afdhol zikri teknik(minyak)oke

7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke

1/84

PENENTUAN VOLUME HIDROKARBON DI TEMPAT

(OOIP) DENGAN METODA CARET (COMBINED

AQUIFER RESERVOIR EXPANSION TERM) DI

LAPANGAN KH

TUGAS AKHIR

Disusun Sebagai Salah Satu Syarat Untuk Meraih Gelar Sarjana

Pada Fakultas Teknik Jurusan Teknik PerminyakanUniversitas Islam Riau

OLEH :

AFDHOL ZIKRI043210218

FAKULTAS TEKNIK JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

UNIVERSITAS ISLAM RIAU

PEKANBARU

2010


2/84

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL.....i

HALAMAN PENGESAHAN..ii

ABSTRAK ..........................................................................................................iii

ABSTRAC ...........................................................................................................iv

KATA PENGANTAR..v

DAFTAR ISI...viiDAFTAR GAMBAR...xi

DAFTAR SIMBOL.............................................................................................xiii

DAFTAR SINGKATAN.....................................................................................xvi

DAFTAR LAMPIRAN......................................................................................xvii

BAB I. PENDAHULUAN....1

1.1. Latar Belakang

Permasalahan.....1

1.2. Permasalahan..................................................................................1

1.3. Tujuan.............................................................................................2

1.4. Metodologi Penyelesaian Masalah.................................................2

1.5. Batasan Masalah.....3

1.6. Sistematika Penulisan.3

BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN X....6

2.1. Sejarah Produksi ............4

2.2. Tinjauan Geologi6

2.3. Karakteristik Reservoar A ..........................................................9


3/84

DAFTAR ISI

(LANJUTAN)

BAB III. DASAR MATERIAL-BALANCE.11

3.1. Persamaan Umum Material-Balance............................................13

3.2. Persamaan Khusus Material-Balance...........................................17

3.3. Persamaan Material-Balance sebagai Persamaan Linear.............18

3.4. Metoda Pengembangan Persamaan Material-Balance

CARET.........................................................................................23

3.4.1. Teknik Analisis Regresi.....................................................23

3.4.1.1. Analisis RegresiMaterial-Balance ..23

3.4.1.2. Analisis Regresi Havlena dan Odeh

.25

3.4.1.3. Analisis Regresi Tehrani..25

3.4.1.4. Metode Analisis CARET .....................................26

3.5. Mekanisme Pendorongan Reservoar............................................31

3.5.1. Jenis Mekanisme Pendorongan..........................................31

3.5.1.1. Reservoar Waterdrive............................................32

3.5.1.2. Reservoar Gas Cap Drive......................................33

3.5.1.3. Reservoar Solution Gas Drive...............................35

3.5.1.4. Reservoar Gravity Drainage Drive........................36

3.5.1.5. Reservoar Combination Drive...............................38

3.5.2. Indeks Pendorongan Reservoar..39

3.6. Penentuan Kumulatif Perembesan Air (Water Influx)..................41

3.6.1. Metode Schilthuis (Steady-state).......................................41

3.6.1.1. Penentuan Kuumulatif Perembesan Air (We)...41

3.6.1.2. Penentuan OOIP dan Cssecara Simultan..44

3.6.2. Metode van Everdingen-Hurst (Unsteady-state)................45


4/84

3.6.2.1. Penentuan Kuumulatif Perembesan Air (We)...45

3.6.1.2. Penentuan OOIP dan Cvsecara Simultan..50

BAB IV. PENENTUAN MODEL PEREMBESAN AIR DAN OOIP

RESERVOAR A..............................................................................51

4.1. Pengertian Perilaku Reservoar Water Drive................................51

4.2. Jenis-Jenis Perilaku Reservoar .....................................................53

4.2.1. Tekanan Reservoar versus Waktu .....................................53

4.2.2. Produksi Kumulatif versuswaktu .....................................54

4.2.3. Laju Produksi versus Waktu .............................................55

4.2.3.1. GOR versusWaktu ..............................................55

4.2.3.2. WOR versusWaktu .............................................56

4.2.4. Data PVT (Pressure-Volume-Temperature )56

4.3. Penentuan Volume Hidrokarbon Ditempat (OOIP) dengan Metode

Caret ...........................................................................................58

4.3.1.Menentukan Model perembesan Air,Perbandingan Jari-jari

Aquifer dengan Jari-Jari Reservoar (rD), dan Konstanta

Perembesan air (U) .............................................................59

4.3.2. Prosedur Penentuan OOIP Reservoar WaterDrivedengan

Metode Caret .......................................................................63

4.3.3.Peramalan Perilaku Reservoar WaterdriveBerdasarkan

Analisa Regresi dengan Metode Caret................................65

4.3.4.Perhitungan OOIP dengan Menggunakan Material Balanve

Caret .....................................................................................67

4.3.4.1. Data Reservoir .........................................................67

4.3.4.2.Diagram Alir Perhitungan Material Balance

CARET68

4.3.4.3. OOIP Secara Volumetrik .69

4.3.4.4. Penentuan Tenaga Pendorong Reservoir..69

4.3.4.5. Penentuan Water Influx (We) Secara Formula ...70


5/84

4.3.4.6. Penentuan Nilai F dan Expansi Fluida ....................71

BAB V. PEMBAHASAN................................................................................74

5.1. Penentuan Tenaga yang Bekerja pada Reservoir.........................75

5.2.Penentuan Nilai Expansi Fluida, Konstanta Waktu

Aquifer, Perbandingan Jari jari Tak Berdimensi.......................75

BAB VI. KESIMPULAN DAN SARAN ........................................................79

6.1. Kesimpulan .79

6.2. Saran.81

DAFTAR PUSTAKA..........................................................................................82

LAMPIRAN


6/84

DETERMINING THE ORIGINAL OIL IN PLACE (OOIP)

WITH CARET METHOD (COMBINED AQUIFERRESERVOIR EXPANSION TERM) IN KH FIELD

AFDHOL ZIKRI

043210218

The problem in forecasting reservoir character that has water instigation

power is the unknown model of the water influx from the aquifer layer towards

hydrocarbons reservoir, OOIP, U, (re/rw) and A, which is needed for forecasting

reservoir character in the next period. And Havlena Odeh Material Balance in

determining water influx uses trying method until getting m=1. Therefore solving

the problem uses the CARET method.

The CARET method is one of the combination methods from aquifer

model and reservoir expansion, that means the OOIP determination must be based

on aquifer model that is suitable for that reservoir, which is done by making the

plot between F (foidage) and ECARETthen make the straight line and calculate the

percent of the smallest mistake for several prices (rD). And in determining water

influx is by multiplying water influx function (U) and water influx constant.

In CARET method to calculate the percent of the smallest mistake from

the pulling of straight line of the plot between F vs ECARETby assuming various

values non-dimension radius (rd) and the value of aquifer time constant. By

getting the A value and re/rw then we can determine the water influx function (S)

that is true to determine the constant of the water influx (U), so that constant of

the water influx (U) can be gotten. Further, cumulative of the water influx from

the model (Wemodel) can be determined. The value of Original Oil In Place

(OOIP) in material balance-CARET can be calculated from pulling slope of the

straight line of the plot between F vs ECARET, so that gotten the Original Oil In

Place(OOIP) value.


7/84

BAB I

PENDAHULUAN1.1. Latar Belakang Permasalahan

Didalam penentuan original oil in place(OOIP) dapat menggunakan data-

data bawah permukaan seperti data sifat fisik batuan reservoar hidrokarbon dan

data sifat fisik lapisan aquifer. Sayangnya, data-data tersebut merupakan data

random variable (variabel acak) dan sifatnya tidak pasti sehingga memberikan

hasil perhitungan OOIP yang tidak akurat. Proses history matching(pencocokkan

data berdasarkan sejarah produksi) antara data produksi dengan data lapisanaquifer harus dilakukan untuk memperoleh hasil perhitungan OOIP yang akurat.

Secara normal, hanya ada sedikit data yang berhubungan dengan lapisan aquifer

dalam reservoar hidrokarbon. Pendekatan yang biasa dilakukan untuk

mendeskripsikan aquifer adalah dengan menggunakan teknik analisis regresi.

Perembesan air dari lapisan aquifer menuju reservoar hidrokarbon lebih

bergantung pada sifat fisik dari aquifer dibandingkan dengan karakteristik

reservoar hidrokarbon. Penentuan model aquifer membutuhkan data sifat fisik

aquifer sebagai input yang mana biasanya tidak diketahui sehingga parameter-

parameter aquifer seperti: konstanta perembesan air (U), jari-jari aquifer tidak

berdimensi (re/ rw) dan konstanta waktu aquifer (A) harus dihitung dengan trial

and error. Latar belakang munculnya permasalahan dari penulisan kolokium II ini

adalah tidak diketahuinya data-data sifat fisik aquifer secara lengkap sehingga

muncul permasalahan seperti tidak diketahuinya model perembesan air dari

lapisan aquifer menuju Reservoar.

1.2. Permasalahan

Permasalahan didalam peramalan perilaku reservoar yang memiliki tenaga

pendorongan air adalah tidak diketahuinya model perembesan air dari lapisan

aquifer menuju reservoar hidrokarbon, OOIP, (U), (re/ rw) dan (A) yang mana

dibutuhkan untuk peramalan perilaku reservoar dimasa yang akan datang.

1.3. Tujuan


8/84

Tujuan yang ingin dicapai dalam penulisan kolokium II ini antara lain:

Melihat aplikasi dari material balance CARET

Menentukan OOIP

Menentukan parameter parameter yang belum di ketahui diantaranya :

A ( konstanta waktu aquifer )

U ( konstanta perembasan air )

re/rw ( jari jari tak berdemensi )

Menentukan mekanisme pendorongan yang bekerja pada Reservoar .

1.4. Metodologi Penyelesaian Masalah

Persamaan umum material-balance dapat digunakan untuk menentukan

besarnya indeks pendorongan reservoar. Indeks ini menunjukkan kontribusi dari

setiap tenaga pendorongan pada suatu reservoar dimana semakin besar indeks

maka semakin besar pula kontribusi tenaga alamiah yang bekerja untuk

memproduksi hidrokarbon dari reservoar ke permukaan.

Penentuan model perembesan air dan OOIP dapat menggunakan metode

combined aquifer reservoir expansion term (CARET). Metode ini merupakan

pengembangan analisa regresi persamaan umum material-balance yang

mengkombinasikan persamaan umum material-balance sebagai plot garis lurus

dari Havlena-Odeh dengan teknik minimisasi pengosongan reservoar

(minimization reservoir voidage) milik Tehrani. Metode ini hanya dapat

diterapkan pada model aliran tidak mantap (unsteady-state) milik van Everdingen-

Hurst (VEH) dengan bentuk aquifer terbatas (finite) maupun tidak terbatas

(infinite).

