhkk
. oooo
rosgg
gg
rg
=
o
so
g
g
BRS
BS
th ....................................................... (3-20)
c. Persamaan Differential Sistem Aliran 3 DimensiUntuk merepresentasikan aliran fluida dalam media berpori
dalam tiga arah, x, y, dan z, kita hanya perlu menambahkan
turunan perhitungan aliran dalam arah z. Jika pf. didefnisikan
dengan
z
zyxpf
zypf
yxpf
xpf. ............... (3-21)
maka akan diperoleh persamaan yang sama dengan
Persamaan (3-18), (3-19) dan (3-20) untuk aliran tiga dimensi
masing-masing fasa fluida.
Pemecahan Persamaan DifferentialDalam 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 - 8
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
xPP
xP i1i
........................................................................ (3-22)
Backward Differencing
xPP
xP 1ii
....................................................................... (3-23)
Central Differencing
xPP
xP 1i1i
.................................................................... (3-24)
Perkiraan finite difference dari turunan kedua, menggunakan forward
dan backward differencing adalah :
xPP
xPP
x1
xP
x1iii1i
21ii1i
x
PP2P ......... (3-25)
Apabila suatu persamaan parsial diferensial mengandung turunan
terhadap ruang dan waktu, finite differencing dapat dilakukan dengan
dua metoda, yaitu
Metoda eksplist dan
Metoda implicit.
Metode EksplisitPada 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
Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik 3 - 9
Penyelesaian persamaan dengan metode eksplisit adalah sebagai
berikut :
tP
yP
xP
2
2
2
2
Perubahan persamaan diatas ke bentuk finite diffence akan
menghasilkan :
2
nj,1i
nj,i
nj,1i
2
n1j,i
nj,i
n1j,i
y
PP2P
x
PP2P
=t
PP nj,i
1nj,i
.............. (3-26)
dengan mengeluarkan faktor tekanan, didapat persamaan sebagai
berikut :
n1j,i
nj,i
n1j,i2
nj,i
1nj,i PP2P
xtPP
+ nj,1i
nj,i
nj,1i2 PP2P
yt
.................................................... (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 - 10
mendapatkan hasil lebih singkat dibandingkan dengan metode
implisit.
Metode ImplisitPada 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 :
tP
x
P2
2
diubah ke bentuk finite diffence :
tPP
x
PP2P ni
1ni
2
n1i
ni
n1i
(3-28)
persamaan untuk menentukan harga P pada n+1, adalah sebagai
berikut :
tPP
x
PP2P ni
1ni
2
1n1i
1ni
1n1i
(3-29)
selanjutnya dengan menggabungkan bentuk yang sama didapat
persamaan :
ni
21n
1i1n
i
21n
1i Pt
xPPt
x2P
(3-30)
Secara umum persamaan diatas dapat ditulis menjadi
diPcPbPa 1iiii1ii (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 - 11
Sel1 ai P0 – bi P1 + ci P2 = d12 a2 P1 – b2 P2 + c2 P3 = d23 a3 P2 – b3 P3 + c3 P4 = d3.. ………………... = …n ab Pn-1 – bn Pn + cn Pn+1 = 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 SimulatorPada 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.
Metode Implicit Pressure – Implicit SaturationPada 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 Po, Pw,
dan Pg. Hal ini akan menghasilkan sistem persamaan yang komplek,
Bab 3 Konsep Simulasi Numerik – Formulasi Persamaan Numerik 3 - 12
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
Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data 4 - 1
: : B AB 4S IM U L AS I RES E RV OI 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 - 2
PERSIAPAN DATAPersiapan 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 StatisData 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 Sumur dan Well Constraint (batas laju
produksi/injeksi, index produktivitas/injektivitas, bottomhole
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 - 3
Data DinamisData 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 ReservoirKarakterisasi reservoir merupakan integrasi dari tiga komponen yang
mempunyai saling keterkaitan, yaitu :
Karakterisasi geologi reservoir
Karakterisasi fluida reservoir, dan
Karakterisasi batuan reservoir.
Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data 4 - 4
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 - 5
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 - 6
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 DataData-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 - 7
Analisa CoreCore (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 SumurLogging 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).
Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data 4 - 8
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 ListrikMetode 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) LogLog 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) LogLog 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 LogTujuan 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 - 9
Log PorositasSeperti 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 NeutronLog 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 - 10
Log SonicLog 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-rayRespon 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.
Log DipmeterLog 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.
Log CaliperKegunaan 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 - 11
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 - 12
Parameter yang diukur adalah tekanan statik (Pws), tekanan aliran
dasar sumur (Pwf), tekanan awal reservoir (Pi), skin factor (S),
permeabilitas rata-rata (k), volume pengurasan (Vd) dan radius
pengurasan (re).
Metoda uji tekanan yang umum digunakan ada dua macam, yaitu:
Pressure Build-Up TestUji 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 di permukaan).
Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya 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 TestPressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang
dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan
mempertahankan laju produksi tetap selama 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.
Bab 4 Simulasi Reservoir – Persiapan Data 4 - 13
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) danPengukuran 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.
Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir 4 - 14
PERENCANAAN MODEL RESERVOIRModel 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 parameter-
parameter 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 ModelPemilihan 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 - 15
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 ModelBerdasarkan pendekatan studinya, model yang digunakan pada
simulasi dapat dibedakan menjadi 2 jenis, yaitu :
Model AktualMerupakan 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
meningkatkan akurasi hasil simulasi.
Model KonseptualMerupakan model sederhana, dengan karakteristik yang
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 - 16
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 ModelMerupakan 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 ModelMerupakan 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 ModelMerupakan model satu sumur yang dibuat dalam koordinat
radial, digunakan untuk mempelajari performance dari suatu
sumur. Contoh : studi kecenderungan coning sumur produksi.
Pattern-Element ModelMerupakan 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 - 17
Dimensi ModelDimensi 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-DimensiModel 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)
Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir 4 - 18
Model 2-DimensiModel 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 sifat-
sifat 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 - 19
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-DimensiModel 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 - 20
Gambar 4.10.Model 3-Dimensi
Gambar 4.11.Aplikasi Model 3-Dimensi pada Patahan
Pertimbangan Pemilihan ModelHal-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
Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir 4 - 21
Pemilihan GridGrid 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 GridSistem 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.S i s t e m G r i da. block centered, b. lattice (corner-point)
Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir 4 - 22
Ukuran GridPemilihan 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 GridModel 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 set-
up 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.
Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir 4 - 23
Fine gridModel 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 FluidaPada beberapa Tahap Pendesakan dengan ukuran grida. 135 ft, b. 65 ft, c. 45 ft, pada area 72 acre
Koordinat GridBerdasarkan bentuknya, jenis grid dibedakan menjadi 5 jenis, yaitu :
Cartesian grid,
Curvilinear grid,
Radial grid, dan
Locally-refined cartesian grid.
Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir 4 - 24
Cartesian GridGrid 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 GridGrid 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 GridGrid 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.R a d i a l G r i d
Locally-refined Cartesian GridGrid jenis ini di bentuk dengan membuat fine grid pada bagian-
bagian tertentu dari coarse grid. Hal ini dilakukan untuk
mempercepat proses simulasi yaitu dengan memperkecil jumlah sel
Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir 4 - 25
yang disimulasikan, tanpa mengorbankan akurasi pada bagian-
bagian tertentu yang merupakan prioritas dari simulasi.
Gambar 4.17.Locally-refined Cartesian Grid
Arah Orientasi GridHal 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 Grida. parallel grid, b. diagonal grid
Penentuan arah grid dipengaruhi oleh distribusi permeabilitas vertikal
dan horizontal (pada reservoir anisotropi), lokasi sumur produksi-
injeksi, serta arah aliran fluida yang dominan. Gambar 4.19.
menunjukkan pengaruh arah grid terhadap proses aliran fluida pada
simulasi.
Bab 4 Simulasi Reservoir – Perencanaan Model Reservoir 4 - 26
Gambar 4.19.Pengaruh Orientasi Grid terhadap Aliran Fluida
Pertimbangan Pemilihan GridHal-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 benar-
benar 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.
Bab 4 Simulasi Reservoir – Validasi Model Reservoir 4 - 27
VALIDASI MODELAkurasi 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
InisialisasiProses 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 pesan-
pesan kesalahan yang mungkin terjadi.
Parameter yang diperiksa pada proses inisialisai antara lain adalah
sebagai berikut :
Distribusi fluida dan kontak antar fluidaPemeriksaan 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 - 28
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-mulaPada 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.
EkuilibrasiProses 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 1-
3 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 (Pbi = Pb @ GOC)
Bab 4 Simulasi Reservoir – Validasi Model Reservoir 4 - 29
History MatchingHistory 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 simulasiyang menggunakan model aktual, dimana telah tersedia dataperformance 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 TekananPada 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 - 30
Perubahan ini juga dibatasi oleh harga standar deviasi dari
permeabilitas yang dihitung terlebih dahulu.
Penyelarasan Performance ProduksiSimulator 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
Bab 4 Simulasi Reservoir – Analisa Data Keluaran 4 - 31
ANALISA DATA KELUARANTahapan 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 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 1
: : B AB VC O N T O H K AS U S
Pada bagian ini akan disajikan 2 contoh kasus, dengan tujuan untuk
memudahkan pemahaman mengenai persiapan dan pelaksanaan
suatu proyek simulasi reservoir.
KASUS #1 – MODEL KONSEPTUALWATERFLOOD 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 StudiLapangan 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 masing-
masing 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 - 2
Gambar 5.1Ilustrasi 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 - 3
Gambar 5.2Pola 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 StudiTujuan 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
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 4
Skenario Simulasi dan Metode AnalisaSkenario 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 e n a r i o S i m u l a s 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 - 5
Batasan dan AsumsiBatasan 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 ft2) dengan
ketebalan 30 ft, dan OWC pada 1/3 bagian bawah lapisan (2020-
2029 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 SimulasiSecara 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
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 6
Persiapan DataData yang digunakan pada studi ini dapat dikategorikan menjadi 3
jenis data, yaitu :
Karakteristik Reservoir
Parameter Operasi Waterflood
Karakteristik ReservoirData dalam kategori ini meliputi data karakteristik dan kondisi
reservoir secara umum, porositas, permeabilitas, permeabilitas
reservoir dan saturasi fluida.
Data Karakteristik Reservoir UmumReservoir 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▫ Top depth : 2000 ft▫ Ketebalan reservoir : 30 ft▫ OWC : 2020 ft
Kondisi Reservoir▫ Tekanan reservoir : 579 psia▫ Temperatur rata-rata reservoir : 207 oF
Karakteristik Minyak▫ Tekanan gelembung : 235 psia▫ Gas Oil Ratio : 50 scf/STB▫ Kompresibilitas : 1.10-5 psi-1▫ Densitas : 0.87 gr/cc
: 7.262 lb/gal▫ FVF : 1.083 bbl/STB▫ Viskositas : 2.7 cp
Karakteristik Air Formasi▫ Salinitas : 3000 ppm▫ Densitas : 1.0091 gr/cc
: 8.423 lb/gal▫ Kompresibilitas : 3.10-6 psi-1▫ Viskositas : 0.32 cp▫ FVF : 1.0 bbl/STB
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 7
Porositas dan PermeabilitasData 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 Porositas, %Bar Channel Bar Channel
123456789
101112131415161718192021222324252627282930
10000912282437365648659145342477041983743323027162494212617581632138511381060
898736687582476445377308288244200
200244288308377445476582687736898
106011381385163217582126249427163230374341984770534259146486736582439122
10000
0.2800.2780.2760.2740.2710.2690.2670.2650.2620.2600.2570.2530.2510.2480.2440.2430.2390.2350.2340.2300.2260.2250.2220.2170.2160.2130.2090.2070.2040.200
0.2000.2040.2070.2090.2130.2160.2170.2220.2250.2260.2300.2340.2350.2390.2430.2440.2480.2510.2530.2570.2600.2620.2650.2670.2690.2710.2740.2760.2780.280
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 8
Permeabilitas RelatifHarga 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 = 0,2 • Swcr = 0,2• Sorw = 0,2 • Soirw = 0,15• Krwro = 0.3085 • Krocw = 1• Nw REG 1 = 1.3 • Now REG 1 = 4.25• Nw REG 2 = 1.3 • Now REG 2 = 1.75
Hasil perhitungan ditabulasikan pada Tabel 5.2. dan plot grafik pada
Gambar 5.4
Tabel 5.2Hasil Perhitungan Permeabilitas RelatifSaturasi
Air KRWKROW
REG1 REG20.200.250.300.350.400.450.500.550.600.650.700.750.80
0.00000.01220.03000.05090.07400.09890.12530.15310.18210.21220.24340.27550.3085
1.00000.69090.46080.29440.17850.10120.05260.02420.00940.00280.00050.00000.0000
1.00000.85880.72680.60440.49190.38940.29730.21610.14620.08840.04350.01290.0000
Gambar 5.4.Kurva Permeabilitas Relatif
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 9
Saturasi FluidaSaturasi 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 WaterfloodData parameter operasi waterflood meliputi parameter pembatas
operasi sumur (constraint), pengaturan perforasi dan laju injeksi.
