PENGARUH KARAKTERISTIK RESERVOAR DALAM PERENCANAAN WATER FLOODINGKOMPREHENSIF

OLEH :

MARIA PATRICIA ELVIERAWATY MUSA113 030 156 / TMJURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL VETERAN

YOGYAKARTA

2006PENGARUH KARAKTERISTIK RESERVOAR DALAM PERENCANAAN WATER FLOODING PROPOSAL

KOMPREHENSIF

Disusun oleh :

MARIA PATRICIA ELVIERAWATY MUSA

113 030 156 / TMDisetujui untuk Jurusan Teknik Perminyakan

Fakultas Teknologi Mineral

Universitas Pembangunan Nasional Veteran Yogyakarta,

Oleh Dosen Pembimbing :

Pembimbing

(M.TH. KRISTIATI, EA,ST,MT)

I. JUDUL

PENGARUH KARAKTERISTIK RESERVOAR DALAM PERENCANAAN WATER FLOODING

II. LATAR BELAKANG

Pengetahuan tentang data reservoar sangat diperlukan pasca Primary recovery mengingat hal tersebut mempengaruhi kemampuan (performance) sumur di masa yang akan datang. Dari data reservoar dapat diketahui besarnya saturasi minyak yang tersisa di dalam reservoar setelah produksi tahap awal.

Hal tersebut diatas yang mewakili reservoar ternyata menyimpulkan bahwa suatu lapangan minyak masih cukup ekonomis untuk dilakukan eksploitasi tahap lanjut. Masalah yang terjadi kebanyakan dikontrol oleh kemampuan reservoar untuk berproduksi. Salah satunya adalah reservoar tersebut sudah mengalami abandonment pressure dan yang tidak kalah pentingnya adalah tingkat heterogenitas reservoar yang diwakili oleh permeabilitas relatif minyak terhadap air sudah rendah.

Injeksi air adalah salah satu metode peningkatan perolehan minyak tahap lanjut yang memiliki orientasi ke arah pressure maintenance dan pendesakan minyak oleh air. Pressure maintenance dari injeksi air bertujuan untuk menjaga tekanan reservoar agar tetap mampu mengalir membawa materi dari reservoar. Minyak yang semula tersimpan di dalam pori-pori batuan reservoar akan terproduksi ke permukaan, selanjutnya pori-pori batuan reservoar yang ditinggal minyak akan diisi oleh air injeksi. Konsep yang digunakan pada injeksi air sebagai pressure maintenance ini adalah kesetimbangan materi.

Injeksi air sebagai pendesakan minyak oleh air bertujuan untuk mendesak minyak yang tersimpan pada pori-pori batuan reservoar agar mengalir ke sumur-sumur produksi untuk diproduksikan ke permukaan. Data reservoar yang diolah dengan baik dapat memberikan pengetahuan yang bermanfaat untuk perencanaan injeksi air. Sebagai contoh, dengan mengetahui heterogenitas reservoar yang diwakili oleh porositas dan permeabilitas maka dapat diketahui distribusi besaran-besaran fisik tadi. Selanjutnya distribusi ini digunakan untuk penentuan titik sumur-sumur injeksi dan pola injeksi (pattern).

Peningkatan perolehan minyak dengan injeksi air dipengaruhi oleh besarnya effisiensi penyapuan, pendesakan dan invasi. Effisiensi penyapuan sangat menentukan keberhasilan proyek injeksi air ini. Untuk mencapai effisiensi penyapuan yang baik maka harus diketahui penyebaran porositas dan permeabilitas dalam suatu reservoar. Selain itu ditunjang dengan sifat fisik fluida reservoar dan air injeksi maka dapat diketahui besarnya masing-masing mobilitas air sebagai fase pendesak dan minyak sebagai fase yang didesak. Mobilitas air diupayakan lebih kecil dari air agar injeksi air yang sifatnya kontinyu dapat mendesak seluruh minyak sisa yang tersimpan di pori-pori batuan. Mobilitas minyak yang besar menghasilkan laju produksi minyak yang tinggi karena kedua parameter ini berbanding linear. Selanjutnya laju produksi yang tinggi dapat meningkatkan perolehan minyak pada tahap lanjut.

