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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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.
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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.
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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.
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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.
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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.
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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 :
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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:
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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:
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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:
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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:
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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.
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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 %.
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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.
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
52/84
Gambar 3.19.
Plot
D
tP terhadap Na(Metode
Schilthuis)9)
Gambar 3.20.
Analogi Hidrolika untuk Metode van
Everdingen-Hurst9)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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.
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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 =++=
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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)
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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
7/24/2019 Afdhol Zikri Teknik(Minyak)Oke
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