LONTARA-FIELD DEVELOPMENT OPTIMIZATION...

Sakti Tanripada, 12204051, Sem 2 2007/2008 1

LONTARA-FIELD DEVELOPMENT OPTIMIZATION USING RESERVOIR SIMULATION

Optimasi Pengembangan Lapangan LONTARA dengan Simulasi Reservoir

Oleh :

Sakti Tanripada* SARI

Rencana pengembangan lapangan merupakan hal yang sangat penting untuk dilakukan di industri perminyakan,

mengingat biaya yang dibutuhkan dalam memproduksikan suatu lapangan sangatlah besar. Rencana pengembangan

lapangan yang komprehensif dapat dilakukan dengan bantuan simulator secara hemat, yang dapat meramalkan performa

reservoir dengan cukup akurat dengan mengakomodasi model geologi di bawah berbagai kondisi operasi.

Lapangan LONTARA merupakan lapangan minyak yang dapat dikategorikan sebagai marginal field. Marginal

Field adalah lapangan minyak yang telah memasuki periode penurunan produksi. Pengembangan lapangan marjinal dapat

dilakukan dengan menambah sumur atau mengoptimalkan sumur yang telah ada.

Rencana pengembangan lapangan yang diusulkan pada Lapangan LONTARA dibagi menjadi 6 skenario yaitu

skenario dasar, workover, infill drilling, workover + infill drilling, peripheral water injection, dan pattern water injection.

Area yang masih memiliki potensi yang baik berdasarkan analisa beberapa parameter kemudian

diimplementasikan/disimulasikan kedalam lima skenario pengembangan lapangan yang diusulkan. Dengan demikian

dapat diprediksi profil produksi serta perolehan minyak yang dihasilkan, sehingga dengan studi ini, dapat diperoleh suatu

usulan skenario pengembangan terbaik yang dapat diimplementasikan pada Lapangan LONTARA.

Kata Kunci : Rencana Pengembangan Lapangan, Simulasi Reservoir, Workover, Infill Drilling, Peripheral Water

Injection, Pattern Water Injection, Incremental Recovery.

ABSTRACT

Plan of Development (POD) is a very important thing that have to conducted in oil industry, whereas a lot of money

needed to producing an oil field. A comprehensive Plan of Development can be conducted thriftily by using simulator,

which can predict reservoir performance accurately by accommodating the geological model under various operating

condition.

LONTARA-Field can be considered as a marginal field/brownfield. Marginal field is an oilfield with declining

production rate. The Development of marginal field can be done by adding more wells (infill drilling) or optimizing the

existing wells.

The POD that offered in LONTARA-Field can be divided into six scenarios that are base case, workover, infill

drilling, workover + infill drilling, peripheral water injection, and pattern water injection. Area that still have a good oil

potential based on analysis of several paremeters then implemented into five development scenario that offered by

reservoir simulation. Therefore the production profile and its incremental oil recovery can be predicted, therefore by this

study, the best Plan of Development scenario can be recommended to be implemented in LONTARA field.

Keywords : Reservoir Simulation, Plan of Development, Workover, Infill Drilling, Peripheral Water Injection, Pattern

Water Injection, Incremental Recovery.

*) Students of Petroleum Engineering - Institut Teknologi Bandung

TM-FTTM-ITB Sem 2 2006/2007 2

I. INTRODUCTION

Lapangan LONTARA merupakan lapangan

minyak yang dibagi menjadi empat area produksi

(Fig.1) yang dipisahkan oleh patahan utama yang

besifat sealing. Pada setiap area produksi terdapat

beberapa patahan yang bersifat leaking. Studi optimasi

pengembangan lapangan ini dilakukan pada seluruh

area produksi.

Lapangan LONTARA mulai diproduksikan pada

April 1937. Jumlah sumur yang telah dibor mencapai

44 sumur yang semuanya merupakan sumur produksi.

Namun pada akhir tahun 2005, produksi minyak dari

lapangan ini berhenti, sehingga tidak satupun sumur

produksi yang aktif.

Kumulatif minyak yang telah diperoleh sampai

dengan akhir 2005 berjumlah 19,059,900 STB dimana

perolehan minyak yang dicapai baru sebesar 29.32%

dari Original Oil in Place (OOIP) sebesar 65x106 STB.

Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk

meningkatkan produksi minyak dari Lapangan

LONTARA. Usaha yang dilakukan adalah dengan

membuat suatu skenario pengembangan lapangan

dengan menggunakan simulasi reservoir.

Simulasi reservoir ini dilakukan dengan tujuan

agar dapat ditentukan suatu skenario pengembangan

lapangan terbaik untuk meningkatkan perolehan minyak

yang dapat dijadikan usulan dalam pengembangan

Lapangan LONTARA, dengan biaya yang relatif

murah, serta usaha yang efektif dan efisien.

Untuk menyusun skenario pengembangan

lapangan, diperlukan pengamatan serta analisis terhadap

model reservoir yang representatif dengan kondisi

reservoir aktual. Beberapa paramater yang perlu

diperhatikan dalam menentukan zona yang masih

berpotensi diantaranya adalah dengan memperhatikan

peta distribusi saturasi fluida, permeabilitas, oil per unit

area, tekanan, dan letak geologikal sumur. Dengan

berdasarkan analisa parameter-parameter tersebut dapat

diusulkan beberapa skenario pengembangan yang

kemudian disimulasikan sehingga diperoleh skenario

pengembangan lapangan yang terbaik untuk

diimplementasikan pada Lapangan LONTARA.

Fig. 1 – Production Area

II. RESERVOIR MODEL

Dalam melakukan simulasi reservoir perlu

dibentuk suatu model reservoir yang dapat

merepresentasikan kondisi reservoir yang sebenarnya.

Dalam melakukan simulasi reservoir

pengembangan Lapangan LONTARA ini digunakan

simulator komersial CMG (Computer Modelling

Group), dengan tipe Black Oil Simulator/IMEX. Tipe

grid yang digunakan adalah non-orthogonal corner

point dengan gridding model 119x175x8, sehingga

struktur reservoir dapat dimodelkan dengan sangat baik.

Deskripsi properti reservoir pada Lapangan

LONTARA ditunjukkan pada tabel dibawah ini :

Table 1 - Reservoir Properties

Parameter Value

Depth, ft 2240 Thickness, ft 64 Porosity 0.19 Permeability, mD 571 Initial Pressure, psi 1278 Nowdays Pressure, psi 964 Temperature, oF 162 Bubble Point Pressure, psi 1149 Rock Compessibility, psi‐1 3 x 10-5

Deskripsi properti fluida pada Lapangan

LONTARA ditunjukkan pada tabel berikut ini :


Table 2 - Fluid Properties

Parameter Value

Oil Density, kg/m3 766.67 Stock Tank Oil Gravity 0.7674 Stock Tank Oil Gravity, API 58.88 Gas Density, kg/m3 1.8697 Gas Gravity 1.5285 Water Density, kg/m3 989.854 Water Compressibility, kPa‐1 1x10-7 Water FVF 1.01686 Water Viscosity, cp 0.5079

PVT properties dari Lapangan LONTARA

ditunjukkan oleh grafik-grafik dibawah ini :

Oil Formation Volume Factor

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

1.3

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Pressure (psi)

Bo (b

bl/STB

)

Fig. 2 – Oil Formation Volume Factor

Oil & Gas Viscosity

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

0.5

0.55

0.6

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Pressure (psi)

Visco

sity (c

p)

0.0110.0120.013

0.0140.0150.0160.0170.018

0.0190.020.021

Oil

Gas

Fig. 3 – Oil and Gas Viscosity

Solution Gas Oil Ratio

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Pressure (psi)

Rs (s

cf/STB

)

Fig. 4 – Solution Gas Oil Ratio

Gas Formation Volume Factor

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Pressure (psi)

Bg (c

uft/scf)

Fig. 5 – Gas Formation Volume Factor

Meskipun Lapangan LONTARA memiliki PVT

property yang sama di semua area produksi, namun

dalam pemodelan dibagi menjadi tiga daerah PVT

dikarenakan memiliki perbedaan kondisi awal water oil

contact (WOC) dan gradient tekanan reservoir antara

area 1, area 2 & 3, serta area 4, seperti yang ditunjukkan

pada tabel berikut ini :