Penentuan harga OOIP dilakukan dengan membuat plot antara voidage

reservoir (F) terhadap kombinasi ekspansi dari aquifer dan reservoar (ECARET),

dimana OOIP merupakan slope dari plot tersebut. Penentuan model perembesan

air dilakukan dengan mencoba model aquifer terbatas dan tidak terbatas, dan dari

berbagai plot (ECARET) terhadap (F) dengan masing-masing harga asumsi (re/ rw)

dan (A) ditentukan persen kesalahan regresi terkecil (V). Konstanta perembesan

air dari model (UMODEL) dapat ditentukan setelah model perembesan air diketahui.


9/84

Peramalan perilaku reservoar dapat dilakukan setelah didapatkan besaran-

besaran seperti: OOIP, (UMODEL

), (re/ r

w) dan (A). Suatu peramalan dapat

dilakukan apabila telah diperoleh keselarasan antara jumlah kumulatif perembesan

air dari model (WeMODEL) dengan jumlah kumulatif perembesan air secara

material-balance(WeMBAL).

1.5. Batasan Masalah

Agar penulisan ini tidak menyimpang dari pokok - pokok permasalahan

yang akan dianalisa, maka penulis memberi batasan tentang penulisan yaitu :

Penentuan Original Oil In Place (OOIP) dengan menggunakan metoda

CARET

Metode ini di gunakan untuk mekanisme pendorong strong water drive

1.6. Sistematika Penulisan

Kolokium II yang berjudul Penentuan Volume Hidrokarbon Di

Tempat (OOIP) Dengan Metoda Caret (Combined Aquifer Reservoir

Expansion Term) Di Lapangan KH Terdiri Dari 6 (Enam) Bab, Yaitu :

Bab I : Pendahuluan

Bab II : Tinjauan Umum Lapangan

Bab III : Dasar Material-Balance yang berisi tentang persamaan umum

material-balance, persamaan khusus material-balance,

persamaan material-balance sebagai persamaan linear, metode

pengembangan persamaan material-balanceCARET, mekanisme

pendorongan reservoar dan penentuan kumulatif perembesan air(water influx);

Bab IV : Penentuan Model Perembesan Air dan OOIP yang berisi

tentang data yang digunakan, prosedur penentuan model

perembesan air dan OOIP.

Bab V : Pembahasan

Bab VI : Kesimpulan.


10/84

BAB II

TINJAUAN UMUM LAPANGAN KH

2.1. Sejarah Produksi

Struktur KH terletak sekitar 2,5 km arah barat laut dari lapangan Minas

yang memiliki sumur-sumur produksi kearah barat laut yang terletak di kawasan

3A grid. Gambar 2.1 menggambarkan lokasi dari struktur KH relatif kearah barat

laut Minas dan segmen utama. KH adalah salah satu dari trend set utara-selatan

Horst Block, di ujung barat dari Minas Northwest segment (bagian barat laut

Minas). Strukturnya di batasi oleh patahan normal (normal fault), dengan patahan

yang mengarah ke bagian bawah arah timur yang membentuk perangkap kritis di

sisi timur. Pemindahan normal ini memisahkan trend KH dari segmen barat laut

Minas. Struktur ini telah diakui prospektif pada awal tahun 1970-an, berdasarkan

seismik 2D dan pertama kali diuji adalah Bangsa-1, yang dibor pada maret 1972.

Berdasarkan oil show dari pengambilan side wall core. Hal ini telah diuji dalamtiga zona. Zona A1 dan A2 dari formasi Bekasap yang diuji hanya menghasilkan

air formasi. Demikian pula untuk formasi Telisa T2 menghasilkan air formasi

dengan hanya 8% minyak. Sumur akhirnya ditutup dan ditinggalkan sebagai dry

hole.

X-1 telah dibor pada tahun 1990 updip dan 315 meter timur dari Bangsa-1.

Formasi Telisa yang di uji clean oil pada debit 233 BOPD. Berdasarkan logging,

terlihat oil show pada Bekasap A1 dan A2 sand dan swab test 3 Bekasap yang

telah dilakukan. Untuk pengujian pada A2 sand menghasilkan produksi paling

rendah 15 BOPD dengan 99% water cut. Demikian pula untuk pengujian pada A1

sand menghasilkan 19 BOPD dengan 96% water cut. Bagian atas A2 sand di uji di

tempat yang lebih menjanjikan yakni 490 BOPD dengan 40% water cut. Sumur-

sumur di Telisa telah dikomplesi dan dijadikan subyek pengujian jangka panjang,

selama 3 bulan antara periode oktober 1990 dan januari 1991. X-1 diproduksi

sekitar 8.400 barrel minyak. Dimana pada waktu itu tanpa pemasangan sarana


11/84

permukaan (surface facilities), produksi dialirkan ke dalam tangki setempat dan

diangkut ke stasiun pengumpul (gathering station) menggunakan vacuum truck.

Kawasan yang telah dipetakan pada tahun 2000 dengan menggunakan data

seismik 3D Minas 1993 (ukuran 75m x 15m), serta prospek updip dari sumur X-1

dan telah diakui. Proposal CPI Minas yang disampaikan ke Pertamina-DMPS

pada Februari 2001 untuk melakukan pemboran pada struktur ini dengan 3 sumur

tambahan dan tie-in ini untuk mengambil poin untuk menyediakan sarana

produksi Minas Northwest Segment. DMPS pada poin tersebut direkomendasikan

agar X-2 di bor sebagai sumur eksplorasi. Pada bulan Juni 2001, sebagian dari

New Minas Northwest Segment high-resolution (15m x 15m) 3D data set atas X

telah diproses dan diinterpretasikan. Data baru ini dikonfirmasi akan keberadaan

updip prospek, dan pada bulan Oktober 2001 X-2 dibor sebagai sumur eksplorasi

dan dinyatakan sebagai sebuah penemuan.

Sumur X-2 dibor dengan target updip DD-1 baru berdasarkan data seismik

3D 2001 resolusi tinggi yang terbaru. Dicapai TD pada 13 Oktober 2001 dan

sebagai prediksi, 30 ft lebih tinggi dari Nusa -1. Terdapat satu kolom minyak 49

ft berkembang di A1, A2 dan B1 sand oil-water contact pada 2380 ft bawah laut.

Untuk Telisa, seperti yang telah diprediksi, tetap tidak memiliki kolom minyak.

Meskipun tidak ada program pengujian yang dilakukan, hasil logging dari DD-2

digabungkan dengan resolusi tinggi interpretasi seismik 3D jelas menunjukkan

bahwa KH merupakan lapangan minyak yang komersial. Fasilitas permukaan

menghubungkan sumur ini ke stasiun pengumpul (Gathering Station) terdekat

(GS-6) yang kemudian dibangun dan sumur ini dapat berproduksi. Sumur

sekarang dalam kondisi aktif, memproduksi minyak sampai 300-an BOPD dengan

rata-rata watercut 88%, lebih baik daripada rata-rata produksi sumur Minas. Pada

tahun 2005, X-5 di bor dan diproduksi 700 BOPD dengan 85% water cut.


12/84

Gambar 2.1. Peta Lapangan Minas (PT. Chevron Pacific Indonesia-Sumatra

Light South, 2009)

2.2. Tinjauan Geologi

Interpretasi data seismik 3D dengan resolusi tinggi yang mengungkap

potensi tutupan (closure) di wilayah selatan dari kawasan KH dan juga merupakan

wilayah dengan titik-titik jalur yang menghubungkan wilayah utara dan selatan.

Keberadaan tutupan (closure) dan titik-titik jalur mengindikasikan zona

perangkap hidrokarbon yang lain pada lapangan selatan KH. Merujuk kepada peta

struktur kedalaman A2 sand yang diilustrasikan dalam Gambar 2, daerah yang

prospektif adalah di bagian selatan dari lapangan KH. Pemeriksaan lebih lanjut

menunjukkan bahwa sasaran utama dari titik-titik jalur A2 sand terletak di atas

oil-water contact pada kedalaman 2347 ft, lihat gambar 2 dan 3.


13/84

Gambar 2.2. Peta Struktur Kedalaman A2 Sand Nusa Selatan (PT. Chevron

Pacific Indonesia-Sumatra Light South, 2009)

Struktur KH adalah sebuah trend yang mengikuti arah utara-selatan,

dengan patahan antiklin (faulted anticline). Sasaran pengembangan yang

diusulkan dari Nusa #5 dan #6 di selatan KH dalam posisi relatif updip sepanjang

sisi kiri dari puncak struktur. Sumur-sumur ini direncanakan untuk dapat

menipiskan yang disebut zona-zona "attic (loteng)" dan menawarkan posisi yang

paling menjanjikan dan efisien untuk mengambil titik-titik untuk akumulasi

minyak, yang menurut interpretasi seismik yang dikonversikan terhadap

kedalaman, yang tidak dapat ditiriskan oleh sumur-sumur Nusa utara (Nusa 1,2,3

dan 4). Rencana pengembangan sumur dapat diilustrasikan dalam Gambar 3. Jauh

di bagian selatan menunjukkan potensi yang tinggi di kawasan KH #7 dan #8.

Secara keseluruhan, hal itu menunjukkan daerah yang potensial di bagian selatan


14/84

yang lebih tinggi dibandingkan dengan bagian KH utara. Hal ini didukung oleh

original oil-water contact dan titik-titik jalur sumur-sumur Nusa utara.

22

A

A

B

B

Green shaded area showing pot ential oil tr ap at each reservoir using

owc data from Nusa North wells

A1 sd

A2sd

B1sd

B2sd

Nusa #1 Prop. Nusa #5 Prop. Nusa #6

Trave rseTraverse Seismic Cross Section Line AB (North-South)

Nusa South Development - Phase 2 DRB Meeting

ProposedNusa #5

ProposedNusa #5

Nusa #1

- 2298

- 2347

- 2378

Prop.Nusa #7

Prop.

Nusa #8

Gambar 2.3. North-South Traverse Seismic Cross Section Yang Menunjukkan

OWC Pada A2 Di Bawah Titik-Titik Jalur/Spill Point (PT. Chevron Pacific

Indonesia-Sumatra Light South, 2009)


15/84

2.3. Karkteristik Reservoir

Tabel 2.1. Karakteristik Reservoir

36363627.827.8Deg. APIGravity, Oil

90.090.090.0N/AN/ADeg. FPour Point, Oil

200.0200.0200.0195.0180.0Deg. FOriginal Temp., Res.

N/AN/AN/AN/AN/AcpGas Viscosity, Res.

0.3050.3050.3050.3050.305cpWater Viscosity, Res.

3.33.33.314.014.0cpOil Viscosity, Res.

134.0134.0134.053.053.0SCF/STBDissolved Gas GOR

235235235325325PsigOil Sat. Pressure2,1062,1062,1062,1062,106Ft. SSDatum Pres., Depth

600510670750875PsigCurrent Pres., Avg.

930930930800875PsigOrig. Pressure, Res.

175383592015040mdPermeabilit y, Mean

1.0761.0761.0761.0801.080RB/STBOil FVF

2828333540%Init. Water Sat., Mean

2424253629%Porosity, Mean

B-1A-2A-1T-2T-1UnitParameters

36363627.827.8Deg. APIGravity, Oil

90.090.090.0N/AN/ADeg. FPour Point, Oil

200.0200.0200.0195.0180.0Deg. FOriginal Temp., Res.