Alasan-alasan digunakannya water flooding adalah sebagai berikut : 17) Mobilitas yang baik (cukup rendah)

Mudah diperoleh dan murah

Berat jenis air di dalam sumur membantu menekan, hal ini bertujuan untuk mengurangi tekanan injeksi

Mudah tersebar ke dalam reservoar Effisiensi pendesakannya cukup baik

Pada dasarnya pengaruh karakteristik reservoar untuk perencanaan injeksi air berhubungan dengan kriteria pemilihan (screening criteria) jenis reservoar yang tepat untuk dilakukannya injeksi air sehingga dari data ini diharapkan nantinya didapatkan reservoar yang compatible (cocok) untuk dilakukannya perencanaan injeksi.17)

III. MAKSUD DAN TUJUANMaksud: Untuk dapat menjelaskan pengaruh karakteristik reservoar dalam perencanaan water floodingTujuan: Dengan diketahui peranan karakteristik reservoar dalam perencanaan water flooding dapat mengetahui besarnya perolehan minyak dari proses water flooding tersebut

IV. TINJAUAN PUSTAKA

4.1. Karakteristik Reservoar

4.1.1. Karakteristik Batuan Reservoar

Menurut Charles R. Smith 34) batuan reservoar merupakan wadah di bawah permukaan yang mengandung hidrokarbon. Karakteristik reservoar meliputi komposisi kimia batuan reservoar dan sifat-sifat fisik batuan.

19) Unsur-unsur penyusun batuan akan menentukan sifat-sifat mineral yang dibentuknya yang selanjutnya akan mempengaruhi pula sifat batuannya. Batuan reservoar umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir, batuan karbonat dan shale atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, begitu pula sifat fisiknya. Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoar menentukan sifat-sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya.

19) Sifat-sifat fisik batuan adalah semua sifat yang dimiliki oleh batuan, seperti porositas, permeabilitas, saturasi, wetabilitas, tekanan kapiler dan kompresibilitas batuan. Batuan reservoar harus memenuhi syarat yaitu mampu menampung dan mengalirkan fluida yang terkandung didalamnya. Dalam hal ini dinyatakan dalam parameter porositas dan permeabilitas. Porositas dan permeabilitas ini sangat erat hubungannya sehingga dapat dikatakan bahwa adanya permeabilitas adalah tidak mungkin tanpa adanya porositas walaupun sebaliknya belum tentu demikian, karena batuan yang bersifat porous belum tentu memiliki sifat kelulusan terhadap fluida yang melewatinya.36)

4.1.2. Karakteristik Fluida Reservoar

Fluida yang terdapat dalam reservoar pada temperatur tertentu secara alamiah merupakan campuran yang kompleks dalam komposisi kimianya. Kegunaan mengetahui karakteristik fluida reservoar antara lain untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak dari reservoar/ formasi menuju dasar sumur dan mengontrol tekanan fluida yang mengisi pori-pori batuan dalam reservoar. Dalam hal ini yang perlu ditekankan adalah sifat fisik fluidanya yaitu : viskositas, densitas, faktor volume formasi minyak dan kompresibilitas minyak. Fluida reservoar minyak dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair dan zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak.4.1.3. Kondisi Reservoar

Kondisi reservoar yang dimaksud adalah tekanan dan temperatur reservoar. Tekanan dan temperatur merupakan besaran-besaran yang sangat penting dan berpengaruh terhadap keadaan reservoar, baik pada batuan maupun fluidanya (air, minyak dan gas). Tekanan dan temperatur dipengaruhi oleh adanya gradien kedalaman dan letak dari lapisan serta kandungan fluidanya.Dengan adanya tekanan reservoar yang disebabkan oleh adanya gradien kedalaman, maka akan menyebabkan fluida reservoar mengalir dari formasi ke lubang sumur yang relatif bertekanan rendah. Tekanan yang bekerja pada reservoar :

Tekanan Hidrostatik (Hydrostatic Pressure) Tekanan Kapiler Tekanan Overburden (Overburden Pressure)Temperatur akan naik dengan bertambahnya kedalaman. Peningkatan ini disebut gradien geothermal yang besarnya bervariasi tergantung dari sifat konduktifitas thermal batuannya.

4.1.4. Jenis-jenis Reservoar

Jenis-jenis reservoar menurut Smith et. al. 34) dapat dikelompokkan menjadi tiga yaitu : berdasarkan fasa fluida, perangkap reservoar dan mekanisme pendorongnya.Berdasarkan fasa fluidanya reservoar dibedakan menjadi :

1. Reservoar Gas Kering (dry gas reservoir)

2. Reservoar Gas Basah (wet gas reservoir)

3. Reservoar Gas Kondensat (condensat gas reservoir)

4. Reservoar Minyak Ringan (high shrinkage crude oil reservoir)

5. Reservoar Minyak Berat (low shrinkage crude oil reservoir)

Berdasarkan perangkap reservoarnya, reservoar dibedakan menjadi :

1. Perangkap Struktur (structural trap)

2. Perangkap Stratigrafi (stratigraphy trap)

3. Perangkap Kombinasi (combination trap)

Berdasarkan mekanisme pendorongnya, resevoar dibedakan menjadi :