Table 3 – Initial Water Oil Contact

PVT Zone

Area WOC (ft)

Ref Pres (psi)

Ref Depth (m)

1 1 3047.6 1460 3047.6 2 2 & 3 2598.5 1309 2598.5 3 4 2438 1206.6 2438

Pembagian PVT region dalam model reservoir

Lapangan LONTARA ditunjukkan oleh gambar berikut

ini :

Fig. 6 - PVT Region 3-D


Fig. 7 - PVT Region 2-D

Dalam pemodelan rock type pada Lapangan

LONTARA terdapat 16 tipe/sifat batuan yang berbeda

dalam hal karakteristik permeabilitas relatifnya. Profil

permeabilitas relatif keenambelas tipe batuan tersebut

ditunjukkan pada lampiran (Fig. 32).

III. RESERVOIR MODEL VALIDATION

Model reservoir yang dibuat perlu untuk divalidasi

terhadap kondisi serta performa reservoir aktual,

sehingga model reservoir tersebut mampu

merepresentasikan sebaik mungkin kondisi sebenarnya

di reservoir aktual.

Validasi model reservoir yang dilakukan adalah

dengan menyelaraskan OOIP pada model reservoir

dengan OOIP di reservoir aktual.

Hasil perhitungan secara volumetrik oleh geologist

menyatakan OOIP pada Lapangan LONTARA adalah

sebesar 65x106 STB, nilai ini hanya berbeda 0.085%

dari OOIP pada model reservoir sebesar 64,944,570

STB.

Validasi model reservoir yang berikutnya adalah

dengan menyelaraskan performance reservoir aktual

dengan hasil simulasi pada model reservoir yang

dibangun, dimana performance ini dinyatakan dalam

production history dari lapangan aktual, sehingga

proses validasi ini dikenal dengan istilah history

matching.

Hasil history matching ditunjukkan oleh grafik-

grafik pada gambar berikut ini :

Fig. 8 - Liquid Rate Matching

Fig. 9 - Oil Rate Matching

Fig. 10 - Water Rate Matching

IV. RESERVOIR PROPERTY DISTRIBUTION

Berikut merupakan gambar distribusi properti pada

model reservoir Lapangan LONTARA pada waktu awal

(April 1937) serta pada saat akhir sebelum dimulainya

simulasi skenario pengembangan (January 2009).

Distribusi properti reservoir ini merupakan acuan

dalam menyusun skenario pengembangan lapangan.


Fig. 11 - Porosity Distribution – 2D Map

Fig. 12 - Permeability Distribution – 2D Map

Fig. 13 - Initial WOC – 2D Map

Fig. 14 - WOC in Jan 2009 – 2D Map

Fig. 15 - Initial Oil Saturation – 2D Map

Fig. 16 - Oil Saturation in Jan 2009 – 2D Map

Fig. 17 – Initial Pressure Distribution – 2D Map

Fig. 18 - Pressure Distribution in Jan 2009 – 2D Map


V. DEVELOPMENT SCENARIO

Skenario pengembangan pada Lapangan

LONTARA terdiri atas enam skenario yaitu base case,

workover, infill drilling, workover+infill, peripheral

water injection, dan pattern water injection.

Keenam skenario pengembangan tersebut

disimulasikan selama sepuluh tahun dimulai pada tahun

2009 sampai dengan 2019.

Dalam memilih kandidat sumur beberapa properti

reservoir menjadi hal yang penting untuk diperhatikan,

diantaranya adalah peta distribusi saturasi fluida,

tekanan, permeabilitas, oil per unit area, dan letak

geologikal sumur pada lapangan tersebut.

Skenario 1 (Base Case)

Skenario 1 merupakan skenario dasar dimana

lapisan-X diproduksikan dengan menggunakan kondisi

operasi yang ada pada saat ini.

Skenario 2 (Workover/Perforation Shifting)

Pada skenario 2 dilakukan workover pada sumur-

sumur yang terletak di daerah yang masih memiliki

potensi untuk diproduksikannya minyak. Pada proses

workover ini perforasi sumur diperbaiki dengan

menutup perforasi pada zona yang memiliki saturasi air

yang tinggi kemudian membukanya pada zona minyak.