N/AN/AN/AN/AN/AcpGas Viscosity, Res.

0.3050.3050.3050.3050.305cpWater Viscosity, Res.

3.33.33.314.014.0cpOil Viscosity, Res.

134.0134.0134.053.053.0SCF/STBDissolved Gas GOR

235235235325325PsigOil Sat. Pressure2,1062,1062,1062,1062,106Ft. SSDatum Pres., Depth

600510670750875PsigCurrent Pres., Avg.

930930930800875PsigOrig. Pressure, Res.

175383592015040mdPermeabilit y, Mean

1.0761.0761.0761.0801.080RB/STBOil FVF

2828333540%Init. Water Sat., Mean

2424253629%Porosity, Mean

B-1A-2A-1T-2T-1UnitParameters

Sumber : PT. Chevron Pacific Indonesia-Sumatra Light South, 2009

Dengan menggunakan peta-peta struktur yang dihasilkan dari data seismik

dan reservoir serta informasi produksi yang diperoleh dari sumur-sumur KH utara

yang ada (OWC di setiap sand, saturasi air dan minyak dan kinerja produksi),

perkiraan OOIP dan cadangan KH selatan yang mengacu pada perhitungan

dengan metoda volumetrik. Nilai-nilai OOIP dan cadangan yang diharapkan dari

masing-masing sand seperti dalam tabel berikut :


16/84

Tabel 2.2. Original Oil In Place (OOIP) Nusa Utara dan Selatan

SandOOIP Nusa North,

MSTBO

OOIP Nusa South,

MSTBO

Telisa 1,320 108

A1 1,350 224

A2 5,002 599

B1 248 340

Total 7,920 1,271

Sumber : PT. Chevron Pacific Indonesia-Sumatra Light South, 2009

BAB III

DASAR MATERIAL-BALANCE


17/84

Sebelum memasuki pokok materi yang akan dibahas, untuk lebih

memudahkan dalam pemahamannya, maka perlu mengetahui beberapa istilah

yang sering digunakan dalam menentukan cadangan atau pada umumnya dipakai

dalam Teknik Reservoir. Istilah istilah tersebut meliputi pengertian cadangan,

remaining recoverable reserve, serta recovery factor.

a. 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).

b. Remaining Recoverable Reserve, yaitu jumlah hidrokarbon yang tersisa,

yang masih memungkinkan untuk dapat diproduksikan sampai batas

ekonominya.

c. 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.

Metode yang biasa digunakan dan penting untuk dilakukan yaitu melalui

perhitungan hidrokarbon mula-mula ditempat (original oil in place).

Metode tersebut adalah :

a. Volumetrik

Perhitungan volume minyak awal didasarkan pada data log dan analisa

dari core dan fluida reservoir. Metode ini terutama diterapkan pada

reservoir yang belum tersedia data produksi atau pada daerah yang baru

ditemukan.

b. Decline Curve


18/84

Metode ini digunakan pada reservoir yang sudah tersedia data produksi,

yaitu dengan membuat plot antara produksi sumur dan waktu yang

kemudian ditarik garis lurus pada data tersebut yang telah diekstrapolasi.

Cadangan dapat dihitung dengan membaca laju produksi rata-rata per

tahun dan cadangan pada laju produksi ekstrapolasi juga dapat dihitung.

c. Material Balance

Metode ini digunakan pada reservoir yang telah mempunyai data produksi,

yang didasarkan pada teori kesetimbangan massa. Banyaknya massa yang

terambil dari reservoir akan selalu sama dengan massa reservoir awal

dikurangi dengan massa yang tertinggal.

d. Simulasi Reservoir

Merupakan studi reservoir dengan melalui suatu model. Ada beberapa tipe

simulator antara lain model matematika.

Pada penulisan tugas akhir ini akan dilakukan perhitungan cadangan

dengan menggunakan metode material balance, sehubungan dengan keterbatasan

data yang ada dan menyesuaikan dengan program yang sedang berlangsung di

VICO Indonesia.

Persamaan material-balance untuk reservoar hidrokarbon pertama kali

dikembangkan oleh Schilthuispada tahun 1936. Sejak itu, metode berdimensi nol

dan lebih tepat disebut dengan volume-balance tersebut dipandang sebagai

metode interpretasi dan peramalan reservoar yang penting. Metode ini dapat

diterapkan pada seluruh jenis reservoar termasuk reservoar minyak jenuh

(saturated) dan tidak jenuh (undersaturated), reservoar gas dan kondensat.

Persamaan material-balancememiliki beberapa anggapan antara lain:

- reservoar hidrokarbon dianggap sebagai suatu tangki.

- sifat fisik batuan dan fluida reservoar dianggap homogen (seragam).

- reservoar hidrokarbon merupakan suatu kesatuan.

- terjadi keseimbangan fase secara sempurna.

- selama proses produksi, tidak terjadi reaksi antara fluida reservoar dengan

batuan reservoar.

3.1. Persamaan UmumMaterial-Balance


19/84

Sebuah reservoar akan tetap berada dalam keadaan kesetimbangan seperti

pada saat reservoar tersebut terbentuk kecuali ada gangguan. Gangguan tersebut

adalah proses produksi yang dalam hal ini dilakukan melalui sumur-sumur.

Sebagai akibat dari produksi yang dalam hal ini dilakukan di zona minyak, maka

situasi di reservoar yang mengandung gas, minyak dan air akan berubah.

Perubahan tersebut adalah :

1. Tekanan reservoar turun sehingga gas cap mengembang dan gas-oil

contact(GOC) akan turun.

2. Ada perembesan air (water influx) dari lapisan aquifer sehingga water-

oil contact (WOC) naik

3. Jika tekanan reservoar turun di bawah tekanan gelembung (bubble

point pressure) maka gas yang semula terlarut dalam minyak pada

kondisiundersaturated reservoirakan memisahkan diri dari minyak.

Persamaan material-balance diturunkan sebagai volume balance yang

menyatakan bahwa produksi kumulatif fluida (minyak, gas dan air) yang tercatat

dinyatakan dalam underground withdrawal adalah sama dengan perubahan

volume akibat ekspansi fluida di reservoar karena tekanan reservoar turun.

Representasi perubahan volume (hydrocarbon pore volume, HCPV)

sebagai akibat turunnya tekanan reservoar tersebut dapat dilihat melalui

Gambar 3.1.berikut ini:

Gambar 3.1.

Gas Cap

m N Boi (RB)

Oil + Solution

Gas

N Boi (RB)

B

C AP

Pada Pi Pada P = (P = Pi P)

Perubahan Volume Reservoar pada Penurunan Tekanan Reservoar (

P)6)

Gambar sebelah kiri menyatakan keadaan volume fluida pada tekanan

awal (Pi). Total volume fluida pada keadaan tersebut adalah sama dengan volume


20/84

pori reservoar (HCPV). Gambar sebelah kanan menunjukkan efek penurunan

tekanan sebesar (P) pada perubahan volume fluida yang dalam hal ini adalahpenambahan volume fluida. Gambar tersebut tentu saja sifatnya hanya artificial.

Dalam gambar tersebut:

Volume A : penambahan volume (HCPV) akibat ekspansi minyak + solution gas.

Volume B : penambahan volume akibat ekspansi pada gas cap.

Volume C : pengurangan volume akibat ekspansi air konat dan pengurangan

volume pori (pore volume, PV).

Jika produksi minyak dan gas yang dicatat dipermukaan dinyatakan dalam

underground withdrawal dan dihitung pada tekanan P (artinya semua volume

produksi minyak dan gas dikembalikan ke reservoar pada tekanan P) maka

volume minyak dan gas yang terproduksi tersebut sama dengan volume A+B+C,

yaitu total perubahan volume dari (HCPV) awal. Volume A+B+C tersebut adalah

volume total akibat ekspansi fluida dan pori di reservoar. Material-balancedalam

reservoir barrel(RB) dapat dituliskan sebagai berikut:

Underground withdrawal= ekspansi minyak + solution gas+ ekspansi gas

pada gas cap + pengurangan volume (akibat ekspansi connate water dan

pengurangan PV) + water influx.

Perlu dicatat disini bahwa gambar diatas tidak ditunjukkan perubahan

volume akibat water influx. Jika data PVT dan volume hidrokarbon pada waktu

awal diketahui sebagai berikut: Pi (psia), Boi (RB/STB), Bgi (RB/SCF), Bw

(RB/STB), Rsoi(SCF/STB), N (STB), m, cw(psi-1), cf(psi

-1) dimana:

awaloilvolume

awalcapgaspadagasvolumem= ........................................................(3-1)

Data PVT dan data produksi pada suatu waktu t diketahui sebagai berikut :

Np (STB), Wp (STB), We (RB), Rp (SCF/STB), P, P, Bo (RB/STB), Bgi

(RB/SCF) dimana:

oilproduksikumulatif

gasproduksikumulatifRp= .................................................................(3-2)

Maka persamaan volume-balancediatas dapat dituliskan sebagai berikut:

Ruas kiri:


21/84

Underground withdrawal= minyak terproduksi + gas terproduksi

= gsoppop BRRNBN + =

gsopop BRRBN + ..........................................(3-3)

Dimana:

Rp = GOR produksi

Rso = solutionGOR

Ruas kanan:

a) Ekspansi minyak + solution gas= ekspansi minyak + ekspansi gas yang

keluar dari larutan.

= ( ) ( ) gsosoioio BRRNBBN +

= ( ) ( ) gsosoioio BRRBBN + .............................................................(3-4)

b) Ekspansi gas pada gas cap:

Volume gas cappada waktu awal (Pres= Pi) = m N Boi........................(3-5)

Volume gas cappada waktu Pres= P, (Pres< Pi) =gi

g

oi B

B

BNm ............(3-6)

Sehingga,

Ekspansi gas pada gas cap= oigi

g

oi BNmB

BBNm

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

=

1

gi

g

oiB

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

c) Pengurangan HCPV karena ekspansi air konat dan pengurangan PV:( ) oiBNmHCPV += 1 .............................................................................(3-9)

Total pore volume =

( )

wc

oi

wc S

BNm

S

HCPV

+=

1

1

1................................................(3-10)

- Ekspansi air konat:


22/84

Volume air konat =wcSvolumeporetotal

= ( ) wcwc

oi SS

BNm

+1

1 .................................................(3-10a)

Sehingga ekspansi air konat:

Ekspansi air konat = Pckonatairvolume w

=( )

PcS

SBNmw

wc

wcoi

+

1

1..............................(3-10b)

- Pengurangan volume pori

Pengurangan volume pori = Pcvolumeporetotal f

=( )

PcS

BNmf

wc

oi

+

1

1........................(3-10c)

- Pengurangan HCPV:

=( )

PcS

SBNmw

wc

wcoi

+

1

1+

( )Pc

S

BNmf

wc

oi

+

1

1

=( )

PS

ccSBN

S

m

wc

fwwc

oi

wc

+

+

11

1.................................................(3-10d)

d) Net water influx

Produksi air dari reservoar =wpBW

Air yang masuk ke dalam reservoar dari lapisan aquifer = W e

Sehingga net water influx= wpe BWW .............................................(3-11)

Maka material-balancedalam unit reservoir barrel(RB):

Underground withdrawal= ekspansi minyak + solution gas+ ekspansi gas

pada gas cap+ pengurangan volume (akibat

ekspansi air konat dan pengurangan PV) +

water influx.