1. Solution Gas Drive Reservoir

2. Gas Cap Drive Reservoir

3. Water Drive Reservoir

4. Segregation Drive Reservoir

5. Combination Drive Reservoir4.1.5. Produktivitas Formasi

27) Produktivitas formasi adalah kemampuan suatu formasi untuk mengalirkan fluida dari reservoar ke dalam sumur-sumur produksinya atau kemampuan secara kualitatif suatu formasi untuk berproduksi. Produktivitas formasi ini dapat dinilai berdasarkan besaran productivity index ( PI ). PI ini didefinisikan sebagai perbandingan antara laju produksi terhadap pressure drawdown (beda tekanan statis dengan tekanan dasar aliran sumur). Harga PI ini dapat ditunjukkan secara grafis dengan Inflow Performance Relationship.

Productivity Index

27) Productivity index adalah indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan produksi dari suatu sumur pada suatu kondisi tertentu dimana PI juga merupakan perbandingan antara laju produksi yang dihasilkan oleh suatu sumur pada suatu harga tekanan aliran dasar sumur tertentu, dengan pressure drawdown. Secara matematis Kermit 5) menyatakan indeks produktifitas dalam persamaan berikut :

dimana :

q = Laju produksi,

Ps = Tekanan statis reservoar, psi

Pwf = Tekanan dasar aliran sumur, psi

Sedangkan harga q menurut Kermit 5) dapat didekati dengan persamaan darcy untuk aliran radial, fluida satu fasa dengan kompresibiltas kecil dan konstan pada reservoar yang homogen dan horizontal, yaitu :

dimana :

q = Laju produksi,

k = Permeabilitas batuan, mD

Ps = Tekanan statis reservoar, Psi

Pwf = Tekanan dasar aliran sumur, Psi

= Viskositas fluida, cp

Bo = Faktor volume formasi minyak,

re = Jari-jari pengurasan reservoar, ft

rw = Jari-jari sumur, ft

Inflow Performance Relationship

Inflow Performance Relationship (IPR) menurut Kermit 5) adalah kelakuan aliran fluida dari formasi ke dasar sumur yang dipengaruhi oleh PI (productivity index) . Dalam perencanaan suatu sumur, untuk melihat kelakuan suatu sumur yang sedang produksi, maka PI dapat dinyatakan secara grafis yang disebut dengan grafik Inflow Performance Relationship (IPR).27)4.2. Injeksi Air (Waterflooding)

Menurut Craig 12) injeksi air merupakan salah satu metode pengurasan minyak tahap lanjut yang banyak digunakan dalam mengurangi sisa cadangan minyak yang masih tertinggal setelah proses produksi awal.

Penginjeksian yang dimaksudkan disini merupakan penambahan energi ke dalam reservoar melalui sumur-sumur injeksi. Air akan mendesak minyak mengikuti jalur-jalur arus yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir pada sumur produksi. 4.2.1. Faktor Penting Dalam Perencanaan Waterflooding

Menurut Craig 17) dalam menentukan reservoar yang sesuai untuk merencanakan waterflooding perlu mempertimbangkan faktor-faktor antara lain :

1. Geometri Reservoar

2. Lithologi

3. Kedalaman reservoar

4. Porositas

5. Permeabilitas

6. Kontinuitas sifat fisik batuan reservoar

7. Hubungan sifat fisik fluida dan permeabilitas relatif

8. Air untuk injeksi

Sebagai suatu masalah yang praktis, faktor-faktor diatas penting karena dapat mempengaruhi operasi waterflooding ditinjau dari segi ekonomi. Umumnya semua faktor-faktor diatas mempengaruhi perolehan akhir dan batas keekonomiannya sehingga harus dipertimbangkan untuk mengevaluasi kesesuaian secara ekonomi dari waterflooding tersebut. Faktor-faktor lain yang berpengaruh di luar karakteristik reservoar yaitu harga minyak, biaya operasi, kondisi pasar dan tersedianya air.

Geometri Reservoar

Langkah pertama dalam penyusunan informasi reservoar untuk mempelajari kemungkinan digunakan waterflooding adalah menentukan geometri reservoar. Struktur dan stratigrafi merupakan kontrol reservoar dalam penempatan sumur-sumur dan tingkat perluasannya dan mempunyai peranan yang penting dalam operasi waterflooding pada suatu reservoar.

Struktur merupakan faktor utama yang menentukan pemisahan gravitasi. Dengan adanya permeabilitas yang besar, perolehan dengan pemisahan gravitasi khususnya pada sumur-sumur yang sudah tua dan mempunyai saturasi minyak yang berkurang nilainya sehingga apabila waterflooding diterapkan pada sumur tersebut maka tidak ekonomis. Jika struktur yang ada sesuai dan saturasi minyak sisanya ternyata masih cukup besar untuk diterapkan operasi tahap lanjut, maka injeksi tipe peripheral (keliling) menghasilkan effisiensi penyapuan areal lebih tinggi dari pada pola konvensional atau injeksi line drive.