Well constraintParameter pembatas operasi sumur meliputi :
BHP minimum (sumur produksi) : 250 psia
Water cut maksimum (sumur produksi) : 99 %
injeksi air maksimum (sumur injeksi) : sesuai skenario
Pengaturan PerforasiPengaturan 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 masing-
masing 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 - 10
Laju InjeksiHarga 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 ReservoirModel 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
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 11
Gambar 5.6.Prinsip Geometri Model
Model 5 SpotModel reservoir untuk pattern 5 spot merupakan ¼ bagian dari
pattern, seperti yang terlihat pada Gambar 5.7, dengan data sebagai
berikut :x y z
• Jumlah grid 24 24 30• Ukuran grid (ft) 54.0665 54.0665 1• Jumlah sel aktif 7935
Gambar 5.7.Model Reservoir Pattern 5 Spot
Model 7 SpotModel reservoir untuk pattern 5 spot merupakan ¼ bagian dari
pattern, seperti yang terlihat pada Gambar 5.8, dengan data sebagai
berikut :x y z
• Jumlah grid 31 18 30• Ukuran grid (ft) 54.5526 55.5811 1• Jumlah sel aktif 15300
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 12
Gambar 5.8.Model Reservoir Pattern 7 Spot
Model 9 SpotModel reservoir untuk pattern 5 spot merupakan ¼ bagian dari
pattern, seperti yang terlihat pada Gambar 5.9, dengan data sebagai
berikut :x y z
• Jumlah grid 17 17 30• Ukuran grid (ft) 54.9568 54.9568 1• Jumlah sel aktif 7680
Gambar 5.9.Model Reservoir Pattern 9 Spot
Validasi ModelPada 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 Tabel5.3.
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 13
Tabel 5.3.Data Inisialisasi
ModelVolume Pori, bbl Oil in Place, stb
volumetrik simulasi % error volumetrik simulasi % errorchannel sand 4006550 4006542 0.000199 2141360 2141340 0.000926bar sand 4006550 4006558 0.000186 2313560 2313583 0.000989
Hasil SimulasiMetode 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 - 14
Data produksi dan grafiknya digunakan untuk analisa kinerja masing-
masing 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 SimulasiPembahasan 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 FasiesSkenario simulasi yang dilakukan untuk mengetahui pengaruh jenis
fasies terhadap performance dan pemilihan fasies terbaik dilakukan
dengan parameter sebagai berikut :▫ FASIES : BAR DAN CHANNEL *▫ PATTERN TYPE : 7 SPOT▫ PATTERN SIZE : 71 ACRES▫ THICKNESS : 30 FT▫ INJECTION RATE : 2.5 BFPD/AC.FT▫ PERF. SETTING : 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 - 15
Tabel 5.4Hasil Simulasi Jenis Fasies
Fasies Tekanan Waktu Perolehan RFpsia bulan STBO % OIP
BAR 589.47 34 1485778 64.3988CHANNEL 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 PatternSkenario simulasi yang dilakukan untuk mengetahui pengaruh jenis
pattern terhadap performance dan pemilihan pattern terbaik untuk
tiap fasies dilakukan dengan parameter sebagai berikut :▫ FASIES : BAR DAN CHANNEL▫ PATTERN TYPE : 5 SPOT, 7 SPOT DAN 9 SPOT *▫ PATTERN SIZE : 71 ACRES▫ THICKNESS : 30 FT▫ INJECTION RATE : 2.5 BFPD/AC.FT▫ PERF. SETTING : PF02* parameter observasi
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 16
Rangkuman hasil simulasi dapat dilihat pada Tabel 5.5, sedangkan
Gambar 5.12. menunjukkan plot grafik perbandingan performance
antar pattern pada fasies bar .
Tabel 5.5Hasil Simulasi Jenis Pattern
Fasies Pattern Tekanan Waktu Perolehan RFpsia bulan STBO % OIP
BAR5 SPOT 579.0634 41 1462607 63.394477 SPOT 620.2926 34 1487787 64.48599 SPOT 603.1629 34 1461438 63.3438
CHANNEL5 SPOT 836.5224 129 848349.6 39.727377 SPOT 1664.472 127 855854.5 40.078829 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 - 17
Simulasi Laju InjeksiSkenario simulasi yang dilakukan untuk mengetahui pengaruh laju
injeksi terhadap performance dan pemilihan laju injeksi terbaik untuk
tiap fasies dilakukan dengan parameter sebagai berikut :▫ FASIES : BAR DAN CHANNEL▫ PATTERN TYPE : 7 SPOT▫ PATTERN SIZE : 71 ACRES▫ THICKNESS : 30 FT▫ INJECTION RATE : 1.5 – 12.0 BFPD/AC.FT (INTERVAL 0.5) *▫ PERF. SETTING : PF02* parameter observasi
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 5.6Hasil Simulasi Laju Injeksi
FASIES CHANNEL FASIES BARLaju Tekanan Waktu Perolehan RF Laju Tekanan Waktu Perolehan RF
injeksi psia bulan STBO % OIP Injeksi psia bulan STBO % OIP1.5 648.56 304 650089 30.44 1.5 459.02 54 1456568 63.132.0 730.67 226 730203 34.19 2.0 526.15 42 1480156 64.162.5 813.01 179 785699 36.79 2.5 589.47 34 1485778 64.403.0 895.19 149 826944 38.72 3.0 657.79 29 1484012 64.323.5 977.61 127 856994 40.13 3.5 718.87 25 1479021 64.115.0 1224.00 89 914632 42.83 4.0 936.92 22 1471837 63.795.5 1307.26 81 926275 43.38 4.5 1000.77 20 1463409 63.436.0 1388.38 74 935012 43.79 5.0 1081.29 18 1452011 62.946.5 1470.05 69 943941 44.20 5.5 1138.92 16 1446177 62.687.0 1551.36 64 949960 44.49 6.0 1200.00 15 1439110 62.387.5 1632.62 60 955803 44.768.0 1715.08 56 958556 44.898.5 1797.35 53 962352 45.079.0 1877.31 51 968642 45.369.5 1957.57 48 969622 45.41
10.0 2048.57 45 968182 45.3410.5 2121.90 43 967574 45.3111.0 2203.99 41 968122 45.3411.5 2286.83 39 967802 45.3212.0 2364.72 38 967858 45.32
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 18
Gambar 5.13.Perbandingan Faktor Perolehan pada Variasi Laju Injeksi
Simulasi Pengaturan PeforasiSkenario simulasi yang dilakukan untuk mengetahui pengaruh
pengaturan perforasi terhadap performance dan pemilihan
perngaturan perforasi terbaik untuk tiap fasies dilakukan dengan
parameter sebagai berikut :▫ FASIES : BAR DAN CHANNEL▫ PATTERN TYPE : 7 SPOT▫ PATTERN SIZE : 71 ACRES▫ THICKNESS : 30 FT▫ INJ. RATE, BFPD : 2.5 BFPD/AC.FT (BAR)
: 9.5 BFPD/AC.FT (CHANNEL)▫ PERF. SETTING : PF01 – PF12 ** parameter observasi
Tabel 5.7Hasil Simulasi Pengaturan Perforasi
PerforasiFASIES BAR FASIES CHANNEL
Tekanan Waktu Perolehan RF Tekanan Waktu Perolehan RFpsia bulan STBO % OIP psia bulan STBO % OIP
PF01 579.14 35 1482863 64.27 15348 3 16850 0.79PF02 459.94 35 1476156 63.98 11502 68 680140 31.85PF03 428.07 35 1475772 63.97 4150 52 907110 42.48PF04 416.22 35 1473325 63.86 1958 48 969622 45.41PF05 579.84 35 1481875 64.23 15351 3 16849 0.79PF06 460.61 35 1474912 63.93 11501 68 680473 31.87PF07 428.74 35 1474341 63.90 4142 53 911124 42.67PF08 416.19 35 1473994 63.89 1958 48 969837 45.42PF09 578.50 35 1483573 64.30 15348 3 16849 0.79PF10 459.30 35 1477127 64.02 11502 68 680580 31.87PF11 427.32 35 1476361 63.99 4142 53 911323 42.68PF12 414.79 35 1475688 63.96 1958 48 969129 45.38
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 19
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
Pergerakan Dinamik FluidaAnalisa terhadap pergerakan dilakukan terhadap visualisasi distribusi
saturasi fluida pada tiap pertambahan waktu tertentu untuk masing-
masing 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
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 20
Gambar 5.15b.Distribusi Saturasi Fluida pada Fasies Channel
Proses pendesakan pada fasies bar berjalan seperti proses piston-
like 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.
