Oleh :MARTHEN TANGKE

113040012

STUDI SIMULASI RESERVOIR “X” LAPANGAN “Y” DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR

ECLIPSE 2005A TIPE BLACK OIL SIMULATOR (E100)

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2009

LATAR BELAKANG

Recovery Factor (RF) Reservoir “X” Lapangan “Y” masih kecil, yaitu 10.57% medasari perlunya manajemen reservoir yang optimum untuk meningkatkan Recovery Factor.

MAKSUD DAN TUJUAN

MaksudMembuat Model Reservoir yang menyerupai kondisi aktual Reservoir “X”TujuanMemberikan usulan skenario untuk meningkatkan Recovery Factor pada Reservoir “X”

METODOLOGI

Usaha pemecahan masalah dalam melakukan pengembangan lapangan dapat diatasi dengan simulasi reservoir. Penulisan Tugas Akhir ini, menggunakan metode pendekatan menggunakan simulator ECLIPSE 2005A tipe Black Oil Simulator (E100)

SIMULATOR RESERVOIR

SimulatorSimulator : ECLIPSE 200: ECLIPSE 2005A5A (E100) (E100)SimulatorSimulator : ECLIPSE 200: ECLIPSE 2005A5A (E100) (E100)

TypeType : Black Oil: Black OilTypeType : Black Oil: Black Oil

MetodeMetode : Fully Implicit: Fully ImplicitMetodeMetode : Fully Implicit: Fully Implicit

SatuanSatuan : : FieldFieldSatuanSatuan : : FieldField

DIAGRAM ALIR

• Peta Top Struktur• Peta Ketebalan• Peta Net to Gross• Peta Isoporositas• Peta Isopermeabilitas

• Skenario I (Base Case)• Skenario IIA, IIIA-1, IIIA-2• Skenario IIB, IIIB-1, IIIB-2• Skenario IIC, IIIC

DATA GEOLOGI

• Data Permeabilitas Relatif Sistem Minyak-Air dan Sistem Gas-Liquid

• Data Tekanan Kapiler• Kompresibilitas Batuan

•Data PVT Minyak (Rs,

Bo, o) •Data PVT Gas Terlarut

(Bg, g) •Data PVT Air (Bw, cw, w)

•Data Density Fluida

(ρo, ρg, ρw,)

• Data Produksi Minyak, Gas dan Air versus Waktu

• Data Tekanan Reservoir

DATA PRODUKSI DAN TEKANAN

DATA FLUIDA(PVT)

DATA BATUAN(SCAL)

Modifikasi Data : Pc vs Sw, Net to Gross,

Volume Modifier

MODEL RESERVOIR

INISIALISASI

Valid

PENYELARASANPREDIKSI

Tidak Valid

Modifikasi Data : Aquifer, Transmissibility, Permeabilitas

Relatif

Tidak Selaras

DATA PENUNJANG

•Data Perforasi

•Diameter Sumur

PENGOLAHAN DATA

Selaras

Peta Top StrukturPeta KetebalanPeta Net to GrossPeta IsoporositasPeta Isopermeabilitas

DATA GEOLOGI

Model Geologi

DATA FLUIDADensitas Minyak = 53,133 lb/ft3

Densitas air = 64.12 lb/ft3

Densitas gas = 0,0555 lb/ft3

Gravity Minyak = 36 °APITemperatur reservoir = 190 °FTekanan bubble point = 941 psi @ 190 °FTekanan awal reservoir = 1200 psi

0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

0.18

0 500 1000 1500 2000 2500

Pressure, psi

Rs,

MS

CF

/ST

B

1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

0 500 1000 1500 2000 2500

Pressure, psi

μo, C

p

0.0130

0.0131

0.0132

0.0133

0.0134

0.0135

0.0136

0.0137

0.0138

0.0139

0.0140

0 200 400 600 800 1000

Pressure, psi

μg

, cp

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 200 400 600 800 1000

Pressure, psi

Bg,

RB

/MSC

F

1.090

1.095

1.100

1.105

1.110

1.115

1.120

1.125

1.130

1.135

1.140

0 500 1000 1500 2000 2500

Pressure, psi

Bo

, RB

/ST

BDATA FLUIDA

DATA BATUAN (SCAL)

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Sw

kro;

Krw

Krw Sampel I Kro Sampel I Krw Sampel II Kro Sampel II

0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1Sw

Kro

;Krw

krw kro

Denorm

alis

as

i

Normalisasi

SIMULATORInput

y = -0.1674x3 + 0.4942x2 + 0.6684x - 0.0194

R2 = 0.7638

y = -1.2892x3 + 3.1268x2 - 2.8367x + 0.9863

R2 = 0.9639

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Sw*

kro

* ; k

rw*

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Sw

Pc

Sample 2 Sample 4 Sample 106

DATA SCAL (Lajnutan...)