Apabila dituliskan dalam bentuk persamaan:


23/84

( )[ ] ( ) ( )[ ] ( ) oi

gi

g

oigsosoioiogsopop BNm

B

BBNmBRRBBNBRRBN ++

++=+ 11

( wpe

wc

fwwcBWWP

S

ccS+

+

1) ................................(3-12)

atau,

( ) ( ) ( )

( ) )133......(..........................................................................................

111

+

+++

++

=+

wpe

wc

fwwc

gi

g

oi

gsosoioio

oi

gsopop

BWW

PS

ccSm

B

Bm

B

BRRBBBN

BRRBN

Persamaan diatas merupakan persamaan umum material-balance.

Dikatakan demikian karena bentuk persamaan tersebut akan berbeda untuk jenis

reservoar yang berbeda.

3.2. Persamaan KhususMaterial-BalanceBerikut adalah persamaan khusus material-balance untuk beberapa jenis

(typical) reservoar:

1. Reservoar tanpa adanya gas cap(undersaturatedreservoir). Karena tidak

adanya gas capdalam reservoar ini maka (m = 0), sehingga persamaan yang

berlaku adalah:

( )[ ] ( ) ( )

( ) )143........(..................................................1

+

++

+=+

wpe

wc

fwwc

oi

gsosoioio

oigsopop

BWW

PS

ccS

B

BRRBBBNBRRBN

2. Reservoar minyak tanpa adanya gas cap(undersaturated) dan bersifat

volumetrik. Undersaturated(tidak ada gas cap) berarti (m = 0) dan reservoar

volumetrik berarti (We= 0), (Wp= 0) (tidak ada perembesan air dari aquifer

dan tidak ada produksi air). Jika ekspansi air konat dan pengurangan volume

pori diabaikan, maka persamaan umum material-balancemenjadi:

( ) ( ) gsosoioiogsopop

BRRBBNBRRBN +=+ ................................(3-15)


24/84

Terdapat dua kasus, berdasarkan keadaan tekanan reservoar dibandingkan

dengan tekanan gelembung, yaitu:

- Pada (Pres> Pb), maka (Rso= Rsoi= Rp), sehingga Persamaan (3-15)

menjadi:

.......................................................................(3-16)( oioop BBNBN = )

- Pada (Pres< Pb), maka Persamaan (3-15)dapat digunakan.

3. Reservoar minyak jenuh (saturated oil reservoir). Saturateddi sini berarti

tekanan di reservoar lebih kecil dibandingkan dengan tekanan gelembung dan

pada umumnya juga terbentuk gas cap. Jika kompresibilitas air (cw) dan poridiabaikan maka:

( )[ ] ( ) ( )

( ) )173....(..................................................

1

+

+

+=+

wpe

gi

g

oi

gsosoioio

oigsopop

BWW

B

Bm

B

BRRBBBNBRRBN

3.3. PersamaanMaterial-BalanceSebagai Persamaan Linear

Penggunaan persamaan material-balance sebagai persamaan linear telah

dikenal sejak tahun 1953. Namun, cara penerapan yang seperti itu tidak begitu

populer dan dikaji secara mendalam sampai Havlena-Odeh menyampaikan

metode persamaan linear masing-masing pada tahun 1963 dan 1964. Pada waktu

sebelumnya, persamaan material-balance umumnya digunakan dengan cara

menghitung tekanan dan produksi masing-masing untuk tiap harga tekanan.

Harga-harga pada tiap tekanan tersebut seringkali dirata-ratakan. Havlena-Odeh

menggunakan seluruh data tekanan dan produksi pada seluruh harga tekananmenggunakan persamaan material-balanceyang bersifat linear. Cara yang dipakai

oleh mereka adalah mengelompokkan underground withdrawal dan drive

mechanismssebagai berikut. Berdasarkan Persamaan (3-13):

( )[ ] ( ) ( )[ ] ( ) oigi

g

oigsosoioiogsopop BNmB

BBNmBRRBBNBRRBN ++

++=+ 11

( wpe

wc

fwwcBWWP

S

ccS+

+

1)...................................(3-18)


25/84

Untuk Persamaan (3-18) tersebut, underground withdrawal (termasuk

produksi air) dinotasikan dengan F dimana:

wpgspop BWBRRBNF ++= ................................................................(3-19)

Ekspansi minyak dan gas yang berasal dari gas terlarut dinotasikan dengan (Eo)

dimana:

( ) ( ) gsosoioioo BRRBBE ++= .........................................................................(3-20)

Ekspansi gas capdinotasikan dengan (Eg) dimana:

= 1

gi

g

oig

B

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

Ekspansi air konat dan pengurangan volume pori dinotasikan dengan (Efw)

dimana:

( ) PS

ccSBmE

wc

fwwc

oifw

++=

11 ...................................................................(3-22)

Maka Persamaan (3-18)dapat dituliskan sebagai:

efwgo WEEmENF +++= ............................................................................(3-23)

Persamaan (3-23) merupakan persamaan umum untuk material-balance

Havlena-Odeh yang dapat dianggap linear untuk keadaan tertentu. Dengan

demikian persamaan material-balancekhusus untuk reservoar tertentu dapat pula

ditulis dalam bentuk persamaan material-balancelinear. Sebagai contoh diberikan

beberapa persamaan material-balancelinear untuk reservoar-reservoar berikut:

1. Reservoar tanpa adanya gas cap (m = 0), tidak ada water influx (We=0)

dan ekspansi air konat dan pengurangan volume pori diabaikan (Efw=0),

maka Persamaan (3-23)menjadi:

oENF= .............................................................................................(3-24)

Sehingga plot Eo terhadap F (Gambar 3.2.) berupa garis lurus dengan

Slope (kemiringan) dari plot tersebut adalah harga initial oil in place(N),

Slope = NF


26/84

Gambar 3.2.

Plot Eoterhadap F6)

2. Reservoar tanpa gas cap (m = 0), ekspansi air konat dan pengurangan

volume pori diabaikan (Efw= 0), maka Persamaan (3-23)menjadi:

eo WENF += .....................................................................................(3-25)

atau

+=

o

e

o E

WN

E

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

Gambar 3.3. menunjukkanplot

oo

e

E

Fterhadap

E

Wberupa garis lurus

dengan slope sama dengan 1 (sudut 45o) dan perpotongan kurva dengan sumbu

y adalah sama dengan N.

45o

oE

F

o

e

E

W


27/84

Gambar 3.3.

Plot

oo

e

E

Fterhadap

E

W6)

Berikut adalah contoh untuk gas cap drivedan water drive reservoirs:

a. Gas cap drive reservoirs. Persamaan material-balance yang berlaku

adalah:

go EmENF += ................................................................................(3-27)

Jadi plot (Eo + m Eg) terhadap (F) seharusnya berbentuk garis lurus. Jika

tidak berupa garis lurus maka harga (m) tidak benar. Harga (m) tersebut

bisa terlalu besar atau terlalu kecil. Gambar 3.4.menunjukkan plot (Eo +

m Eg) terhadap (F).

Gambar 3.4.

(Eo + m Eg) terhadap F6)

Slope = N

m Benar

m terlalu besar

m terlalu kecil

F

Eo+m Eg

b. Water drive reservoirs. Jika keadaan yang berlaku di reservoar adalah

tidak ada gas cap sehingga (m = 0), kompresibilitas air konat dan pori

diabaikan dan tekanan cukup terpelihara karena mekanisme pendorongan

air yang umumnya relatif kuat sehingga dapat dianggap (P = 0) yang

berarti (Efw = 0), maka persamaan material-balance yang yang berlaku

adalah:


28/84

eo WENF += ......................................................................................(3-28)

Pada Persamaan (3-28) diatas, aspek yang tidak diketahui adalah (We).Efek dari (We) tersebut dapat dilihat jika Persamaan (3-28)diubah menjadi:

+=

o

e

o E

WN

E

F.................................................................................(3-29)

Sehingga plot

oo

e

E

Fterhadap

E

Wseharusnya berupa garis lurus. Maka

jika tidak berbentuk garis lurus, harga (We) yang biasanya diperoleh dari model

aquifer adalah tidak benar. Persamaan material-balance yang benar dapat

diperoleh dengan mengubah-ubah harga (We). Gambar 3.5. menunjukkan hasil

plot

oo

e

E

Fterhadap

E

W.

We Benar

Weterlalu kecil

45o

We terlalu besar

oE

F

o

e

E

W

Gambar 3.5.

Plot

oo

e

EFterhadap

EW dalam Hal Penentuan (We)

6)

Untuk menentukan OOIP pada analisis perilaku reservoar yang memiliki

tenaga pendorongan air dengan menggunakan metode material-balance

membutuhkan metode untuk memperkirakan jumlah air yang merembes dari

lapisan aquifer menuju reservoar hidrokarbon. Jika model aquifer analitik yang

digunakan, maka deskripsi aquifer harus diketahui sebagai bagian dari analisis

OHIP. Havlenadan Odeh, Tehranidan yang lainnya mengusulkan teknik analisis


29/84

regresi untuk menentukan OOIP. Metode tersebut bekerja dengan baik saat

diterapkan pada reservoar volumetrik. Sayangnya metode ini kurang efektif pada

reservoar waterdrive.

Tulisan Skripsi ini memperkenalkan suatu metode pengembangan dari

teknik analisis regresi yang dapat bekerja dengan baik pada reservoar volumetrik

dan waterdrive. Metode ini mengkombinasikan plot garis lurus dari metode

Havlena-Odeh dengan teknik minimisasi pengosongan reservoar milik Tehrani.

Pada reservoar volumetrik, penyelesaian yang diusulkan Tehrani lebih

mudah. Metode ini diperkenalkan untuk memperoleh konstanta aquifer analitik

(U) yang diperoleh dari analisis regresi OOIP untuk memastikan bahwa konstanta

tersebut sama dengan deskripsi aquifer.

3.4. Metoda Pengembangan PersamaanMaterial Balance- CARET

Pengembangan metode material-balance bertujuan untuk menentukan

OOIP pada reservoar minyak yang memiliki tenaga pendorongan air. Metode

CARET (combined aquifer reservoir expansion term) dapat menentukan jumlah

variabel yang tidak diketahui dalam analisis regresi seperti: (A), (re/ rw) dan (U).

Metode CARET ini digunakan sebagai koreksi validitas dari metode-metode yang

sudah berkembang sebelumnya.