RekomendasiBerdasarkan pada hasil simulasi dan analisa yang telah dilakukan,
dapat dirumuskan rekomendasi sebagai berikut :
Strategi pelaksanaan waterflood yang optimal untuk masing-
masing 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).
Bab 5 Contoh Kasus – Model Konseptual 5 - 21
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.
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 22
KASUS #2 – MODEL AKTUALPRIMARY RECOVERY
Deskripsi StudiLapangan ”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 StudiTujuan pokok dari studi ini adalah :
Menentukan lokasi sumur produksi yang baru berdasarkan data-
data 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 AnalisaPengembangan 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 - 23
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 SimulasiSecara 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 dataData yang dibutuhkan pada studi ini, dapat diklasifikasikan sebagai
berikut:
Data geologi
Data batuan
Data fluida
Kondisi reservoir
Data produksi
Data GeologiData 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 - 24
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 - 25
Gambar 5.19.Peta Oil-thickness
Data BatuanData 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 FluidaData 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
depthmeter
DATA LOG HASIL INTERPRETASI
density sonic resistivity
gammaray
porositas Vshale Sw k
2199 2.65 70.0 10.0 37.5 0.095 0.265 0.571 4.882200 2.70 75.0 30.0 28.0 0.066 0.162 0.506 0.952201 2.40 90.0 20.0 30.0 0.040 0.131 0.909 0.112202 2.20 112.5 20.0 22.0 0.263 0.047 0.236 424.112203 2.68 92.0 20.0 27.0 0.088 0.145 0.527 3.472204 2.75 75.0 35.0 25.0 0.040 0.131 0.687 0.112205 2.75 67.5 30.0 22.0 0.046 0.092 0.783 0.202206 2.48 93.0 25.0 20.0 0.203 0.048 0.270 135.332207 2.45 93.0 25.0 21.0 0.232 0.056 0.236 242.822208 2.30 95.0 30.0 50.0 0.290 0.269 0.148 648.942209 2.47 87.0 50.0 15.0 0.230 0.000 0.177 235.38
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 26
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 37.992211 2.54 80.0 37.0 18.0 0.185 0.031 0.246 91.042212 2.53 85.0 30.0 17.0 0.197 0.020 0.261 118.892213 2.53 86.0 20.0 15.0 0.200 0.000 0.322 127.262214 2.60 86.5 18.0 18.0 0.145 0.033 0.446 30.922215 2.53 84.0 17.0 18.0 0.195 0.031 0.346 114.862216 2.55 81.0 17.0 18.0 0.175 0.031 0.384 71.222217 2.48 82.0 16.0 18.0 0.216 0.029 0.324 177.322218 2.55 80.0 16.0 19.0 0.184 0.042 0.373 87.572219 2.60 76.0 17.5 20.0 0.132 0.056 0.478 20.222220 2.60 78.0 16.0 20.0 0.142 0.056 0.468 27.912221 2.65 77.0 18.0 20.0 0.131 0.059 0.471 19.892222 2.60 79.0 18.0 20.0 0.142 0.056 0.441 27.912223 2.64 83.0 15.0 20.0 0.121 0.058 0.554 14.092224 2.55 82.0 17.0 20.0 0.172 0.052 0.380 65.772225 2.57 84.0 15.0 20.0 0.162 0.054 0.428 50.292226 2.67 76.0 12.5 26.0 0.080 0.132 0.734 2.282227 2.67 75.0 10.0 25.0 0.092 0.120 0.760 4.172228 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
depthmeter
DATA LOG HASIL INTERPRETASI
density sonic resistivity
gammaray
porositas Vshale Sw k
2124 2.54 98.0 2.0 75 0.061 0.086 1.000 487.752125 2.58 100.0 3.0 78 0.045 0.127 1.000 580.392126 2.60 97.0 2.0 80 0.030 0.157 1.000 353.172127 2.41 102.0 2.0 110 0.145 0.439 0.408 356.832128 2.55 100.0 2.2 100 0.061 0.396 0.745 296.182129 2.54 98.0 2.0 80 0.067 0.147 0.950 419.382130 2.55 97.0 2.0 100 0.061 0.396 0.782 184.762131 2.53 98.0 1.8 88 0.076 0.240 0.817 330.342132 2.50 97.0 2.0 80 0.091 0.140 0.732 369.352133 2.56 97.5 2.0 84 0.055 0.200 1.000 340.282134 2.55 93.0 2.0 80 0.061 0.149 1.000 195.172135 2.44 97.5 2.0 80 0.127 0.130 0.545 407.072136 2.60 97.5 2.0 80 0.030 0.157 1.000 379.912137 2.65 93.0 2.0 72 0.000 0.056 1.000 250.982138 2.50 90.0 1.7 100 0.091 0.373 0.656 56.162139 2.64 85.0 1.8 108 0.006 0.549 1.000 8.572140 2.57 80.0 1.8 100 0.048 0.405 0.933 4.182141 2.63 85.0 2.0 110 0.012 0.570 1.000 7.752142 2.64 76.0 2.0 85 0.006 0.233 1.000 3.062143 2.64 75.0 1.8 84 0.006 0.220 1.000 2.382144 2.58 75.0 2.0 89 0.042 0.269 1.000 1.762145 2.63 75.0 2.0 112 0.012 0.597 1.000 0.142146 2.55 65.0 2.2 104 0.061 0.446 0.713 0.002147 2.58 64.0 2.5 115 0.042 0.602 0.708 0.002148 2.58 65.0 2.5 111 0.042 0.551 0.738 0.002149 2.56 77.5 2.1 110 0.055 0.526 0.725 0.832150 2.57 88.0 2.0 108 0.048 0.507 0.803 22.032151 2.54 88.0 2.0 118 0.067 0.612 0.627 14.132152 2.58 95.0 2.4 100 0.042 0.410 0.865 126.392153 2.57 97.0 2.2 100 0.048 0.405 0.844 179.842154 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 - 27
acuan penyebaran kearah horisontal dengan menggunakan metode
penyebaran Krigging.