Banyak injeksi ditempatkan dalam reservoar dimana akumulasi minyak terjadi dalam reservoar dengan tipe jebakan stratigrafi (stratigraphy trap). Reservoar ini diproduksi dengan gas drive yang larut (solution gas drive) atau tenaga dorong reservoar gas terlarut dan tidak mendapat gangguan air alami atau mekanisme energi pendesakan yang lain, reservoar tersebut selalu mempunyai saturasi minyak sisa yang besar setelah operasi tahap awal, sehingga sangat prospek untuk penerapan operasi tahap lanjut. Pada reservoar ini, kemiringan lapisan sangat besar pengaruhnya terhadap operasi tahap lanjut. Maka lokasi sumur injeksi dan produksi dibuat sesuai dengan garis-garis yang semestinya dan kondisi lapisan pasir yang telah diketahui. Analisa geometri reservoar dan perilaku reservoar masa lalu menjadi penting dalam menjelaskan keberadaan dan kekuatan water drive alami sehingga memerlukan injeksi tambahan. Jika water drive alami yang ditentukan itu besar maka injeksi tidak diperlukan. Ciri-ciri struktur seperti patahan atau ciri-ciri stratigrafi seperti shale-out atau barrier permeability yang lain akan selalu mempengaruhi keputusan ini. Dengan demikian reservoar yang sesuai tetapi mempunyai patahan yang besar membuat program injeksi menjadi tidak prospek.17)

Lithologi

17) Lithologi mempengaruhi effisiensi waterflooding pada suatu reservoar. Faktor-faktor lithologi itu diantaranya adalah porositas, permeabilitas dan kandungan clay. Pada beberapa sistem yang kompleks hanya sebagian yang kecil dari porositas total seperti pada reservoar rekah alam (porositas matriks dan rekahan) akan mempunyai permeabilitas relatif yang cukup relatif dalam operasi waterflooding. Pada kasus ini porositas matriks kecil pengaruhnya terhadap program waterflooding seperti kristalin. Evaluasi pengaruh-pengaruh semacam ini memerlukan penyelidikan laboratorium yang lebih teliti dan studi reservoar yang lebih luas. Evaluasi dapat ditambah dengan percobaan operasi pilot injeksi. Kenyataan di laboratorium terdapat mineralogi dari komposisi pasir dan material semen yang dihitung dari perbedaan saturasi minyak residual yang diamati dalam formasi produksi minyak yang beragam dari injeksi air berikutnya.Perbedaan ini menunjukkan bahwa tidak hanya tergantung pada komposisi batuan reservoar tetapi juga komposisi hidrokarbon yang ada dalam batuan. Kedalaman Reservoar

Kedalaman reservoar merupakan faktor lain yang perlu dipertimbangkan dalam waterflooding. Jika kedalaman reservoar terlalu besar untuk mengijinkan pemboran kembali secara ekonomi dan sumur tua digunakan sebagai sumur injeksi dan produksi, perolehan yang lebih rendah mungkin diharapkan daripada melakukan pemboran sumur baru. Ini terutama terdapat pada lapangan-lapangan tua dimana spasi sumur teratur belum diamati dan pengembangan infill drilling (pemboran sumur sisipan) tidak secara luas dikembangkan. Serta saturasi minyak sisa (residual oil saturation) setelah operasi mula-mula pada sumur-sumur dalam mungkin perolehannya lebih rendah daripada sumur-sumur dangkal karena volume larutan gas yang lebih besar umumnya tersedia untuk mengeluarkan minyak dan faktor penyusutan lebih besar, sumur lebih besar, memberikan batuan reservoar memiliki tingkat keseragaman lateral yang mencukupi.29)