3.4.1. Teknik Analisis Regresi

3.4.1.1. Analisis RegresiMaterial-Balance

Bentuk umum persamaan material-balancedengan model analitik aquifer

yang digunakan untuk memperkirakan besarnya kumulatif perembesan air adalah

sebagai berikut:

SUEEGEENF fwggfwoo .++++= ...............................................(3-30)

Batas/ waktu dari pengosongan reservoar (F) pada Persamaan (3-30) diperoleh

dari persamaan berikut:

wipgipgsop BWWBGGBRBNF ++= ....................................(3-31)


30/84

Batas/ waktu dari ekspansi gas terlarut dan minyak (Eo) pada Persamaan (3-30)

diperoleh dari persamaan berikut:

....................................................................(3-32)( ) gssioioo BRRBBE +=

Dan batas/ waktu dari ekspansi zona formasi minyak dan air (E fwo) diperoleh dari

persamaan berikut:

( )( )

+=

wo

wwofi

oifwoS

CSCPPBE

1.........................................................(3-33)

Batas/ waktu dari ekspansi gas (Eg) pada Persamaan (3-30) diperoleh dari

persamaan berikut:

( ) oiogwg

oogg

giggBSS

ESBBBE

+=

1...........................................................(3-34)

Dan batas/ waktu ekspansi zona formasi gas dan air (Efwg) diperoleh dari

persamaan berikut:

( )( )

+=

ogwg

wwgfi

gifwgSS

CSCPPBE

1.........................................................(3-35)

Persamaan (3-30) sampai dengan Persamaan (3-35) memperkenalkan bentuk

umum dari persamaan material-balanceuntuk reservoar minyak. Pada reservoar

minyak waterdrive, Persamaan (3-30)menjadi:

..................................................................................(3-36)SUENF og .+=

Dimana (Eog) adalah kombinasi antara batas/ waktu dari ekspansi gas bebas dan

minyak yang diperoleh dari perbandingan gas cap(m) seperti persamaan berikut

ini:

( fwoo

gi

fwggoi

og EE

B

EEBmE ++

+= ).......................................................(3-37)

Dan perbandingan gas capdiperoleh dari persamaan berikut:

oi

gi

BN

BGm= .............................................................................................(3-38)


31/84

Persamaan (3-36) merupakan bentuk detail/ spesifik dari persamaan umum

material-balanceuntuk reservoar minyak dengan tenaga pendorongan air.

3.4.1.2. Analisis RegresiHavlenadan Odeh

Havlenadan Odehmengusulkan untuk menyusun ulang persamaan umum

material-balance untuk memperoleh hubungan garis lurus yang sederhana.

Persamaan material-balance untuk reservoar minyak waterdrive yang diperoleh

dari menyusun ulang Persamaan (3-36)adalah sebagai berikut:

+=

ogog ESUN

EF .............................................................................(3-39)

Apabila parameter yang diasumsikan benar pada model aquifer, maka plot

ogE

S terhadap

ogE

F pasti memberikan hubungan berupa garis lurus dengan

kemiringan grafik (slope) sama dengan konstanta perembesan air (U) dan intersep

pada sumbu y adalah sama dengan OOIP.

3.4.1.3. Analisis Regresi Tehrani

Tehranimenerapkan analisis regresi secara langsung terhadap Persamaan

(3-36) untuk menentukan nilai dari OOIP dan konstanta perembesan air (U).

Pendekatan yang dilakukannya membutuhkan jumlah variabel yang cukup

banyak, analisis regresi linear dan mengurangi kesalahan regresi pada batas/

waktu dari pengosongan reservoar (F). Pada contoh kasus yang diperkenalkan

Tehrani bahwa pendekatan pengurangan pengosongan reservoar ini dapatmengurangi standar deviasi pada perkiraan OOIP dengan menggunakan 5 (lima)

faktor yang dibandingkan dengan metode Havlena dan Odeh. Tehrani juga

menemukan bahwa pengurangan pengosongan reservoar ini dapat memberikan

hasil yang mendekati dengan hasil yang diperoleh dari penyelarasan langsung dari

hasil perhitungan terhadap pengamatan sejarah tekanan reservoar.

3.4.1.4. Metode Analisis CARET


32/84

Metodologi CARET yang diperkenalkan dalam tulisan Skripsi ini

mengkombinasikan pendekatan pengurangan pengosongan reservoar (reservoir

voidage minimization) milik Tehrani dengan plot garis lurus yang diusulkan

Havlenadan Odeh. Persamaan CARET dikembangkan untuk model aquifer radial

unsteady-statemilik van EverdingendanHurst(VEH).

a. Hubungan antara Konstanta Perembesan Air (U) dengan OOIP

Konstanta perembesan air (U) adalah fungsi dari kompresibilitas efektif

aquifer (ce), jari-jari dalam reservoar (re), ketebalan aquifer (hA), porositas (phi)

dan sudut buka terhadap aliran.

=

=

360615,52

360119,1

22 AieAie

hrChrCU .............................(3-40)

Persamaan (3-40) dapat dimodifikasi untuk menunjukkan konstanta

perembesan air (U) dalam batas volume pori reservoar dan perbandingan antara

ketebalan reservoar dengan ketebalan aquifer apabila reservoar diasumsikan

memiliki geometri (bentuk dan ukuran) yang sama dengan aquifer.

=

R

Apre

h

hVCU 2 ..................................................................................(3-41)

Hubungan antara konstanta perembesan air (U) terhadap OOIP diperluas

untuk reservoar minyak dengan tudung gas mula-mula dengan menentukan

volume pori reservoar sebagai jumlah dari zona minyak dan volume pori tudung

gas. Dengan perbandingan tudung gas (m), volume pori reservoar total dapat

ditentukan menggunakan persamaan:

+

=

wgogwo

oiprSS

m

SBNV

11

1.......................................................(3-42)

Dengan menggabungkan Persamaan (3-41) dan (3-42) dapat

menghasilkan hubungan antara N (OOIP) dan (U) pada reservoar minyak dengan

tudung gas awal seperti berikut:

+

=R

A

wgogwo

oie

h

h

SS

m

S

BC

N

U

11

12 ............................................(3-43)


33/84

Persamaan (3-43) dapat diterapkan secara spesifik pada model aquifer

radial unsteady-state VEH. Hubungan yang sama dapat dikembangkan untuk

model aquifer lainnya dengan menggunakan bentuk Persamaan (3-41).

Pada saat Mc-Ewenmengenalkan hubungan antara konstanta perembesan

air (U) dengan OOIP, Havlena dan Odeh belum mengenalkan teknik analisis

regresi material-balancegaris lurus mereka. Hubungan antara (U) dengan OOIP

yang diperkenalkan oleh Mc-Ewenakan terlihat jelas memiliki kelebihan apabila

mereka menjelaskan hubungan garis lurus yang diusulkanHavlenadan Odeh.

Bentuk dari persamaan material-balancedapat diperoleh untuk reservoar

minyak waterdrivedengan tudung gas awal/ utama yang didapat dari persamaan

berikut:

.(3-44)CARETENF=

Dimana ECARET merupakan kombinasi dari batas/ waktu ekspansi

reservoar/ aquifer pada reservoar minyak waterdrive yang diperoleh dari

persamaan:

( ) fwoooigi

fwgg

R

A

wgogwo

eCARET EEBB

EEmhh

SSm

SSCE ++

++

+= 11

12

..(3-45)

Persamaan (3-44) merupakan persamaan garis lurus sederhana. Apabila

nilai yang benar diasumsikan terhadap parameter aquifer seperti: (A) dan (re/ rw),

maka plot (ECARET) terhadap (F) akan memberikan hubungan yang lurus dimana

kemiringan grafik adalah sama dengan OOIP seperti yang ditunjukkan pada

Gambar 3.6.. Analisis regresi linear sederhana selanjutnya dapat digunakan untukmenentukan nilai yang paling cocok dari OOIP dengan teknik pengurangan

pengosongan reservoar yang diusulkan oleh Tehrani.

Pada suatu saat nilai OOIP dan konstanta perembesan air (U) yang paling

cocok diperoleh, maka penting sekali ditunjukkan bahwa nilai (U) yang diperoleh

mewakili deskripsi dari aquifer sebenarnya. Setiap penyelesaian OOIP mewakili

nilai spesifik untuk konstanta waktu aquifer (A), jari-jari aquifer tidak berdimensi


34/84

(re/ rw) dan konstanta perembesan air (U). Konstanta waktu aquifer (A) diperoleh

dari sifat fisik aquifer dengan persamaan:

=

23092,2

iewA

A

rc

kA

.....................................................................(3-46)

Berikut adalah beberapa prosedur yang digunakan untuk menentukan

model perembesan air dan OOIP menggunakan metode CARET:

A. Penentuan Model Perembesan Air dan OOIP dengan Metoda CARET

1. Menghitung harga penurunan tekanan reservoar sebesar (P) dimana modelperembesan air dianggap unsteady-statefinite aquifer:

2

101

PPP

= untuk j = 1..........................................................(3-47)

2

2 jj PPPj

= untuk j > 1..........................................................(3-48)

2. Menghitung konstanta waktu aquifer (A) dari data sifat fisik aquifer dengan

Persamaan (3-46).

3. Menghitung harga (tD) (dimensionless time) pada setiap perubahan waktu

dengan persamaan:

tAtD = ......................................................................................(3-49)

Gambar 3.6.

Plot ECARETterhadap F

A = 0.55 tahun-1

; re/ rw= 6

OOIP = 20818

0

10000

20000

30000

40000

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0

ECARET, MBBL/MSTB

F,M

BBL


35/84

Gambar 3.6.

Plot ECARETterhadap F7)

4. Mengasumsikan nilai perbandingan antara jari-jari aquifer tidak berdimensi

(re/ rw) sehingga dapat ditentukan nilai dari (QtD) untuk setiap langkah waktu.

(QtD) diperoleh dari pembacaan tabel dimensionless timeuntuk harga (re/ rw)

dan (tD) tertentu.

5. Menghitung harga fungsi perembesan air (S(p,t)) dengan worksheet sebagai

fungsi tekanan reservoar dan waktu perembesan air dengan persamaan:

..........................................................................(3-50)=

=n

j

tDtp QPS1

),(

6. Menghitung cumulative reservoirs voidage(F) dengan Persamaan (3-31).

7. Menghitung ekspansi minyak (Eo) dengan Persamaan (3-32).

8. Menghitung ekspansi zona formasi minyak dan air (Efwo) dengan Persamaan

(3-33).

9. Menghitung ekspansi gas bebas (Eg) dengan Persamaan (3-34).

10.Menghitung ekspansi zona formasi minyak dan gas (Efwg) dengan Persamaan

(3-35).

11.Menghitung ekspansi minyak dan gas bebas (Eog) yang diperoleh dari

perbandingan tudung gas (m) dengan Persamaan (3-37).

12. Menghitung nilai (ECARET) untuk reservoar minyak dengan Persamaan (3-45).

13.Membuat plot (ECARET) terhadap (F), kemudian menarik garis lurus dimana

akan didapatkan (N) yang merupakan slope (kemiringan) dari grafik tersebut.