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 RelatifData permeabilitas relatif didapatkan dari korelasi STONE 2 dengan
menggunakan persamaan seperti yang terdapat pada Lampiran C.
Data yang digunakan dalam perhitungan adalah :• Krwro = 0,17 • Krocw = 0,90• Swcon = 0,20 • Swcr = 0,20• Sorw = 0,20 • Soirw = 0,15• Nw = 1,90 • Now = 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 - 28
Tabel 5.10.Hasil Perhitungan Permeabilitas Relatif
Sw Krw Krow0.20 0.0000 0.90000.25 0.0013 0.78990.30 0.0049 0.68470.35 0.0105 0.58460.40 0.0181 0.48990.45 0.0277 0.40100.50 0.0391 0.31820.55 0.0524 0.24210.60 0.0676 0.17320.65 0.0845 0.11250.70 0.1033 0.06120.75 0.1238 0.02170.80 0.1460 0.0000
Gambar 5.21.Kurva Permeabilitas Relatif
Tekanan KapilerData 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.
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 29
Tabel 5.11Hasil Perhitungan Pc pada Kedalaman dan SwKedalaman h Pc Sw
mss meter ft psi fraksi2202 26.5 86.94 4.625 0.2362203 25.5 83.66 4.450 0.2692204 24.5 80.38 4.276 0.2122205 23.5 77.10 4.101 0.1912206 22.5 73.82 3.927 0.2702207 21.5 70.54 3.752 0.2362208 20.5 67.26 3.577 0.1482209 19.5 63.98 3.403 0.1772210 18.5 60.70 3.228 0.3212211 17.5 57.41 3.054 0.2462212 16.5 54.13 2.879 0.2612213 15.5 50.85 2.705 0.3222214 14.5 47.57 2.530 0.4462215 13.5 44.29 2.356 0.3462216 12.5 41.01 2.181 0.3842217 11.5 37.73 2.007 0.3242218 10.5 34.45 1.832 0.3732219 9.5 31.17 1.658 0.4782220 8.5 27.89 1.483 0.4682221 7.5 24.61 1.309 0.4712222 6.5 21.33 1.134 0.4412223 5.5 18.04 0.960 0.5542224 4.5 14.76 0.785 0.3802225 3.5 11.48 0.611 0.4282226 2.5 8.20 0.436 0.7342227 1.5 4.92 0.262 0.7602228 0.5 1.64 0.087 0.840
Gambar 5.22.Grafik Tekanan Kapiler dengan Saturasi Air
Kompresibilitas BatuanData kompresibilas batuan diperoleh dari pengukuran lapangan
sebesar 1,16 x 10-6 kPA-1
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 30
Data Fluida, Kondisi Reservoir, dan PVTData yang merupakan hasil pengukuran laboratorium dari lapangan,
antara lain adalah sebagai berikut :▫ Densitas minyak = 802,75 kg/m3 = 50,114 lb/cuft▫ Densitas gas = 0,79443 kg/m3 = 0,04959 lb/cuft▫ Densitas air = 925,444 kg/m3 = 57,774 lb/cuft▫ Temperatur reservoir = 257 oF = 716,67 oR▫ Tekanan bubble point = 764,2 psi = 52,689 bar▫ Tekanan awal reservoir = 3400 psi = 234,421 bar
Data PVT, yang meliputi Rs, 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.D a t a P V T
Tekanan Rs Bo o Copsi scf/stb bbl/stb cp 1/psia
15 3.524 1.0994 0.6219 0.00190365 7.907 1.1011 0.6074 0.000436
11512.29
1 1.1029 0.5948 0.000248
16516.67
4 1.1046 0.5836 0.000174
21521.05
7 1.1064 0.5736 0.000134
26525.44
0 1.1081 0.5646 0.000110
31429.82
3 1.1099 0.5565 0.000093
36434.20
6 1.1117 0.5491 0.000081
41438.59
0 1.1134 0.5424 0.000072
46442.97
3 1.1152 0.5362 0.000064
51447.35
6 1.1170 0.5307 0.000059
56451.73
9 1.1187 0.5256 0.000054
61456.12
2 1.1205 0.5210 0.000050
66460.50
5 1.1223 0.5168 0.000046
71464.88
9 1.1241 0.5130 0.000043
76469.27
2 1.1259 0.5096 0.000041
129169.27
2 1.1076 0.5108 0.000024
181969.27
2 1.0958 0.5124 0.000017
234669.27
2 1.0871 0.5142 0.000013
287369.27
2 1.0803 0.5161 0.000011
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 31
340069.27
2 1.0746 0.5181 0.000009
Data ProduksiData 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 Oil Rate Water Rate Oil Cum. Water Cutbfpd bfpd bbl fraksi
08 Februari 167.00 70.00 167.00 29.5409 Februari 173.00 68.00 340.00 28.2210 Februari 154.00 69.00 494.00 30.9411 Februari 143.00 65.00 637.00 31.2512 Februari 123.00 71.00 760.00 36.6013 Februari 122.00 70.30 882.00 36.5614 Februari 110.00 74.00 992.00 40.2215 Februari 114.00 73.60 1106.00 39.2316 Februari 115.00 71.70 1221.00 38.4017 Februari 98.00 76.70 1319.00 43.9018 Februari 85.00 79.70 1404.00 48.3919 Februari 76.00 81.80 1480.00 51.8420 Februari 68.00 83.30 1548.00 55.0621 Februari 63.00 82.00 1611.00 56.5522 Februari 64.00 80.30 1675.00 55.6523 Februari 61.50 80.50 1736.50 56.6924 Februari 50.50 83.60 1787.00 62.3425 Februari 57.60 81.70 1844.60 58.6526 Februari 39.70 87.10 1884.30 68.6927 Februari 45.90 85.00 1930.20 64.9428 Februari 54.64 82.50 1984.84 60.1601 Maret 44.99 85.70 2029.83 65.5802 Maret 52.77 83.60 2082.60 61.3003 Maret 50.78 83.90 2133.38 62.3004 Maret 52.40 83.90 2185.78 61.5605 Maret 56.44 81.50 2242.22 59.0806 Maret 51.79 83.30 2294.01 61.6607 Maret 48.88 84.00 2342.89 63.2108 Maret 50.65 83.60 2393.54 62.2709 Maret 52.31 83.00 2445.85 61.3410 Maret 50.33 83.50 2496.18 62.3911 Maret 51.22 84.00 2547.40 62.1212 Maret 51.36 83.50 2598.76 61.9213 Maret 39.60 87.70 2638.36 68.8914 Maret 46.47 85.70 2684.83 64.8415 Maret 45.73 86.00 2730.56 65.2916 Maret 50.37 85.00 2780.93 62.7917 Maret 42.49 87.00 2823.42 67.1918 Maret 42.89 87.30 2866.31 67.06
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 32
19 Maret 44.63 87.60 2910.94 66.2520 Maret 45.25 87.60 2956.19 65.9421 Maret 45.29 87.70 3001.48 65.9422 Maret 46.25 86.40 3047.73 65.1323 Maret 46.03 86.60 3093.76 65.2924 Maret 45.60 86.70 3139.36 65.5325 Maret 49.07 86.80 3188.43 63.8826 Maret 46.91 87.00 3235.34 64.9727 Maret 44.63 88.00 3279.97 66.3528 Maret 46.10 87.70 3326.07 65.5529 Maret 45.99 87.70 3372.06 65.6030 Maret 45.53 87.80 3417.59 65.8531 Maret 45.67 87.80 3463.26 65.7801 April 46.66 87.60 3509.92 65.2502 April 46.30 87.60 3556.22 65.42
Gambar 5.23.Data Produksi
Pemodelan ReservoirArea 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
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 33
▫ 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 ModelProses validasi model yang dilakukan adalah :
inisialisasi
history matching.