y = 0.1086x-4.7869

R2 = 0.8375

0

5

10

15

20

25

30

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Sw

J (S

w)

0

2

4

6

8

10

12

14

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Sw

Pc

SIMULATORInput

J (Sw)

DATA PRODUKSI

Laju Produksi Minyak TAF-E

0

50

100

150

200

250

300

350

Jul-91 Jul-92 Jul-93 Jul-94 Jul-95 Jul-96 Jul-97 Jul-98 Jul-99 Jul-00 Jul-01 Jul-02 Aug-03 Aug-04 Aug-05 Aug-06 Aug-07

Date

Oil

Ra

te,

ST

B/D

Laju Minyak

DRIVE INDEX

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Aug-91 Aug-93 Aug-95 Aug-97 Aug-99 Aug-01 Aug-03 Aug-05 Aug-07

Date

Dri

ve In

dex WDI

DDI

EDI

PEMBUATAN GRID (GRIDDING)

Uraian Reservoir “X”

Jenis Grid Cartesian

Jumlah Grid 297 x 145 x 3 = 129195 grid

Total Jumlah Grid 129195

Grid Aktif 39624

Ukuran Grid

ΔX : 80.21 – 232,01 ft ΔY : 33.83 – 253.91 ft ΔZ : 0.0003 – 131.95 ft

Sistem Porositas Tunggal

Jumlah sektor 1 sektor

WOC 940 m = 3083.99 ft

Tekanan Awal 1200 psia

Mekanisme Pendorong Air

Sumur ProduksiRB-022A, RB-033, RB-059, RB-091, RB-094, RB-

097, dan RB-101 (Total 7 sumur)

INISIALISASITahap ini bertujuan untuk menyelaraskan kondisi inisial model yang telah dibangun dengan kondisi inisial model reservoir sesungguhnya.

Hasil Inisialisasi

No Parameter Actual Hasil Simulasi Perbedaan %

1Tekanan Awal Reservoir, psi

1200 1200.1 < 0.01

2 OOIP,STB 2,873,000 2,872,999.9 <0.01

HISTORY MATCHING

Hasil Penyelarasan Laju Produksi Minyak

Hasil Penyelarasan Kumulatif Produksi Minyak

HISTORY MATCHING

Hasil Penyelarasan Laju Produksi Air

Hasil Penyelarasan Kumulatif Produksi Air

PI MATCHING

Hasil PI Matching Laju Produksi Liquid RB-059

Hasil PI Matching Laju Produksi Minyak RB-059

PI Matching Prediksi

PI Matching Prediksi

PREDIKSI

1. Skenario I : Base Case2. Skenario IIA : Skenario I + 11 Deepening Well3. Skenario IIB : Skenario I + 7 Deepening Well4. Skenario IIC : Skenario I + 8 Deepening Well5. Skenario IIIA-1 : Skenario IIA + 3 Sumur Injeksi

Air6. Skenario IIIB-1 : Skenario IIB + 3 Sumur Injeksi

Air7. Skenario IIIA-2 : Skenario IIA + 2 Sumur Injeksi

Air8. Skenario IIIB-2 : Skenario IIB + 2 Sumur Injeksi

Air9. Skenario IIIC : Skenario IIC + 4 Sumur Injeksi

Air

Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario 1 (Base Case)

Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIA (Skenario I + 11 Deepening Well)

Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIB (Skenario I + 7 Deepening Well)

Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIC (Skenario I + 8 Deepening Well)

Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIA-1 (Skenario IIA + 3 Sumur Injeksi Air)

Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIA-2 (Skenario IIA + 2 Sumur Injeksi Air)

Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIB-1 (Skenario IIB + 3 Sumur Injeksi Air)

Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIB-2 (Skenario IIB + 2 Sumur Injeksi Air)

Distribusi Saturasi Air Akhir Skenario IIIC (Skenario IIC + 4 Sumur Injeksi Air)

NOWELL NAME

POP

I, J LOCATION

HISTORY MATCHING SKENARIO I SKENARIO IIA SKENARIO IIIA-1 SKENARIO IIA-2

Date Np Actual Np Model Np Model Np Model Np Model Np Model

mm/yyyy (STB) (STB) (STB) (STB) (STB) (STB)