14.Menghitung persen kesalahan regresi minimum (V) dari penarikan garis lurus

tersebut dengan persamaan:

( )1

2

=

n

FF

S

fit

FECARET ................................................................(3-51)


36/84

100

=

F

SV CARET

FE.........................................................................(3-52)

dimana:

F = rata-rata aritmetik dari harga n (jumlah data) dari (F) yang

digunakan dalam regresi.

Ffit= hasil perkalian antara (N) dengan (ECARET) ( CARETfit ENF = ).

15.Mengulangi perhitungan (Langkah 1) sampai dengan (Langkah 5) untuk

beberapa harga (A) dan (re/ rw) yang lain, sehingga didapatkan persentase

kesalahan regresi yang terkecil.

16.Setelah didapatkan harga (A) dan (re/ rw) dengan kesalahan regresi terkecil,

maka selanjutnya dapat diperoleh harga (N) yang merupakan slope

(kemiringan) dari penarikan garis lurus plot (ECARET) terhadap (F).

17.Menentukan harga konstanta perembesan air dari model perembesan air yang

diasumsikan (UMODEL) dengan persamaan:

N

h

h

SS

m

S

BCUg

A

wgogwo

oieMODEL

+

=11

12 ....................(3-53)

18. Memperoleh parameter-parameter yang diperlukan untuk peramalan perilaku

reservoar diantaranya A, (re/ rw), OOIP (N) dan UMODEL.

19.Korelasi antara harga (WeMBAL) dengan harga (WeMODEL) sebagai koreksi

validitas hasil perhitungan metode CARET. Menghitung harga (WeMODEL)

setelah didapatkan harga (UMODEL), (S) dan (F). Persamaan yang digunakan

untuk menghitung (WeMODEL) adalah sebagai berikut:

( )tPMODELMODEL SUWe ,= ..(3-54)

20.Menghitung harga (WeMBAL) dengan melakukan reverse calculation

(perhitungan balik) dari Persamaan (3-13):

( )[ ]

( ) ( )

( )

++

+

+

+

++=

PS

ccSm

B

Bm

B

BRRBB

BNBWBRRBNW

wc

fwwc

gi

g

oi

gssioio

oiwpgsipopMBALe

11

1

..........................................................................................................................(3-55)


37/84

21.Apabila hasil perhitungan dari (WeMBAL) dan (WeMODEL) hampir mendekati

yang dapat dilihat pada plot antara waktu produksi (t) terhadap jumlah

kumulatif perembesan air yang berimpit berarti hasil perhitungan dikatakan

akurat dan sekaligus dapat disimpulkan model perembesan air di reservoar

sama dengan model perembesan air yang diasumsikan.

21. Memperoleh parameter-parameter yang diperlukan untuk peramalan perilaku

reservoar diantaranya (A), (re/ rw), (OOIP) dan (UMODEL).

3.5. Mekanisme Pendorongan Reservoar

3.5.1. Jenis Mekanisme Pendorongan

Reservoar minyak dapat dibagi menjadi 5 (lima) macam berdasarkan

mekanisme pendorongannya, yaitu reservoar solution gas drive, reservoar

waterdrive, reservoar gas cap drive, reservoar gravity drainage dan reservoar

combination drive. Mekanisme pendorongan ini berperan dalam mendorong

minyak mengalir dari batuan reservoar ke sumur-sumur produksi. Perilaku

produksi pada saat primary recovery sangat bergantung dari mekanisme

pendorongan reservoar dan parameter-parameter geologi. Perilaku produksi secara

umum meliputi hubungan antara laju alir minyak, gas - oil ratio(GOR), water -

oilratio(WOR) dan tekanan reservoar terhadap waktu produksi (t).

Perilaku produksi dapat diketahui berdasarkan sejarah produksi, hal ini

akan menolong reservoir engineer untuk menentukan jenis mekanisme

pendorongan yang bekerja dalam reservoar. Perilaku produksi di masa yang akan

datang dapat diprediksi dengan menggunakan model reservoar yang cocok. Model

material - balance atau model simulasi reservoar dengan history matchingdapat

digunakan dalam peramalan tersebut.

3.5.1.1. Reservoar Waterdrive

Energi pendesakan yang mendorong minyak untuk mengalir berasal dari

air yang terperangkap bersama-sama dengan minyak pada batuan reservoarnya.

Reservoar minyak dan gas umumnya berasosiasi dengan aquifer. Bentuk dari

reservoar waterdrive ditunjukkan pada Gambar 3.7.. Terjadinya penurunan


38/84

tekanan reservoar yang disebabkan oleh kegiatan pengambilan fluida akan

mengakibatkan fluida dari aquifer berekspansi kedalam reservoar, yaitu dengan

merembesnya air kedalam reservoar minyak atau gas.

GOR untuk reservoar ini relatif lebih konstan dibandingkan dengan

reservoar lainnya karena tekanan reservoar yang relatif konstan dan dikontrol

terus oleh pendesakan air yang hampir tidak mengalami penurunan. Produksi air

pada awal tahun kecil, tetapi setelah permukaan air mencapai sumur produksi

(breakthrough) maka mulai mengalami kenaikan produksi air yang semakin lama

semakin besar secara kontinyu sampai sumur tersebut ditinggalkan karena

produksi minyaknya tidak ekonomis lagi. Minyak yang terproduksi akan lebih

besar jika dibandingkan dengan jenis pendesakan lainnya, yaitu antara 35 75 %

dari volume minyak yang ada.

Pada Gambar 3.8., menunjukkan pada awal tahun produksi tekanan

reservoar dan GOR mengalami peningkatan, hingga beberapa tahun selanjutnya

tekanan reservoar dan GOR mengalami penurunan akibat produksi. Produksi

minyak pada awal tahun meningkat hingga beberapa tahun kedepan dan menurun

serta timbulnya produksi air yang meningkat tajam.

Gambar 3.7.

Reservoar Waterdrive2)


39/84

Gambar 3.8.

Perilaku Produksi Reservoar Waterdrive2)

]

3.5.1.2. Reservoar Gas Cap Drive

Mekanisme yang terjadi pada reservoar ini adalah saat minyak pertama

kali diproduksikan, permukaan minyak dan gas akan turun dan tudung gas

berkembang ke arah bawah selama produksi berlangsung. Reservoar ini umumnya

lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive. Reservoar gas cap

drive yang ditunjukkan pada Gambar 3.9. memiliki karakteristik, seperti:

1). Penurunan tekanan reservoar relatif cepat karena tidak adanya fluida lain atau

tudung gas bebas yang menempati ruang pori yang dikosongkan oleh minyak

yang diproduksi, 2). GOR naik dengan cepat hingga maksimum kemudian turun

secara kontinyu, 3). Produksi air sangat kecil bahkan diabaikan, 4). Faktor

perolehanberkisar 20 - 60 %.

Kenaikan GOR sejalan dengan pergerakan permukaan gas oil contact

(GOC) ke bawah dan hampir tidak ada produksi air sama sekali. Karena tekanan

reservoar relatif lebih kecil penurunannya dibandingkan dengan reservoar solution

gas drive, juga minyak berada di dalam reservoarnya akan terus semakin ringan

dan mengalir dengan baik, maka reservoar ini mempunyai umur produksi yang

cukup lama dan perolehansekitar 20 - 60 %, yang lebih besar jika dibandingkan

dengan jenis solution gas drive. Minyak sisa yang masih tertinggal di dalam

reservoar ketika lapangan ditutup adalah lebih kecil jika dibandingkan dengan

reservoar jenis solution gas drive.


40/84

Gambar 3.9.

Reservoar Gas Cap Drive2)

Pada Gambar 3.10., menunjukkan tekanan reservoar turun perlahan dan

kontiniyu, GOR permukaan naik secara kontiniyu didalam sumur-sumur produksi,

produksi air dianggap tidak ada, dengan adanya peningkatan GOR akan

berpengaruh pada perolehan kumulatif minyak sehingga mengalami penurunan.

Gambar 3.10.

Perilaku Produksi Reservoar Gas Cap Drive 2)

3.5.1.3. Reservoar Solution Gas Drive

Reservoar ini sering disebut juga depletion drive (Gambar 3.11.)

Mekanisme pendorongannya berasal dari terbebasnya gas yang semula terlarut

dalam minyak karena adanya penurunan tekanan reservoar. Dianggap tidak ada


41/84

gas yang terdapat di reservoar sehingga reservoarnya tidak jenuh, dan juga tidak

terdapat water driveyang aktif.

Penurunan tekanan reservoar menyebabkan fluida mengalir dari reservoar

menuju lubang bor melalui pori-pori batuan reservoar. Penurunan tekanan

reservoar disekitar sumur bor akan menimbulkan fasa gas. Pada saat awal, karena

saturasi gas masih kecil, maka gas terperangkap pada ruang antar butiran

reservoarnya dan setelah tekanan reservoar cukup kecil dan gas sudah terbentuk

banyak serta dapat bergerak, maka gas turut serta terproduksi ke permukaan.

Pada Gambar 3.12. menunjukkan perilaku produksi dari reservoar

solution gas drive. Reservoar ini memiliki karakteristik, seperti: 1). Penurunan

tekanan reservoar yang relatif cepat. Tidak ada fluida lain atau tudung gas bebas

yang besar yang akan menempati ruang pori yang dikosongkan oleh minyak yang

diproduksi, 2). Tidak ada produksi air sehingga sedikit atau bahkan tidak ada air

yang diproduksi bersama minyak selama produksi, 3). Productivity Index turun

dengan cepat, 4). GOR mula-mula kecil kemudian naik dengan cepat akibat

terbebaskannya sejumlah gas dari minyak sampai maksimum, kemudian turun

akibat adanya ekspansi gas dalam reservoar, 5). Faktor perolehan rendah.

Produksi minyak biasanya menghasilkan perolehan yang tidak efisien yang

berkisar antara 5 % - 30 %.


42/84

Gambar 3.11.

Reservoar Solution Gas Drive 2)

3.5.1.4. Reservoar Gravity DrainageDrive

Gravity drainage atau Segregation drive reservoir (Gambar 3.13.)

merupakan energi pendorong minyak bumi yang berasal dari kecenderungan gas,

minyak dan air membuat suatu keadaan yang sesuai dengan massa jenisnya

(karena gaya gravitasi). Besarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity

minyak, permeabilitas zona produktif dan kemiringan formasi. Mekanisme

pendorongan ini sering ditemui pada reservoar dengan relief struktur geologi yang

tinggi, dimana zona minyak ditutupi oleh gas cap.

Tenaga pendorongan jenis ini disebut juga gravity driveatau external gas

drive, yang mempunyai karakteristik, seperti: 1). Penurunan tekanan reservoar

yang tidak terlalu tajam dibandingkan dengan depletion drive, 2). Kenaikkan

GOR cukup cepat, hal ini disebabkan karena mobilitas gas yang lebih lebih besar

dari minyak sehingga produksi gas naik dengan cepat, 3). Produksi air diabaikan,

4). Faktor perolehan 20 60 %. Pada Gambar 3.14, menunjukkan tekanan

reservoar mengalami penurunan yang tajam ketika diproduksikan, sehingga

berpengaruh pada GOR yang dapat naik pada saat tertentu dan mengalami

penurunan sebagai efek gravitydrainage.