Pemilihan sumur yang akan diworkover adalah

berdasarkan peta distribusi saturasi fluida,

permeabilitas, oil per unit area, tekanan, dan letak

geologikal sumur.

Letak sumur-sumur yang diworkover ditunjukkan

pada Fig. 19 - 21.

Fig. 19 - Workover Well in Area 1

Fig. 20 - Workover Well in Area 2

Fig. 21 - Workover Well in Area 3 & 4

Skenario 3 (Infill Well)

Skenario 3 dilakukan dengan menambah beberapa

sumur baru pada daerah yang memiliki potensi

produktivitas yang masih tinggi serta belum terkuras.

Penempatan sumur baru ini juga memperhitungkan

penyebaran permeabilitas disekitar lubang sumur. Letak

sumur-sumur baru ditunjukkan pada Fig. 22 – 23.

Fig. 22 – Infill Well in Area 3


Fig. 23 – Infill Well in Area 2

Skenario 4 (Workover + Infill Drilling)

Skenario 4 merupakan penggabungan antara

skenario 2 (workover) dan skenario 3 (infill drilling).

Pada skenario ini dilakukan workover pada sumur-

sumur yang terletak pada daerah-daerah yang masih

memiliki potensi untuk diproduksikannya minyak dan

juga dengan membuat beberapa sumur baru pada daerah

yang memiliki produktivitas yang masih tinggi dan

belum terkuras.

Skenario 5 (Peripheral Water Injection)

Pada skenario ini sumur-sumur yang terletak di

tepi reservoir dan telah memiliki saturasi air yang tinggi

diubah menjadi sumur injeksi. Fluida injeksi yang

digunakan adalah air. Dengan demikian sumur-sumur

injeksi akan mengelilingi sumur-sumur produksi yang

terletak di tengah dan berada pada zona minyak yang

masih produktif, sehingga minyak akan terdesak oleh

injeksi air dari sumur peripheral menuju sumur-sumur

produksi, seperti ditunjukkan pada Fig. 24 - 25

Fig. 24 - Peripheral Water Injection in Area 1

Fig. 25 - Peripheral Water Injection in Area 2

Skenario 6 (Pattern Water Injection)

Pada skenario ini beberapa sumur produksi diubah

menjadi sumur injeksi yang keseluruhan sumur injeksi

dan produksi yang diberlakukan membentuk suatu pola

sumur produksi-injeksi berupa five-spot pattern water

injection seperti yang ditunjukkan oleh Fig. 26.

Production Well

Injection Well

FIVE - SPOT PATTERN

Pattern Boundary

Fig. 26 - Five-Spot Pattern Water Injection

Namun karena letak sumur yang ada tertentu/fix (a

given condition), sehingga implementasi five-spot

pattern water injection pada Lapangan LONTARA

tidak mampu memberikan geometri yang terlalu

sempurnya seperti yang ditunjukkan oleh Fig. 26.

Sumur-sumur produksi yang terletak pada daerah

yang potensinya tinggi tetap dipertahankan sebagai

sumur produksi, sedangkan sisanya diubah menjadi

sumur injeksi.

Dengan skenario pengembangan lapangan berupa

pattern water injection, diharapkan area pendesakan

minyak yang dapat dijangkau oleh sumur-sumur injeksi

menjadi lebih baik dan merata dibandingkan dengan

peripheral water injection. Skenario five-spot pattern


water injection pada Lapangan LONTARA ditunjukkan

pada Fig. 27.

Fig. 27 - Five-Spot Pattern Water Injection in Area 2

VI. RECAPITULATION

Profil produksi minyak berbagi skenario

ditunjukkan pada Fig. 28 berikut ini.

Fig. 28 – Oil Rate Production Profile

Sedangkan profil kumulatif produksi minyaknya

ditunjukkan pada Fig. 29 berikut ini.

Fig. 29 – Cumulative Oil Production Profile

Table 4 berikut ini merupakan hasil rekapitulasi

perolehan minyak dari berbagai skenario yang

disimulasikan pada Lapangan LONTARA.