InisialisasiPada proses ini para meter yang diselaraskan adalah oil in place
(OIP) berdasarkan perhitungan secara manual dengan metode
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 34
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 aktual model perbedaan, (%)OIP, stb 8823843 8823868 0,000284Tekanan awal, psi 3400 3369 0,008846
History MatchingPada 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.
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 35
Gambar 5.25Grafik Penyelarasan Laju Produksi
• atas : sebelum penyelarasan• bawah : sesudah penyelarasan
Hasil SimulasiSetelah 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 grid koordinat kedalaman
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 36
x y z* x y mX-01 10 48 4 449670 393626 -2138X-03 22 29 1 449302 393885 -2071X-04 26 35 1 449670 393895 -2124X-05 19 43 1 449773 393773 -2128X-06 10 37 1 449247 293722 -2108
* merupakan grid yang dibuka sebagai perforasi
Gambar 5.26Lokasi Sumur pada Modelinzet : 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 masing-
masing 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 Gambar5.27 dan Gambar 5.28.
Tabel 5.16.Hasil Perhitungan Produksi Kumulatif dan Recovery Factor
Skenario Sumur UR RFSTBO %
A X-01 628583 7,12total 628583 7,12
BX-01 438014 4,96X-03 1861157 21,09total 2299171 26,06
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 37
C
X-01 342151 3,88X-03 962387 10,91X-04 1161451 13,16total 2465989 27,95
D
X-01 278305 3,15X-03 847458 9,60X-04 957530 10,85X-05 411371 4,66total 2494665 28,27
E
X-01 248859 2,82X-03 803323 9,10X-04 830382 9,41X-05 345304 3,91X-06 288014 3,26total 2515881 28,51
Gambar 5.27Grafik Perbandingan Laju Produksi Minyak Kumulatif
Gambar 5.28Grafik Perbandingan Produksi Minyak Kumulatif
Analisa dan DiskusiLokasi sumur produksi terbaik ditentukan berdasarkan perolehan
minyak individual per sumur yang paling besar.
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 38
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 ASkenario 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 BPenambahan 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
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 39
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 X-
04, 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 X-
04 yang lebih besar jika dibandingkan dengan X-03 (dengan
perbedaan sekitar 199604 STBO).
Skenario DPada 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 EPenambahan 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
Bab 5 Contoh Kasus – Model Aktual 5 - 40
berproduksi selama 17 tahun. Sebagaimana halnya dengan
sumur X-05, penambahan sumur X-06 kurang menguntungkan
dengan peningkatan kumulatif produksi yang kecil.
Lampiran A – Penurunan Persamaan Material Balance A - 1
A. Persamaan Material BalancePersamaan umum Material Balance dalam reservoir minyak berhubungan denganperubahan tekanan selama deplesi sampai dengan produksi dan injeksi, OOIP dan OGIP,serta jumlah perembesan air. Persamaan tersebut berdasarkan pada kesetimbangan volumereservoir secara sederhana yang didefinisikan bahwa volume total dari minyak, gas terbebasdan air dalam reservoir harus sama dengan volume pori reservoir pada setiap waktu.Pada tekanan reservoir mula-mula, pi, kesetimbangan volume reservoir adalah :
piwigioi VVVV ............................................................................................ (A-1)
Pada setiap tekanan reservoir tertentu, p, selama deplesi, volume fluida reservoir total harussama dengan volume pori reservoir :
pwgo VVVV ............................................................................................ (A-2)
Pengurangan dari Persamaan (A-1) dengan Persamaan (A-2), menunjukkan perubahanvolume fluida reservoir dengan perubahan volume pori reservoir pada perubahan tekananreservoir dari pi ke p : ppiwwiggiooi VVVVVVVV ................................................................ (A-3)
Dengan menggunakan notasi delta, maka Persamaan (A-3) dapat dituliskan sebagai berikutpwgo VVVV .................................................................................. (A-4)
Persamaan (A-4) adalah merupakan persamaan umum material balance.
Selanjutnya akan dijabarkan tentang langkah-langkah penurunan persamaan materialbalance. Langkah – langkah penurunan persamaan Material Balance adalah sebagai berikut:
Perubahan Volume Minyak dalam ReservoirPada setiap waktu selama deplesi, perubahan volume minyak dalam reservoir sama denganvolume minyak pada tekanan reservoir mula-mula, pi, dikurangi volume minyak padatekanan tertentu selama deplesi, p :
ooio VVV ...................................................................................................... (A-5)
Volume total minyak dalam reservoir mula-mula merupakan gabungan dari volume minyakdalam zona minyak mula-mula dan volume minyak mula–mula dalam primary gas cap :
ogiooioi VVV ..................................................................................................... (A-6)
Dengan menggunakan N untuk menyatakan volume minyak mula-mula pada zona minyakdalam kondisi stock tank, maka volume minyak total dalam reservoir adalah :
ogpgioioi SVNBV ............................................................................................ (A-7)
Volume minyak dalam reservoir pada tekanan tertentu selama deplesi adalah :
oi
oogpgiopo B
BSVBNNV ............................................................................ (A-8)
Dengan mensubstitusikan Persamaan (A-7) dan (A-8) ke dalam Persamaan (A-5) untuk Voidan Vo, menjadi:
oi
oogpgiopogpgioio B
BSVBNNSVNBV .................................................. (A-9)
Perubahan volume minyak dalam reservoir adalah :
oiooi
ogpgioioopo BB
BSV
BBNBNV .......................................................... (A-10)
Perubahan Volume Gas Terbebas dalam ReservoirPada setiap waktu selama deplesi, perubahan volume gas bebas dalam reservoir samadengan volume gas bebas pada tekanan reservoir mula-mula, pi, dikurangi dengan volumegas bebas pada tekanan deplesi, p :
Lampiran A – Penurunan Persamaan Material Balance A - 2
ggig VVV (A-11)
Volume total gas bebas dalam reservoir adalah volume gas bebas dalam primary gas cap.gigi GBV (A-12)
Volume gas bebas selama deplesi pada tekanan p ditunjukkan dengan persamaan berikut :
gpig BGGsolutionin
gascurrentsolutionin
gasinitialGV
(A-13)
Volume stock tank dari gas terlarut dalam reservoir minyak adalah sama dengan volumeminyak mula-mula dalam zona minyak ditambah volume minyak dalam gas cap dikalikandengan GOR solution :
solutionin
gasinitial = sioi
ogi RBV
N
= si
oi
pgiSR
B
VN og
.................................................. (A-14)
Volume stock tank gas terlarut pada tekanan deplesi p :
solutionin
gascurrent = spoi
ogi RNBV
N
= sp
oi
ogpgi RNB
SVN
.................................. (A-15)
Persamaan (A-14) dikurangi dengan Persamaan (A-15), maka menjadi :
spssioi
ogpgi RNRRB
SVN
SolutioninGascurrent
SolutioninGasinitial
................................ (A-16)
Persamaan (A-16) disubstitusikan ke dalam Persamaan (A-13), memberikan persamaanuntuk volume gas terbebas dari reservoir pada tekanan deplesi, p, :
gpispssioi
ogpgig B)GG(RNRR
BSV
NGV
........................................ (A-17)
Substitusi dari Persamaan (A-12) dan (A-17) ke dalam Persamaan (A-11) akan memberikanperubahan volume gas.