43/84

Gambar 3.12.

Perilaku Produksi Reservoar Solution Gas Drive 2)

Gambar 3.13.

Reservoar Gravity Drainage Drive 3)

Gambar 3.14.

Perilaku Produksi Reservoar Gravity Drainage 3)

3.5.1.5. Reservoar Combination Drive

Tidak jarang dalam keadaan sebenarnya energi pendorongan reservoar

bekerja bersamaan dan simultan. Bila demikian, maka energi pendorongan yang

bekerja pada reservoar itu merupakan kombinasi beberapa energi pendorongan,

sehingga dikenal dengan combination drive reservoir. Kombinasi yang umum


44/84

dijumpai adalah gas cap drive dengan water drive. Sehingga sifat-sifat

reservoarnya menjadi lebih kompleks. Gas yang terdapat pada gas cap akan

mendesak kedalam formasi minyak, demikian pula dengan air yang berada pada

bagian bawah dari reservoar tersebut.

Mekanisme pendorongan combination drive seperti pada Gambar 3.15.,

ini memiliki karakteristik, seperti: 1). Penurunan tekanan reservoar relatif cepat,

karena perembesan air dan pengembangan gas tidak cukup untuk

mempertahankan tekanan reservoar, 2). Perembesan air secara perlahan masuk di

bagian bawah reservoar, 3). gas cap yang kecil akan meningkatkan kenaikan

GOR apabila gas tersebut mengembang, 4). Faktor perolehan lebih besar

dibandingkan depletion drive dan lebih rendah dari water drivedan gas cap drive.

Pada Gambar 3.16. menunjukkan perilaku produksi dari combination

drive reservoirdengan water driveyang lemah dan tidak ada pembentukan gas

cap awal, tekanan reservoar mengalami penurunan yang tajam dengan adanya

produksi minyak kumulatif sehingga berpengaruh pada kenaikan daripada GOR

dan WOR.

Gambar 3.15.

ReservoarCombination Drive 2)


45/84

Gambar 3.16.

Perilaku Produksi Reservoar Combination Drive3)

3.5.2. Indeks Pendorongan Reservoar

Pada saat reservoar diproduksikan, ada satu atau lebih mekanisme

pendorongan yang bekerja pada reservoar tersebut. Mekanisme pendorongan

tersebut dapat berupa pengembangan gas terlarut (solution gas driveatau disebut

juga depletion drive), pendorongan air (water drive), pengembangan tudung gas

(gas cap drive) dan pengembangan dari batuan dan fluida reservoar.

Jika terdapat lebih dari satu mekanisme pendorongan yang bekerja pada

suatu reservoar, maka kontribusi masing-masing mekanisme pendorongan pada

perolehan minyak dinyatakan oleh suatu angka yang disebut dengan drive index

yang merupakan fraksi volume (underground withdrawal) yang terambil akibat

mekanisme pendorongan tertentu. Menurut Pirson, drive index untuk keempat

mekanisme pendorongan tersebut diatas adalah:

- DDI = Depletion Drive Index

- SDI = Segregation(gas cap)Drive Index

- WDI = Waterdrive Index

- EDI = Fluid and Rock Expansion Drive Index

Jika kompresibilitas air dan pori diperhitungkan, maka Persamaan (3-12)

menjadi:

( )[ ] ( ) ( )[ ] ( ) oigi

g

oigsosoioiogsopop BNmB

BBNmBRRBBNBRRBN ++

++=+ 11

( wpe

wc

fwwcBWWP

S

ccS+

+

1) ......................................................................(3-56)

Apabila Persamaan (3-56) dibagi dengangsopop BRRBN + , yaitu produksi

kumulatif minyak dan gas yang dihitung pada kondisi reservoar pada tekanan


46/84

(P = Pi Pres) yang dalam hal ini sama dengan volume total akibat ekspansi

fluida dan pori di reservoar ditambah dengan net water influx, maka diperoleh:

( )[ ]( )[ ]

( ) ( )

( )[ ] ( )[ ]

( ) ( )

( )[ ]( )

( )[ ])573.........(..........

11

1

+

+

+

++

+

+

++

+=

+

+

gsopop

wpe

gsopop

wc

fwwc

oi

gsopop

gi

g

oi

gsopop

gsosoioio

gsopop

gsopop

BRRBN

BWW

BRRBN

PS

ccSmBN

BRRBN

B

BBNm

BRRBN

BRRBBN

BRRBN

BRRBN

Pembilang pada suku pada ruas kanan Persamaan (3-57) diatas adalah

masing-masing ekspansi minyak dengan solution gas, ekspansi initial gas cap,

ekspansi fluida dan batuan dan net water influx. Sehingga dapat dikatakan bahwa

masing-masing suku pada ruas kanan tersebut adalah fraksi volume minyak dan

gas terproduksi akibat masing-masing mekanisme pendorongan. Pirson

mendefinisikan masing-masing fraksi tersebut sebagai drive indexseperti terlihat

sebagai berikut:

( ) ( )

( )[ ]gsopop

oi

gsosoioio

oi

BRRBN

B

BRRBBBN

DDI+

+

= ....................................................(3-58a)

( )[ ]gsopopgi

g

oi

BRRBN

B

BmBN

SDI

+

=

1

........................................................................(3-58b)

( )[ ]gsopop

wpe

BRRBN

BWWWDI

+

= .......................................................................(3-58c)

EDI =

( ) ( )

( )[ ]

+

++

gsopop

wc

fwwc

oi

BRRBN

PS

ccSmBN

11

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

58d)


47/84

Sehingga jelas bahwa DDI + SDI + WDI + EDI = 1

3.6. Penentuan Kumulatif Perembesan Air (Water Influx)

Water influxadalah jumlah kumulatif air yang masuk dari lapisan aquifer

ke dalam reservoar hidrokarbon pada saat proses produksi. Water influx

berhubungan dengan sifat-sifat fisik aquifer, seperti sifat fisik batuan dan sifat

fisik fluida aquifer. Perhitungan water influxini tentunya membutuhkan data sifat

fisik aquifer tersebut. Metode perhitungan kumulatif perembesan air terdiri atas

dua cara, yaitu metode Schilthuis (steady-state aquifer) dan metode van

Everdingen-Hurst(unsteady-state aquifer).

3.6.1. Metode Schilthuis(Steady-State Aquifer)

3.6.1.1. Penentuan Kumulatif Perembesan Air (We)

Metode Schilthuismerupakan metode yang paling mudah dilakukan untuk

menghitung besarnya kumulatif perembesan air. Model ini mengasumsikan bahwa

aquifer sangat luas dan sangat permeabel. Aquifer dengan permeabilitas sangat

besar menyebabkan tidak adanya gradien tekanan reservoar melewati aquifer dan

aquifer yang sangat luas menyebabkan tekanan aquifer tidak mengalami

penurunan (sama dengan tekanan awal aquifernya). Gambar 3.17.menunjukkan

analogi hidrolika untuk metode Schilthuis (steady-state). Tekanan permukaan

pada tangki aquifer selalu tetap dan konstan pada (Pi). Tangki ini kemungkinan

berhubungan dengan aquifer artesian yang di-recharge oleh air permukaan atau

ukuran aquifer sangat luas bila dibandingkan dengan ukuran reservoar

hidrokarbonnya.

Perangkap reservoar hidrokarbon dalam sistem aquifer-reservoar dianggap

kecil, paling tidak jika dibandingkan dengan luas reservoar. Tangki aquifer juga

diasumsikan mempunyai permeabilitas yang sangat besar sehingga tekanan

permukaan tetap walaupun terdapat fluida yang mengalir ke reservoar, hal ini

ditunjukkan pada Gambar 3.17.. Hambatan aliran diasumsikan berada pada

daerah batas minyak-air (water-oil contact), hal ini ditunjukkan dalam bentuk

sand-filled pipe pada analogi hidrolika diatas. Kenyataannya terdapat hambatan


48/84

aliran pada daerah batas minyak-air yang berkaitan dengan efek permeabilitas

relatif.

Persamaan dasar untuk metode Schilthuis ini merupakan penurunan dari

hukum Darcy yang mempunyai asumsi alirannya merupakan steady-state.

Tekanan aquifer dianggap tidak berubah, namun tekanan di reservoar turun karena

adanya fluida yang diproduksikan. Perbedaan tekanan yang melewati batas

minyak - air tentunya akan berubah menjadi semakin besar seiring dengan adanya

produksi, sehingga laju perembesan air bukanlah murni steady-state tetapi

diperlakukan sebagai aliran steady-state.

Gambar 3.17.

Analogi Hidrolika untuk Metode Schilthuis 9)

Perhitungan kumulatif perembesan air dengan metode Schilthuisini dapat

dilakukan apabila sistem aquifer - reservoar mempunyai permeabilitas lebih besar

dari 50 mD. Aquifer ini paling tidak mempunyai ukuran sebesar 10 sampai 20 kali

ukuran reservoar hidrokarbon. Hasil perhitungan akan lebih baik jika ukuran

aquifer 100 kali ukuran reservoarnya.

Penurunan metode Schilthuisdimulai dari persamaanDarcy

( )PPCq isw = (3-59)


49/84

Keterangan:

qw = laju alir air melewati batas minyak-air.

Cs = konstanta aquifer (termasuk didalamnya parameter tetap persamaan Darcy,

seperti viskositas air, konstanta geometri) yang berhubungan dengan

deliverabilitas aquifer, RB/ waktu/ psi.

Pi = tekanan awal (tekanan aquifer), psi.

P = tekanan statis reservoar, psi.

Persamaan material-balance ditujukan untuk menentukan kumulatif

perembesan air sehingga Persamaan (3-59)menjadi:

dt)P(PCW

t

0

ise = ........(3-60)

Persamaan (3-60)kemudian disederhanakan dari bentuk integral menjadi

bentuk penjumlahan, dengan demikian grafik waktu produksi (t) terhadap tekanan

reservoar dibagi dalam interval waktu (Gambar 3.18.). Berdasarkan pembagian

interval waktu, kumulatif perembesan air dapat dirumuskan sebagai berikut:

( ) ( )[ jn

1j

j1jisne tPP0,5PCW = += ] ......(3-61)

Keterangan:

(We)n = kumulatif perembesan air, BBL.

Pi = tekanan awal reservoar, psi.

jP = tekanan statik reservoar pada waktu tj, psi.

jt = interval waktu antara tj-1dan tj.

Metode ini tidak secara langsung memperhitungkan laju perembesan air,

namun perubahan laju perembesan air ini dianggap secara otomatis

mempengaruhi aquifer influx. Sistem antara reservoar hidrokarbon dan aquifer

dianggap tidak mempunyai kompresibilitas. Aquifer bereaksi dengan cepat

terhadap perubahan tekanan. Metode Schilthuistidak sesuai dengan kenyataannya,

namun merupakan metode yang mudah untuk digunakan.

