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


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.


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


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


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


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


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.


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.


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).


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


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


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.


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


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.


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,


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,



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).


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


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


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.


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)


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.


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


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)


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


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


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


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.


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


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:


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)


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


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


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


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


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)


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


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.


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


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.


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)


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


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


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)


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)


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


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


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


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.


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.


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.


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.


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.


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


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.


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.


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


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.


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)


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


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.


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)


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


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.


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,


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)


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)


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 :


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.


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


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


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 :


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,


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.


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)


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.


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


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.


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.


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).


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.


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.


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


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.


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.


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.


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.


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.


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)


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


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.


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


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)


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.


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.


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


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.


Gambar 4.19.Pengaruh Orientasi Grid terhadap Aliran Fluida

Pertimbangan Pemilihan GridHal-hal yang dapat dipertimbangkan dalam pemilihan grid antara lain


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


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)


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.


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.


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.


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


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.


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


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


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


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


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


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,


Sistem grid yang digunakan adalah sistem grid pusat sel (block

centered grid), berdasarkan gambar diatas, maka berlaku

persamaan sebagai berikut :

Lx = (nx – 1) . x


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



berikut :x y z






berikut :x y z



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.


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


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.


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



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.


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


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


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


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


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


▫ 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).


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


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.


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


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


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


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.


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.


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


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


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


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


3D non-orthogonal cartesian grid,

sistem grid lattice (corner point)

jumlah grid

▫ arah x = 30 grid

▫ arah y = 50 grid


▫ 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


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.


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


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


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.


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


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


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 :


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)


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)


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)

Documents

Teknik Reservoir