gpispssioi
ogpgigigg B)GG(RNRR
BSV
NBBGV
....................... (A-18)
Perubahan Volume Air dalam ReservoirPada waktu selama deplesi, perubahan volume air dalam reservoir sama dengan volume airmula-mula pada pi, dikurangi volume air pada tekanan, p, :
wwiw VVV ................................................................................................. (A-19)
Volume air mula-mula dalam reservoir dapat diperoleh dengan mengalikan volume gas capdan minyak dengan saturasinya masing-masing.
wopoiwgpgiwi SVSVV ................................................................................... (A-20)
Volume air selama deplesi pada tekanan p, adalah volume air mula-mula pada p, ditambahkumulatif air injeksi dikurangi kumulatif produksi air ditambah kumulatif water influx dariaquifer.
ewpiiwwiw WBWW)pp(c1VV ...................................................... (A-21)
Substitusi dari Persamaan (A-21) ke dalam Persamaan (A-19) untuk Vw, akan menghasilkan )pp(cVWBWWV iwwiewipw ............................................................ (A-22)
Substitusi Persamaan (A-20) ke Persamaan (A-22) untuk Vwi menyebabkan perubahanvolume air, sehingga persamaannya menjadi :
ppcSVSVWBWWV iwwopoiwgpgiewipw ...................................... (A-23)
Lampiran A – Penurunan Persamaan Material Balance A - 3
Perubahan Volume Pori dalam ReservoirPada setiap waktu selama deplesi, perubahan volume pori reservoir sama dengan volumepori reservoir mula-mula pada tekanan pi, dikurangi volume pori pada tekanan p, :
ppc1VVVVV ifpipippip .................................................................... (A-24)
Persamaan diatas dapat disederhanakan menjadi : ppcVV ifpip ............................................................................................ (A-25)
atau volume pori mula-mula merupakan jumlah dari volume pori mula-mula dalam gas capdan zona minyak.
ppcVVV ifpgipoip ................................................................................ (A-26)
Kesetimbangan Volume ReservoirPersamaan kesetimbangan volume reservoir antara tekanan reservoir mula-mula, pi dantekanan reservoir selama deplesi, p, adalah sebagai berikut :
pwgo VVVV ...................................................................................... (A-27)
Persamaan (A-10), (A-18), (A-23) dan (A-26) untuk perubahan volume minyak, gas, air danvolume pori apabila disubstitusikan ke Persamaan (A-27), maka persamaan akan berubahmenjadi :
gigoiooi
ogpgioioop BBGBB
BSV
BBNBN
ewipgpispssioi
ogpgi WBWWBGGRNRRB
SVN
ppcVVppcSVSV ifpgipoiiwwopoiwgpgi .................................... (A-28)
Dari Persamaan (A-28) dikelompokkan menjadi bagian produksi dan injeksi di lajur kiri daripersamaan kemudian gabungan fungsi dari zona minyak, gas cap dan influx di lajur kanandari persamaan, sehingga berubah menjadi : wipgipgsop BWWBGGBRBN =
gigiwwofpoigssioio BBGppcScVBRRBBN
egssioiooi
ogiwwgfpgi WBRRBB)
BS
(ppcScV
....................... (A-29)
Definisi matematik dari ekspansi minyak dan gas, Eo, adalah : gsisoioo BRRBBE ................................................................................ (A-30)
Sedangkan untuk kumulatif voidage dari reservoir, F, adalah : wipgipgsop BWWBGGBRBNF ................................................. (A-31)
Substitusi Persamaan (A-30) dan (A-31) ke Persamaan (A-29) akan menjadi :F = gigwwofipoio BBGcScppVEN
ewwgfioi
oogpgi WcScpp
BES
V
........................................................ (A-32)
Volume pori zona minyak mula-mula dapat ditulis dalam fungsi IOIP :
wo
oipoi S1
BNV
.................................................................................................. (A-33)
Lampiran A – Penurunan Persamaan Material Balance A - 4
Volume pori gas cap mula-mula, Vpgi, dapat ditulis dalam fungsi IGIP :
wowg
gipgi SS1
BGV
.......................................................................................... (A-34)
Substitusi Persamaan (A-33) dan (A-34) ke Persamaan (A-32) untuk Vpoi dan Vpgi makamenjadi :
F =
wo
wwofioio S1
cScppBEN
ewowg
wwgfi
wowgoi
ooggigig W
SS1cScpp
SS1BES
BBBG
.................... (A-35)
Definisi dari ekspansi zona minyak air, Efwo, ekspansi gas, Eg, dan ekspansi gas air, Efwg,adalah :
wo
wwofioifwo S1
cScppBE ....................................................................... (A-36)
oiwowg
ooggigigg BSS1
ESBBBE
.................................................................... (A-37)
ogwg
wwgfigifwg SS1
cScxppBE .................................................................... (A-38)
Substitusi dari Persamaan (A-36), (A-37), dan (A-38) ke Persamaan (A-35) memberikanbentuk terakhir dari persamaan umum material balance untuk reservoir gas atau minyak :
efwggfwoo WEEGEENF ................................................................... (A-39)
Bentuk persamaan material balance untuk reservoir minyak atau gas dengan adanya gascap adalah sebagai berikut :
et WENF .................................................................................................... (A-40)
Lampiran B – Penentuan Mekanisme Pendorong A - 1
B. Penentuan Jenis Mekanisme Pendorong
Karakteristik mekanisme pendorong yang bekerja pada reservoir dapat ditentukan denganmenghitung index pendorong. Besarnya index pendorong pada suatu reservoir ditentukandengan 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), yaituproduksi gas kumulatif dari gas cap dan zona minyak, sehingga Persamaan (A-31) berubahmenjadi :
wipgipssppspop BWWBGGRNGGBNF ...................................... (B-1)
Besarnya harga NpBo dapat diturunkan dari substitusi Persamaan (B-1) ke Persamaan (A-39)sebagai berikut :NpBo = gpsiggsppspo BGGGEBRNGGNE
fwgfowpie GENEBWWW ................................................... (B-2)
Kemudian kedua ruas pada Persamaan (B-2) di atas dibagi dengan NpBo, sehingga menjadi :
op
gpsig
op
gsppspo
BNBGGGE
BNBRNGGNE
1
BNGENE
BNBWWW
op
fwgfo
op
wpie
........................................................... (B-3)
Persamaan penentuan drive index untuk water drive (WDI), gas cap drive (GCI), solution gasdrive (SGI) dan depletion drive index (DDI) adalah sebagai berikut :
WDI =
op
wpie
BNBWWW
................................................................................. (B-4)
GCI =
op
gpsig
BNBGGEG
................................................................................. (B-5)
SGI =
op
gsppspo
BNBRNGGEN
...................................................................... (B-6)
DDI =op
fwgfwo
BNEGEN
........................................................................................ (B-7)
Untuk nilai dari produksi gas kumulatif dari zona minyak, Gps, adalah :sppps R.NGG .............................................................................................. (B-8)
Sedangkan untuk produksi gas dari gas cap adalah:psppc GGG .................................................................................................. (B-9)
Sehingga Persamaan (B-3) menjadi :1DDIWDIGCISGI ................................................................................... (B-10)
Lampiran C – Perhitungan Permeabilitas Relatif C - 1
C. Permeabilitas RelatifPermeabilitas relatif fluida adalah perbandingan antara permeabilitas efektif suatu fluidadalam sistem itu terhadap permeabilitas absolut sistem tersebut. Pada batuan reservoar,permeabilitas relatif merupakan fungsi saturasi. Permeabilitas relatif ini dapat diukur dengananalisa core.