Penyebab digunakannya lapangan dengan kedalaman dangkal karena tekanan maksimum yang dipakai dalam operasi perolehan tahap lanjut yang dibatasi dengan kedalaman reservoar. Dalam operasi waterflooding ditemukan bahwa terdapat tekanan kritis yang selalu diperkirakan hingga tekanan statik kolom batupasir sangat produktif atau sekitar 1 . Kedalaman pasir yang mana jika melebihi harga tersebut, jelas mengijinkan air masuk menembus untuk memperlebar rekahan atau bidang lemah lain, seperti lipatan dan mungkin bidang perlapisan. Hasil-hasil ini terdapat dalam saluran air yag diinjeksikan atau melewati bagian yang luas dari matriks reservoar. Akibatnya satu gradien tekanan operasi yang besarnya 0,75 kedalaman umumnya mengijinkan batas keselamatan yang cukup untuk mencegah terbaginya tekanan. Informasi mengenai tekanan rekah atau tekanan breakdown pada tempat yang diketahui seharusnya dipelajari. Hal ini dimaksudkan untuk menghilangkan keragu-raguan yang mungkin timbul. Tekanan akan tetap pada batas yang lebih tinggi sampai tekanan injeksi. Pertimbangan ini akan mempengaruhi juga untuk pemilihan peralatan perencanaan pabrik pengolahan demikian pula jumlah dan lokasi sumur-sumur injeksi.

Porositas

Perolehan minyak total dari reservoar merupakan fungsi langsung dari porositas. Porositas menentukan jumlah minyak yang ada dengan mengetahui prosentase saturasi minyaknya. Kandungan fluida dari batuan reservoar besarnya bervariasi dari 775,8 sampai 1551,6 untuk porositas masing-masing 10 % dan 20 %. Sehingga pengumpulan data porositas merupakan hal yang penting untuk menentukan jumlah minyak yang ada dalam reservoar. Kadang-kadang besarnya porositas bervariasi dari 10 % sampai dengan 35 % pada zona tunggal. Pada batu gamping dolomit, porositas yang ditunjukkan dan porositas rekah bervariasi dari 2 % sampai dengan 11 %.29)

Dalam menentukan porositas rata-rata secara aritmatik ditentukan dari sampel core yang terbukti dapat diterima. Jika data porositas cukup banyak maka peta-peta isoporosity tersebut secara volumetrik dapat memberikan harga porositas total yang sangat baik. Jika data core cukup tersedia, analisa porositas dan permeabilitas secara statistik digunakan untuk memperbaiki penggunaan data selanjutnya. Sekarang ini, metode yang terbaik dalam mengukur sifat-sifat yang penting ini dilakukan melalui pengukuran core sample di laboratorium. Metode logging yang beragam cukup memuaskan untuk digunakan dalam beberapa kasus.

Permeabilitas

Tingkat keseragaman permeabilitas suatu reservoar sangat berpengaruh dalam perencanaan waterflooding. Dimana untuk mencapai perolehan hidrokarbon yang tinggi, suatu reservoar seharusnya mempunyai tingkat permeabilitas yang tinggi. Namun demikian, kondisi yang ideal ini tidak dijumpai dalam reservoar yang sesungguhnya karena banyaknya faktor-faktor geologi yang mempengaruhinya. Jika permeabilitas seragam dari lapisan atas sampai lapisan bawah suatu reservoar, maka front zone injeksi akan berbentuk flat. Pendesakan ini disebut pendesakan piston dengan effisiensi penyapuan besar dan tingkat perolehan minyak akan besar pula sehingga kondisi ini diharapkan dalam proyek waterflooding.

Bagaimanapun juga, banyak reservoar tidak mempunyai profil permeabilitas yang seragam, sebagai contoh pasir yang terendapkan pada barrier pantai cenderung lebih kasar pada bagian atas dan profil permeabilitasnya tinggi pada bagian atas serta terendah pada bagian bawah. Dimana apabila air diinjeksikan pada formasi ini, maka air akan lebih cepat bergerak pada zona yang permeabilitasnya tinggi, sehingga hasilnya adalah air akan mencapai sumur produksi pertama kali pada zona atas (over run) dan hanya akan menyapu sebagian zona yang lebih rendah dengan konsekuensi hilangnya effisiensi perolehan minyak secara keseluruhan. Pada formasi yang memiliki profil permeabilitas tidak teratur, front injeksi akan tidak teratur dan kemajuannya berbentuk finger, hal ini mengakibatkan sebagian volume reservoar dilalui oleh injeksi air dan besarnya effisiensi penyapuan tidak begitu tinggi, artinya masih ada minyak yang tersisa dalam reservoar. Kondisi terburuk adalah adanya lapisan tipis dimana tingkat permeabilitasnya sangat tinggi pada formasi yang seragam, air dengan cepat akan muncul pada sumur produksi melalui lapisan tipis tersebut dan akan meninggalkan sebagian besar minyak dalam reservoar. Untuk mengatasi masalah ini, maka perlu dilakukan plugging pada formasi yang mempunyai tingkat permeabilitas terbesar, sehingga diharapkan effisiensi perolehan minyak cukup tinggi.Air Untuk Injeksi

Masalah pertama dalam merencanakan sistem air injeksi adalah menentukan sumber air sesuai untuk digunakan. Ketepatan memilih sumber air akan menjamin kelangsungan proyek waterflooding, sedangkan pemilihan sumber air yang kurang tepat dapat memungkinkan terjadinya berbagai masalah korosi, scale dan penyumbatan. Dimana korosi pada peralatan akan mereduksi masa guna peralatan tersebut, sedangkan scale dan penyumbatan akan menghambat aliran dari reservoar dasar sumur sampai permukaan, akibatnya perolehan minyak menjadi tidak maksimal. Oleh karena itu sebelum memilih sumber air, perlu dilakukan suatu analisa kelayakan terhadap berbagai sumber air yang terdapat di sekitar lokasi sumur injeksi, mencakup jarak, jumlah air yang tersedia dan kualitas air tersebut.