3.6.1.2. Penentuan OOIP dan Cssecara Simultan


50/84

Metode Schilthuis digunakan dalam persamaan material-balance untuk

menentukan dua parameter, yaitu:

1. Menentukan Original Oil in Place(OOIP).

2. Menentukan konstanta perembesan air (konstanta Schilthuis), (Cs). Konstanta

ini berhubungan dengan perbandingan antara laju perembesan air dengan

perubahan tekanan reservoar melewati batas minyak - air.

Persamaan material-balancemenjadi:

D

WNN ea += ......(3-62)

Substitusi persamaan Schilthuisterhadap Persamaan (3-62)menghasilkan:

+=

D

tPCNN sa ..(3-63)

Keterangan:

Na = apparent oil in place(asumsi We= 0), STB.

N = original oil in place, STB.

tP

= integral dari penurunan tekanan reservoar melewati batas minyak - airterhadap waktu produksi.

D = denominator (penyebut) pada persamaan material balance.

(N) dan (Cs) diasumsikan konstan, maka Persamaan (3-63) merupakan

persamaan garis lurus (y = mx + b). Garis lurus tersebut merupakan plot

D

tP terhadap (Na). Gambar 3.19. menunjukkan plot garis lurus untuk

metode Schilthuis. Garis lurus tersebut diekstrapolasi sampai sumbu y,

sehingga didapatkan harga (N). Slope dari garis lurus merupakan harga (Cs). Jika

plot tersebut tidak menunjukkan garis lurus, maka asumsi metode Schilthuistidak

berlaku untuk sistem reservoar - aquifer dan metode ini sebaiknya tidak

digunakan.

3.6.2. Metode van Everdingen-Hurst(Unsteady-State)

3.6.2.1. Penentuan Kumulatif Perembesan Air (We)


51/84

Gambar 3.20. menggambarkan analogi hidrolika untuk metode van

Everdingen-Hurst. Sistem aquifer - reservoar ditunjukkan dengan tangki yang

tersusun seri dan dihubungkan dengan pipa yang terisi pasir. Setiap tangki

mempunyai tekanan masing-masing (P1, P2, P3, P4 dan P), dimana tekanannya

lebih kecil apabila dibandingkan dengan Pi. Tekanan reservoar hidrokarbon, (P)

merupakan tekanan pada batas minyak-air yang merupakan batas dalam aquifer.

Analogi itu menunjukkan bahwa tekanan di sistem aquifer - reservoar tidak

mungkin stabil walapun jumlah tangki aquifernya tidak terhingga.

Metode van Everdingen-Hurstmemiliki beberapa asumsi, yaitu:

1. Aliran air dari lapisan aquifer menuju reservoar hidrokarbon merupakan aliran

radial, seperti ditunjukkan pada Gambar 3.21..

2. Penurunan tekanan reservoar melewati lapisan aquifer adalah konstan untuk

setiap time step.

3. Sifat-sifat fisik aquifer tetap dan seragam.

Gambar 3.18.Plot Waktu Produksi (t) terhadap Tekanan Reservoar

9)


52/84

Gambar 3.19.

Plot

D

tP terhadap Na(Metode

Schilthuis)9)

Gambar 3.20.

Analogi Hidrolika untuk Metode van

Everdingen-Hurst9)


53/84

Gambar 3.21.

Aliran Radial Water Influx9)

Persamaan kumulatif perembesan air dengan metode van Everdingen-

Hurstberdasarkan ketiga asumsi diatas dapat dituliskan seperti:

[ ]DfeAe QPrchW =

22 .................(3-64)

Keterangan:

= fraksi yang bernilai 0 sampai 1 yang menggambarkan kondisi aquifer

yang mengelilingi reservoar.

We = kumulatif perembesan air, cm3.

h = ketebalan bersih aquifer, cm.

A = porositas aquifer, fraksi.

ce = kompresibilitas efektif aquifer, atm-1.

rf = radius reservoar, cm.

P = perbedaan tekanan melewati aquifer, atm.

QtD = fungsi kumulatif perembesan air (dikembangkan oleh van Everdingen-

Hurst).

tD = dimensionless timeberdasarkan radius reservoar.

= 2few

A

rc

tk

..........(3-65)

dan,

kA = permeabilitas aquifer, darcy.

t = waktu, detik.

w = viskositas air, cp

Persamaan (3-64)dapat dituliskan seperti:

tDve QPCW = ................(3-66)


54/84

Keterangan:

2

2 feAv rchC = .....(3-67)

Persamaan (3-64)diturunkan dalam unit besaran lapangan, menjadi

[ ]DfeAe

QPrchW = 2119.1 .....(3-68)

Keterangan:

We = reservoir barrel(RB).

h =feet(ft).

ce = psi-1.

rf = ft.

P = psi.

tD = 2few

A

rc

tk0.00633

...........(3-69)

= A x t .......(3-70)

kA = permeabilitas aquifer, mD.

t = waktu, hari.

A =2

few

A

rC

k0.00633

.....(3-71)

Keseluruhan persamaan diatas mengasumsikan bahwa (P) adalah

konstan, oleh karena itu perlu dimodifikasi sehingga dapat digunakan sesuai

kenyataan di lapangan. Prinsip superposisi digunakan untuk mengatasi hal ini,

melalui persamaan diferensial parsial untuk aliran radial

t

P

k

C

r

P

r

1

r

P ew2

2

=

+

(3-72)

Keterangan:

P = tekanan pada posisi radial (r) tertentu dan waktu (t) tertentu.

r = posisi radial dari pusat reservoar, cm.

t = waktu, detik.


55/84

Persamaan (3-72)merupakan persamaan diferensial parsial linear, dengan

demikian prinsip superposisi dapat digunakan. Gambar 3.22. menunjukkan plot

waktu produksi (t) terhadap tekanan reservoar pada batas minyak - air, hal ini

bertujuan untuk menerapkan prinsip superposisi.

Bentuk curvilinear waktu produksi (t) terhadap tekanan reservoar harus

diperkirakan dalam urutan tekanan yang konstan. Perkiraan ini akan mendekati

sebenarnya apabila interval waktunya lebih kecil. Time step yang kecil akan

menghasilkan garis yang mendekati linear untuk setiap interval waktunya.

Gambar 3.22.

Plot Waktu Produksi (t) terhadap Tekanan

Batas Minyak - Air 9)

(P) yang digunakan pada setiap interval merupakan nilai rata-rata antarainterval tekanan awal dan interval tekanan akhir. Perbedaan antara (P) pada

interval sebelum dan sesudahnya disebabkan oleh adanya pengaruh perembesan

air. Penentuan P dapat dihitung dengan menggunakan persamaan sebagai

berikut:

( ) ( )101001 PP0.5PP0.5PP =+=

( ) ( ) ( )2021102 PP0.5PP0.5PP0.5P =++=

( ) ( ) ( )3132213 PP0.5PP0.5PP0.5P =++=


56/84

( ) ( ) )P0.5(PPP0.5PP0.5P 4243324 =++=

Keterangan:P0= P1

Persamaan umum yang digunakan untuk menentukan perbedaan tekanan, yaitu:

Untuk j = 1

P1= 0,5 (P0-P1) .....(3-73) Untuk j > 1

Pj= 0.5 (Pj-2 Pj) ..(3-74)

Persamaan (3-64) dikombinasikan dengan Persamaan (3-73) dan (3-74)

menghasilkan persamaan water influxuntuk metode van Everdingen-Hurst, yaitu :

.......(3-75)([=

=n

1j

1jnjve ttAQPCW )]

)]

Keterangan:Dalam unit Darcy : .........................................................(3-76)22

feAv rchC =

Dalam unit lapangan : .................................................(3-77)2119.1feAv

rchC =

Persamaan water influx menjadi lebih mudah ketika interval waktu adalah sama.

Jika interval waktu dinotasikan sebagai (t), maka persamaannya menjadi :

..............(3-78)( )([=

+=n

j

jve tjnAQPCW1

1

3.6.2.2. Penentuan OOIP dan Cvsecara Simultan

Sama halnya dengan metode Schilthuis, pada metode van Everdingen-

Hurst ini digunakan untuk menentukan OOIP dan (Cv) secara simultan setelah

jumlah kumulatif perembesan air (We) telah diketahui.

Persamaan (3-67) disubstitusikan dalam Persamaan (3-62)menjadi:

( )( )[ ]

D

t1jnAQPCNN

j

va

++= .....(3-79)


57/84

Persamaan (3-79) mempunyai tiga harga yang tidak diketahui, yaitu (N), (Cv)

dan (A). Metode VEHmenggunakan plot garis lurus (D

Q

P D ) terhadap (Na),

seperti ditunjukkan pada Gambar 3.23., dimana (N) merupakan intercept

ekstrapolasi garis lurus pada sumbu y dan (Cv) merupakan slope dari garis lurus

tersebut.

BAB IV

PENENTUAN VOLUME HIDROKARBON DITEMPAT (OOIP)

DENGAN METODE CARET

4.1. Pengertian Perilaku Reservoar Water Drive

Perilaku reservoar adalah merupakan gambaran mengenai kelakuan produksi

pada suatu reservoar yang meliputi tekanan (P), laju produksi minyak, gas, dan air

(q), perbandingan gas-minyak (GOR), serta perbandingan minyak-air (WOR) dan

termasuk juga produksi kumulatif terhadap waktu. Dengan melakukan plotting

data-data yang didapatkan melalui tes terhadap tekanan dan pengukuran laju

produksi dari sumur pada reservoar tersebut, maka akan diperoleh gambaran

secara grafis mengenai perilaku reservoar pada interval waktu tertentu. Reservoar

water drive adalah reservoar yang mendapatkan tenaga dorong berasal dari air


58/84

dari aquifer yang masuk ke reservoar tersebut, adapun beberapa penyebab

masuknya air dari aquifer ke reservoar adalah sebagai berikut :

1 Karena pengembangan air yang berada di dalam aquifer sebagai akibat

penurunan tekanan reservoar, yang disebabkan karena diproduksikannya

minyak ke permukaan sehingga tekanan pada batas minyak-air (Pwoc) akan

lebih besar dari tekanan reservoar (Pres), yang kemudian akan

mengakibatkan berubahnya batas minyak-air (WOC) menjadi lebih ke atas

dari kondisi semula.

2 Pengembangan butiran batuan didalam aquifer yang mengakibatkan

porositas batuan mengecil.

3 Pengembangan minyak didalam reservoar sebagai akibat menurunnya

tekanan reservoar karena minyak diproduksikannya ke permukaan.

4 Adanya sumber air (danau,laut,sungai) yang berhubungan secara

hidrodinamik dengan reservoar.

Terdapat beberapa hal yang menjadi ciri dari suatu reservoar dengan tenaga

pendorong air (water drive reservoir) sehingga kita dapat mengenali suatu

reserv

afdhol zikri teknik(minyak)oke

Documents