C.1. Permeabilitas Relatif Dua Fasa1. Korelasi Wyllie dan Gardner
Wyllie dan Gardner (1958) meneliti pada beberapa batuan, hubungan antara sepertekanan kapiler kuadrat (1/Pc2) dan efek dari saturasi air (Sw*) adalah linier dengansaturasi. Tabulasi dari Wyllie dan Gardner sebagai berikut:
Drainage Oil –Water Relatif PermeabilitiesType of formation Kro KrwUnconsolidated sand, well sorted (1 – Sw*) (Sw*)3
Unconsolidated sand, poorly sorted (1 – Sw*)2 (1 – Sw*1.5) (So*)3.5
Cemented sandstone, oolitic limestone (1 – So*)2 (1 – Sw*2) (So*)4
Drainage Gas – oil Relative PermeabilitiesType of formation Kro KrgUnconsolidated sand, well sorted (S*)3 (1 – So*)3
Unconsolidated sand, poorly sorted (So*)3.5 (1 – So*)2(1 – So*1.5)Cemented sandstone, oolitic limestone (So*)4 (1 – So*)2 (1 – So*2)
Oil – water system
*Sw1
*SwKro*SwKrw 2 .......................................................................... (C-1)
Gas – oil system
*So1
*SoKrg*SoKro .............................................................................. (C-2)
Swc1So*So
, Swc1SwcSw*Sw
, Swc1Sg*Sg
(So*,Sw*,Sg* = Saturasi efektif minyak,air dan gas; So,Sw,Sg = Saturasi minyak,air dan gas;Swc = saturasi air connate)
2. Korelasi Pirson’sPirson (1958)mengemukakan hubungan secara umum untuk permebilitas relatif dariwetting fasa dan non wetting fasa pada proses imbibisi dan drainase.
Untuk fasa wetting3Sw*SwKrw .......................................................................................... (C-3)
Untuk fasa non wetting Proses imbibisi
2
nonwetting SnwSwc1SwcSw1)Kr(
............................................................. (C-4)
Proses drainase
5.025.0nonwetting Sw*Sw1*Sw1)Kr( ................................................. (C-5)
Lampiran C – Perhitungan Permeabilitas Relatif C - 2
C.2. Permeabilitas Relatif Tiga Fasa.Penentuan permeabilitas relatif minyak dari data permeabilitas relatif dua fasa dapatdilakukan dengan metode stone. Dalam hal ini dianggap bahwa permeabilitas relatif minyakmerupakan fungsi dari dua harga saturasi, sementara permeabilitas relatif gas dan airmerupakan fungsi dari saturasi masing-masing. Kondisi ini terjadi jika batuan reservoarbersifat water-wet, dalam keadaan ini air menempati ruang pori-pori yang kecil sedangkangas menempati ruang pori yang terbesar, sementara ruang pori ukuran sedang ditempatioleh minyak. Banyak reservoar bersifat oil-wet atau campuran.
Pendekatan yang paling sederhana untuk mendapatkan harga Kro dari permeabilitas relatifdua fasa adalah :
Kro = Krow . KrogDimana Kro adalah permeabilitas minyak yang diperoleh dari data permeabilitas relatifminyak air pada So = 1 – Sw. Juga harga Krog diperoleh dari data permeabilitas relatif gascairan pada So = 1 – Sg – Swc.
Model yang diajukan oleh Stone ada dua dan lebih akurat, yaitu :
Model STONE I
SomSwc1(SomSo*So
, untuk So ≥ Som .................................................... (C-6)
SomSwc1SwcSw*Sw
, untuk Sw ≥ Swc ..................................................... (C-7)
SomSwc1Sg*Sg
.................................................................................. (C-8)
Permeabilitas relatif minyak pada sistem tiga fasaKro = So* βw βg .......................................................................................... (C-8)
*Sw1Kroww
;*Sg1
Krogg
(Som = minimum oil saruration; Krow = permeabilitas relatif minyak pada sistem dua fasa minyak– air; Krog = Permeabilitas relatif minyak pada sistem dua fasa gas – minyak)
Kesulitan penggunaan model I Stone pada pemilihan Som (saturasi minimum minyak). makaFayers and Matthews (1984) beranggapan bahwa :
Sorg1SorwSom .............................................................................. (C-9)
SorgSwc1Sg1
(Sorw = saturasi minyak residu dalam sistem permeabilitas relatif minyak – air; Sorg = Saturasiminyak residu dalam sistem permeabilitas relatif gas – minyak)
Aziz dan Sattari (1979) beranggapan bahwa harga Kro dari model Stone I ini sangat besar.Maka Aziz dan Sattari mengajukan formulasi dari model Stone I sebagai berikut:
SwcKroKrowKrog
*Sg1*Sw1*SoKro ............................................................. (C-10)
Model STONE IIKarena sulitnya menentukan harga Som maka Stone membentuk model Stone II.Stone (1973) mengajukan formula/persamaan :
Krw = 0 untuk Sw < Swcr ....................................................................... (C-11)Krow = 0 untuk Sw < 1 – Sorw .................................................................. (C-12)
wN
wcroirw
wcrwrwrorw SS1
SSKK
untuk Sw > Swcr ............................ (C-13)
owN
orwwcon
wconwrocwrow SS1
SS1KK
untuk Sw < 1 - Sorw ....................... (C-14)