1 RB-022A 02/1993 95, 88 14462 14462 14462 14462 14462 14462

2 RB-033 06/1997 82, 94 11368 11368 11368 11368 11368 11368

3 RB-059 07/1991 85, 59 167865 167865 240900 219901 219875 219875

4 RB-091 01/1997 233, 124 35284 35284 46103 48853 38657 48853

5 RB-094 02/1998 218, 125 20787 20787 29580 30973 28556 30973

6 RB-097 10/1997 226, 114 10239 10239 10239 10239 10239 10239

7 RB-101 08/1998 239, 121 43813 43813 52884 56315 46848 56315

8 RB-039 01/2010 133, 62       33766 33786 33772

9 RB-136 04/2010 79, 79       33174 36564 36565

10 RB-084 07/2010 70,95       7256 7711 7703

11 RB-090 10/2010 124, 40       26830 26825 26825

12 RB-071 01/2010 134, 100       41219 40389 41207

13 RB-074 04/2010 153.61       150987 150985 150988

14 RB-032 07/2011 192, 123       21780 16147 21779

15 RB-030 10/2011 114, 119       17638 17748 17800

16 RB-029 01/2012 80, 104       29162 33427 33426

17 RB-024 04/2012 118, 99       14340 14451 14463

18 RB-025 07/2012 100, 106       15519 18347 18346

Np Field (STB) 303817 303817 405536 783781 766386 794959

RF (%) 10.57 10.57 14.12 27.28 26.68 27.67

Hasil Prediksi Kumulatif Produksi Minyak Berbagai Skenario

NO WELL NAME

POP

I, J LOCATION

SKENARIO IIB SKENARIO IIIB-1 SKENARIO III-B2 SKENARIO IIC SKENARIO IIIC

Date Np Model Np Model Np Model Np Model Np Model

mm/yyyy (STB) (STB) (STB) (STB) (STB)

1 RB-022A 02/1993 95, 88 14462 14462 14462 14462 14462

2 RB-033 06/1997 82, 94 11368 11368 11368 11368 11368

3 RB-059 07/1991 85, 59 219897 219870 219871 219897 219872

4 RB-091 01/1997 233, 124 48848 38657 48848 48848 48617

5 RB-094 02/1998 218, 125 30971 28556 30971 30971 30917

6 RB-097 10/1997 226, 114 10239 10239 10239 10239 10239

7 RB-101 08/1998 239, 121 56310 46848 56310 56310 56097

8 RB-039 01/2010 133, 62 33770 33777 33770 33770 33769

9 RB-136 04/2010 79, 79 33222 36472 36474 33188 36460

10 RB-029 07/2010 80, 104 33764 37946 37946 33840 38182

11 RB-090 10/2010 124, 40 26830 26823 26825 26831 26824

12 RB-071 01/2010 134, 100 44116 43417 44138 44118 38759

13 RB-074 04/2010 153.61 150995 150977 150990 150996 150989

14 RB-032 07/2011 192, 123 21775 16147 21774 21775 21575

15 RB-025 10/2011 100, 106 - - - 16382 24874

Np Field (STB) 736569 715560 743986 752997 763005

RF (%) 25.64 24.91 25.90 26.21 26.56

Hasil Prediksi Kumulatif Produksi Minyak Berbagai Skenario (Lanjutan...)

PREDIKSI PERILAKU LAJU PRODUKSI UNTUK SEMUA SKENARIO

PREDIKSI PERILAKU KUMULATIF PRODUKSI UNTUK SEMUA SKENARIO

PREDIKSI PERILAKU TEKANAN UNTUK SEMUA SKENARIO

RINGKASAN HASIL SKENARIO

Kumulatif Produksi Minyak Akhir History Matching (Agustus 2007) sebesar 303817 STB

I 405536 14.12 3.55 25430IIA 783781 27.28 16.71 31998

IIIA-1 766386 26.68 16.11 30838IIIIA-2 794959 27.67 17.10 32743

IIB 736569 25.64 15.07 39341IIIB-1 715560 24.91 14.34 37431IIIB-2 743986 25.90 15.33 40015

IIC 752997 26.21 15.64 37432IIIC 763005 26.56 15.99 38266

Kumulatif Produksi Minyak per Jumlah Sumur Produksi

SkenarioRecovery Factor (%)

Incremental RF (%)Kumulatif Produksi

Minyak (STB)

KESIMPULAN

1. Tahap inisialisasi tekanan mula-mula dan OOIP antara model dan kondisi aktual telah berhasil dilakukan, hal ini terlihat dari perbedaan tekanan dan OOIP antara model dengan kondisi aktual kurang dari 0.01%

2. History matching laju produksi minyak berhasil dilakukan. Laju produksi air hasil simulasi dengan laju produksi data aktual kurang match pada tahap awal produksi, tetapi mempunyai trend yang sama. Demikian pula tekanan hasil simulasi dengan tekanan data aktual mampunyai trend yang sama, sehingga secara keseluruhan tahap history matching telah berhasil dilakukan.

3. Mekanisme pendorong yang dominan pada Reservoir “X” Lapangan “Y” adalah water drive, hal ini dapat dilihat dari trend penurunan tekanan yang relatif lambat serta drive index yang dominan water drive index, sehingga aplikasi injeksi air tidak banyak berpengaruh terhadap peningkatan recovery factor.

4. Skenario yang direkomendasikan untuk diterapkan pada reservoir “X” lapangan ”Y” adalah skenario IIA, yaitu : Skenario I + 11 Deepening Well.