4.2.2. Konsep Dasar Pendesakan

Bila minyak yang ada didalam batuan berpori didesak oleh air, maka akan terdapat suatu zona percampuran dari kedua fluida tersebut yang biasa disebut zona transisi. Pada zona ini terdapat distribusi saturasi dari kedua fluida tersebut. Pada sistem minyak didesak oleh air, saturasi air yang ada di dalam reservoar akan berkembang positif dan prosentase dari saturasi air ini akan mengecil setelah melewati zona transisi dan selanjutnya akan menjadi saturasi air konat.

Ada dua teori yang menjelaskan konsep pendesakan fluida di dalam reservoar yaitu :

1. Piston Like Displacement (Pendesakan Torak)

2. Leaky Piston Like Displacement (Pendesakan Frontal)

Pendesakan Torak

Sumur Injeksi Front Sumur Produksi

Gambar Model pendesakan torakKeterangan :

Sor = Residual Oil Saturation (saturasi minyak sisa)

Sw = Water Saturation (saturasi air)

So = Oil Saturation (saturasi minyak)

Swc= Connate Water Saturation (saturasi air konat)Ketika minyak didesak oleh air maka saturasi minyak yang ada dibelakang front (batas antara minyak dengan air) akan bernilai sama dengan saturasi minyak sisa. Dibelakang front yang mengalir hanya air saja karena minyak yang ada dibelakang front sudah mencapai saturasi minyak sisa.

Saturasi minyak sisa ini merupakan saturasi minyak yang masih tersisa pada produksi tahap awal atau primary recovery. Injeksi air yang bersifat kontinyu pertama-tama akan mengisi seluruh ruang pori batuan reservoar yang sebelumnya ditempati oleh minyak. Pada saat itu pula injeksi air berfungsi untuk menjaga tekanan reservoar dan injeksi air selanjutnya berfungsi untuk mendesak minyak untuk mengalir ke sumur-sumur produksiPendesakan Frontal Pada pendesakan frontal displacement terdapat zona transisi dan model pendesakan ini lebih realistis dibanding dengan model pendesakan torak. Hal ini disebabkan karena adanya pengaruh tekanan kapiler di dalam media berpori. Tegangan permukaan terjadi akibat adanya perbedaan densitas (rapatan) antara dua macam fluida sehingga diantara dua fluida tersebut tidak tercampur satu dengan lainnya. Apabila hal ini terjadi di dalam media berpori yang memiliki porositas maka akan menyebabkan terjadinya tekanan kapiler.

Pada model pendesakan frontal ini injeksi air dimaksudkan untuk mendesak minyak oleh air. Pada saat awal sebelum dilakukan injeksi air didalam reservoar terdapat saturasi minyak sisa sebanyak tertentu yang masih besar akan tetapi permeabilitas relatif minyak terhadap air sudah kecil. Injeksi air selanjutnya dapat menambah harga saturasi air yang ada di dalam reservoar. Injeksi air ini mendesak minyak yang ada di dalam pori-pori batuan reservoar untuk mengalir ke sumur-sumur produksi

Sumur Injeksi

Front

Sumur Produksi

Gambar Model pendesakan frontal

Keterangan :

Sor = Residual Oil Saturation (saturasi minyak sisa)

Sw = Water Saturation (saturasi air)

So = Oil Saturation (saturasi minyak)

Swc= Connate Water Saturation (saturasi air konat)Saturasi minyak sisa berkembang positif menjadi saturasi minyak yang siap diproduksi. Dari mulai awal injeksi pertama kali sudah terbentuk zona transisi antara air dengan minyak selanjutnya zona transisi terbesar terbentuk pada saat air bercampur dengan minyak. Pada satu waktu terbentuk zona transisi antara minyak dengan air maka selanjutnya saturasi air menunjukkan penurunan dan sebaliknya saturasi minyak menunjukkan kenaikan. Saturasi air yang berkurang disebabkan pada saat memasuki zona transisi, injeksi air yang kontinyu telah mengisi seluruh ruang pori batuan reservoar dan saturasi minyak bertambah karena air yang diinjeksi tadi terus mendesak minyak sisa untuk keluar dari pori batuan reservoar mengalir menuju sumur produksi.