Table 4 – Recovery Recapitulation for each Scenario

Scen RF (%) ΔRF (%) Oil Gain (STB)

1 29.32 0 0

2 33.92 4.6 2,988,503

3 31.24 1.92 1,243,946

4 33.98 4.66 3,027,010

5 39.27 9.95 6,466,409

6 39.62 10.3 6,692,383

Pada skenario workover, infill drilling, serta

penggabungan antara keduanya, harus diperhitungkan

besarnya laju alir air yang terproduksikan. Hal ini perlu

diperhatikan karena surface facility memiliki

keterbatasan dalam mengolah air yang terproduksikan.

Kapasitas surface facility di Lapangan LONTARA

dapat dilihat dari sejarah produksi airnya, dimana

kapasitas maksimumnya adalah laju alir air tertinggi

dalam sejarah produksi lapangan. Skenario

pengembangan yang dilakukan ini telah

memperhitungkan hal tersebut, sehingga tidak melebihi

kapasitas maksimum pengolahan air pada Lapangan

LONTARA, seperti yang terlihat pada Fig. 30 berikut

ini.

Fig. 30 – Water Rate Production Profile

Produksi air yang berlebihan pada skenario yang

melibatkan injeksi air dapat diatasi karena air yang


terproduksikan akan dijadikan sumber air bagi sumur-

sumur injeksi.

Skenario water injection memberikan efek yang

signifikan dalam peningkatan perolehan minyak karena

air yang diinjeksikan mampu mendorong minyak

menuju sumur-sumur produksi. Dalam melakukan

skenario injeksi air, perlu dilakukan optimasi laju alir

injeksi. Hal ini dikarenakan laju alir injeksi yang terlalu

rendah kurang mampu mendorong minyak ke sumur-

sumur produksi, sedangkan laju alir injeksi yang terlalu

besar dapat menyebabkan air mendahului minyak

menuju sumur-sumur produksi sehingga menyebabkan

efek pendesakan minyak oleh air menjadi kurang

efektif. Dalam melakukan optimasi laju alir injeksi

perlu diperhatikan batasan berupa tekanan rekah batuan,

sehingga bisa saja laju alir yang seharusnya masih bisa

ditingkatkan karena masih memberikan efek positif

dalam peningkatan perolehan minyak harus tertahan

oleh karena BHP sumur injeksi harus lebih kecil dari

tekanan rekah batuan. Fig. 31 berikut ini menunjukkan

grafik optimasi rate injeksi pada skenario

pengembangan Lapangan LONTARA.

Water Injection Rate Optimization

34%

35%

36%

37%

38%

39%

40%

500 1000 1500 2000

Rate of Injection (STB/day)

Reco

very Factor

Pattern WI

Peripheral WI

Fig. 31 – Water Injection Rate Optimization

Pada skenario peripheral water injection, rate

injeksi optimum yang diperoleh sebesar 2000 bbl/day,

sedangkan untuk five-spot pattern water injection rate

injeksi optimumnya adalah 1800 bbl/day. Dengan

melihat trend pada grafik optimasi rate injeksi yang

dihasilkan, maka rate injeksi pada kedua skenario water

injection ini pada dasarnya masih bisa ditingkatkan,

namun terbatas pada BHP yang dihasilkan tidak boleh

melebihi tekanan rekah batuan.

Pattern water injection memberikan recovery

factor lebih besar dikarenakan mampu menjangkau

daerah pendorongan zona minyak yang lebih besar

dibandingkan dengan peripheral water injection.

VII. CONCLUTION & RECOMMENDATION

1. Skenario pengembangan yang terbaik untuk

diimplementasikan ditinjau dari segi keteknikan

adalah skenario 6 yaitu dengan melakukan

skenario five-spot pattern water injection.

2. Perlu dilakukan studi keekonomian untuk

memvalidasi setiap skenario pengembangan

sehingga diperoleh skenario pengambangan terbaik

dengan memperhitungkan sisi keekonomian.