Setelah memasuki zona transisi, saturasi minyak terus bertambah karena minyak sisa tersebut terus didesak oleh air injeksi. Zona transisi ini dapat bergerak terus ke arah sumur produksi seiring dengan bertambahnya suplai air dari sumur injeksi. Pada saat mengalami breakthrough atau dapat dikatakan pada saat front dari zona transisi ini mencapai sumur produksi maka besarnya saturasi di belakang front tadi adalah 100 % air.V. RENCANA DAFTAR ISI

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL

HALAMAN PENGESAHAN

HALAMAN PERSEMBAHAN

RINGKASAN

KATA PENGANTAR

DAFTAR ISI

DAFTAR GAMBAR

DAFTAR TABEL

DAFTAR LAMPIRAN

BAB I. PENDAHULUAN

BAB II. KARAKTERISTIK RESERVOAR

2.1. Karakteristik Batuan Reservoar

2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoar

2.1.1.1. Batupasir

2.1.1.2. Batuan Karbonat

2.1.1.3. Batuan Lempung

2.1.2. Sifat-sifat Fisik Batuan

2.1.2.1. Porositas

2.1.2.2. Wetabilitas

2.1.2.3. Tekanan Kapiler

2.1.2.4. Saturasi

2.1.2.5. Permeabilitas

2.1.2.6. Kompresibilitas Batuan

2.2. Karakteristik Fluida Reservoar

2.2.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon

2.2.2. Komposisi Kimia Air Formasi

2.2.3. Sifat-sifat Fisik Minyak

2.2.3.1. Berat Jenis Minyak

2.2.3.2. Viskositas Minyak

2.2.3.3. Kelarutan Gas Dalam Minyak

2.2.3.4. Faktor Volume Formasi Minyak

2.2.3.5. Kompresibilitas Minyak

2.2.4. Sifat-sifat Fisik Gas

2.2.4.1. Berat Jenis Gas

2.2.4.2. Viskositas Gas

2.2.4.3. Faktor Volume Formasi Gas

2.2.4.4. Kompresibilitas Gas

2.2.5. Sifat-sifat Fisik Air Formasi

2.2.5.1. Berat Jenis Air Formasi

2.2.5.2. Viskositas Air Formasi

2.2.5.3. Kelarutan Gas Air Formasi

2.2.5.4. Faktor Volume Air Formasi

2.2.5.5. Kompresibilitas Air Formasi

2.3. Kondisi Reservoar

2.3.1. Tekanan Reservoar

2.3.2. Temperature Reservoar

2.4. Jenis-jenis Reservoar

2.4.1 Berdasarkan Perangkap Geologi

2.4.1.1. Perangkap Struktur

2.4.1.2. Perangkap Stratigrafi

2.4.1.3. Perangkap Kombinasi

2.4.2 Berdasarkan Mekanisme Pendorong

2.4.2.1. Solution Gas Drive Reservor

2.4.2.2. Gas Cap Drive Reservoir

2.4.2.3. Water Drive Reservoir

2.4.2.4. Segregation Drive Reservoir

2.4.2.5. Combination Drive Reservoir

2.4.3 Berdasarkan Fasa Fluida

2.4.3.1. Reservoar Gas Kering

2.4.3.2. Reservoar Gas Basah

2.4.3.3. Reservoar Gas Kondensat

2.4.3.4. Reservoar Minyak Ringan

2.4.3.5. Reservoar Minyak Berat

2.5. Perkiraan Cadangan

2.5.1. Pengertian Cadangan

2.5.2. Metode Penentuan Cadangan

2.5.2.1. Metoda Volumetris

2.5.2.2. Metoda Material Balance

2.5.2.3. Metoda Decline Curve

2.5.2.4. Metoda Analog

2.5.2.5. Metoda Simulasi Reservoar

2.6. Perkiraan Produktivitas Reservoar

2.6.1. Konsep Aliran fluida Dalam Media Berpori

2.6.2. Productivity Index

2.6.3. Inflow Performance Relationship

2.7.Screening Criteria Untuk Injeksi Air

BABIII.PERENCANAAN WATER FLOODING

3 1. Injeksi Air Pada Secondary Recovery

3. 1.1.Pengertian Water flooding

3.1 2.Perencanaan Water flooding

3.1.2.1. Penentuan Lokasi Sumur Injeksi Produksi

3.1.2.2. Penentuan Pola Sumur Injeksi-Produksi

3.1.2.3. Penentuan Debit Injeksi dan Tekanan

3.1.2.4..Penentuan Performance Injeksi Berpola

3.2. Perhitungan Perolehan Minyak

3.2.1. Pendesakan Linier

3.2 2.. Metode Pendesakan Kemajuan Front

3 3. Mekanisme Pendesakan Injeksi Air

3 3.1. Pendesakan Satu Dimensi

3 3.2. Pendesakan Dua Dimensi