SYMBOL

BHP = Bottom Hole Pressure

PVT = Pressure Volume Temperature

RF = Recovery Factor

ΔRF = Incremental Recovery Factor

WI = Water Injection

STB = Stock Tank Barrel

Kro = Relative Permeability to Oil

Krw = Relative Permeability to Water

Bo = Oil Formation Volume Factor

Bg = Gas Formation Volume Factor

Rs = Solution Gas Oil Ratio

REFERENCE

1. Fanci, J.R. 2001. “Principles of Applied Reservoir

Simulation”. Woburn : Gulf Professional

Publishing.

2. Mattax, C.C. and Dalton R.L. 1989. “Reservoir

Simulation”. Texas : Monograph volume 13 SPE.

3. Willhite, G. Paul : “Waterfllooding” SPE

Textbook Series Vol. 3, USA, 1986.

4. Craig Jr., F. F. : The Reservoir Engineering

Aspects of Waterflooding, 2nd Printing, SPE of

AIME, Dallas, 1971.

5. Siregar, S. : Diktat Kuliah Teknik Peningkatan

Perolehan (Enhanced Oil Recovery), Institut

Teknologi Bandung, 2002.


APPENDIX

Table 5 – Wells in LONTARA Field

No. Wells in LONTARA Field

1 P036 P103 P174 P366

2 P037 P108 P192 P367

3 P041 P111 P198 P368

4 P059 P112 P207 P369

5 P066 P115 P225 P372

6 P076 P117 P243 R002

7 P085 P121 P261 R079

8 P088 P141 P268 R115

9 P093 P156 P270 R130

10 P098 P157 P364 R141

11 P101 P161 P365 R142

Table 6 – Active Wells in Workover Scenario

Well Oil Gain Well Oil Gain

P103 701,880 P366 106,073.7

P192 495,487 P108 102,860

P098 390,052 P364 87,035.1

R079 287,994 R130 78,516.1

R115 280,460 P085 74,340

P115 203,467 P268 70,357.6

P088 109,980

Table 7 – Active Wells in Infill Scenario

No. Well Oil Gain

1 Infill – 1 456,170

2 Infill – 2 419,481

3 Infill – 3 223,329

4 Infill – 4 144,966

Table 8 – Active Wells in Infill + WO Scenario

Well Oil Gain Well Oil Gain

P103 607,480 P108 100,950

P098 361,105 P364 80,492.1

P192 247,832 R130 78,750.1

R079 98,158 P085 68,110

R115 278,199 P268 61,348.6

P115 134,670 Infill - 1 307,903

P088 110,270 Infill - 2 282,548

P366 93,290.13 Infill - 3 115,904

Table 9 – Active Wells in Peripheral WI Scenario

No. Injector Producer Oil Gain

1 P207 P103 821,200

2 P174 P243 799,704

3 P141 R079 683,714

4 P112 P192 444,471

5 P225 P088 424,240

6 P093 P117 404,895

7 P261 P098 397,719

8 P101 P041 383,770

9 P059 P365 349,250

10 P036 P369 342,593

11 P121 P366 302,632

12 P076 P364 293,861

13 P085 R115 289,738

14 P156 P367 202,507

15 P111 P270 125,250

16 P108 P115 119,502

17 P198 R130 81,362

18 P161

Table 10 – Active Wells in Pattern WI Scenario

No. Injector Producer Oil Gain

1 P207 P041 624590

2 P174 P088 764170

3 P141 P103 786950

4 P112 P115 124714

5 P225 P192 478905

6 P261 P243 789299.4

7 P101 P270 123240


8 P059 P364 488942.1

9 P157 P366 464995.7

10 P121 P367 158357.3

11 P076 R079 719444

12 P085 R115 288565

13 P098 R130 81345.1

14 P156 Infill - 4 780247

15 P111

16 P108

17 P198

18 P161

Fig. 32 – Rock Type Permeability Characteristic

Rock Type 1

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 3

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 4

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 5

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water SaturationRe

lative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 6

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 7

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow


Rock Type 9

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 10

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 11

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 12

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y Krw

Krow

Rock Type 13

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y Krw

Krow

Rock Type 14

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 15

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

Rock Type 16

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Water Saturation

Relative Permea

bilit

y

Krw

Krow

LONTARA-FIELD DEVELOPMENT OPTIMIZATION...

Documents

Transcript of LONTARA-FIELD DEVELOPMENT OPTIMIZATION...