3.3 3. Pendesakan Tiga Dimensi 3.4. Faktor Perolehan Minyak

3 4 1 Efisiensi Pendesakan

3.4.1.1. Teori Frontal Advance

3.4.1.2. Pengaruh Mobilitas Ratio

3.4.1.3. Pengaruh Gaya Gravitasi

3.4.1.4. Pengaruh Kompresibilitas

3.4.1.5. Pengaruh Tekanan Kapiler

3.4.2. Efisiensi Penyapuan Volumetrik

3.4.2.1. Efisiensi Daerah Penyapuan

3.4.2.2. Efisiensi Invasi

3.4.2.3. Efek Gravitasi

3.4.2.3.1 .Efek Heterogenitas Lapisan

3.4.2.3 2 .Estimasi Heterogenitas LapisanBAB IV. PEMBAHASAN

BAB V. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRANVI. RENCANA DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J.W.Jr. Bass, M.D., Whiting, RI, Petroleum Reservoir Engineering, Mc Graw Hill Book Company, New York, 1960.

2. Aurel, Carcoana, Applied Enhanced Oil Recovery, Prentice Hall Englewood Clifts, New Jersey, 1992.

3. Bradley H.B., Petroleum Engineering Handbook, Second Printing, SPE, Richardson, TX, USA, 1987.4. B.C. Craft , M.F. Hawkins, Applied Reservoir Engineering, Prentice Hall Inc., Englewood Clifts, New Jersey, 1959..

5. Calhoun, Jr.J.C., Fundamental of Resevoir Engineering, Edisi Revisi, University of Oklahoma Press, Norman, 1982.

6. Cole, F.W., Resevoir Engineering Manual, Gulf Publishing Company, Houston Texas, 1961.

7. Craig, Jr.,The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, SPE Monographs, Dallas, 1971.

8. Dake, L.P.,Fundamental of Reservoir Engineering, Elsevier Scientific Publishing Company, Amsterdam, Oxford, New York, 1978.

9. Ezzat E. Gomma,Enhanced Oil Recovery Modern Management Approach, Prepared for Society of Indonesia Petroleum Engineers (IATMI), Diklat IATMI-IWPL, Migas, Solo, 1997.10. Latil, M., Bardon C., Burger J., Sourieau P.,Enhanced Oil Recovery, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1980.

11. Lee, W. John,Applied Reservoir Engineering, Volume 3.C.1.

12. Lee, W. John,Waterflooding Industry School, Departement of Petroleum Engineering, Texas A&M University Texas,

13. Norman, J. Clark., Element of Petroleum Reservoir, Dallas, Texas, 1960. Penn-Well Books, Integrated Petroleum Reservoir Management, Tulsa Oklahoma, 1994.

14. Pirson, S.J., Oil Reservoir Engineering, Mc. Graw Hill Book Company Inc., New York, Toronto , London, 195815. Septoratno Siregar., Ir. DR.,Enhanced Oil Recovery, ITB, Bandung, 1986.

16. Septoratno Siregar., Ir. DR., dan Dedy Kristanto. M.sc. Ir., Pengurasan Minyak Tahap Lanjut (Enhanced Oil Recovery), Jurusan Teknik Perminyakan, UPN Veteran Yogyakarta, 1999.

17. Soengkowo, Imam,Penentuan Performance dari Proses Waterflooding, Bahan Kursus Teknik Produksi Sekunder, 1980.18. Subarkah, Fachrul,Evaluasi Pressure Maintenance dengan Injeksi Air di Reservoir 20-3a N Lapangan Handil Total Indonesia Kalimantan Timur, Skripsi UPN Veteran Yogyakarta, 1996.

19. S.R., Charles, et. al.,Applied Reservoir Engineering,Volume 1, Oil and Gas Consultans International Inc. Publications., Tulsa

20. S.R.,Charles, Mechanic of Secondary Oil Recovery, Reinhold Publishing Co., New York, 1969.

21. --------------------, Catatan Kuliah Pengenalan Enhanced Oil Recovery , Jurusan Teknik Perminyakan, UPN Veteran Yogyakarta, 2006 Sor So

Sw

Swc

Sor

So

Sw

Swc

Zona transisi

_1190826274.unknown

_1191139873.unknown

_1191139891.unknown

_1191136216.unknown

_1191139827.unknown

_1191135138.unknown

_1159679242.unknown