BAB IV
TEORI DASAR DAN METODOLOGI
4.1.
TEORI DASAR
4.1.1. Karakteristik Reservoir Gas
Menurut fasanya, reservoir gas dibedakan secara garis besarnya menjadi
tiga kategori, yaitu reservoir gas kering (dry gas reservoir), reservoir gas basah
(wet gas reservoir) dan reservoir gas kondensat, dimana klasifikasinya
berdasarkan pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir dalam hubungannya
dengan letaknya didaerah dua fasa (gas atau liquid) didalam sistem diagram fasa
tekanan dan temperatur. Berdasarkan data komposisi gas di Lapangan TGA,
reservoir Delta20 merupakan jenis reservoir gas kering.
Pada Gambar 4.1. menunjukkan suatu contoh diagram fasa untuk
reservoir gas kering, dimana baik pada kondisi reservoir maupun pada kondisi
permukaan fasa tetap dalam keadaan gas. Karakteristik dari reservoir gas kering
adalah sebagai berikut:
1. Pada umumnya terdiri dari methana dengan sejumlah kecil ethana dan
kemungkinan propana.
2. Gas liquid ratio (GLR) dapat mencapai lebih dari 100 mscf/stb.
3. Sedikit sekali atau hampir tidak ada cairan yang diperoleh dari separator.
4. Kondisi tekanan dan temperatur separator berada pada daerah fasa gas.
5. Gravity cairan sekitar 54.7 oAPI
26
27
Gambar 4.1.Diagram Fasa Reservoir Gas Kering
(After Clark, N.J. Elements of Petroleum Reservoirs, SPE, 1969.)
Secara teoritikal, gas kering (dry gas) tidak menghasilkan liquid di
permukaan, bila terdapat liquid yang berasosiasi dengan gas pada reservoir jenis
ini hanyalah air.
4.1.2. Deliverability Gas
Uji deliverability
merupakan suatu uji sumur yang umum digunakan
untuk menentukan produktivitas sumur gas. Uji ini terdiiri dari tiga atau lebih
aliran dengan laju alir dan tekanan serta data-data lain yang dicatat sebagai fungsi
dari waktu. Pengujian dapat dilakukan pada sumur baru maupun sumur lama
secara periodik.
28
Indikator produktivitas yang diperoleh dari uji ini adalah absolute open
flow potential (AOFP ), yang didefinisikan seabagai kemampuan suatu sumur gas
untuk memproduksi gas ke permukaan dengan laju alir maksimum pada tekanan
alir dasar sumur (sandface) sebesar 14.7 psia.
Hasil uji deliverability sangat berguna sebagai dasar pertimbangan untuk
menentukan berapa besarnya laju produksi maksimum yang diijinkan, juga
sebagai dasar pertimbangan untuk program pengembangan lapangan, pembuatan
fasilitas pengumpul, pemipaan dan proses plant, serta sebagai pertimbangan
negosisasi dengan pihak konsumen
Pada awalnya pengujian untuk menentukan kemampuan sutau sumur gas
berproduksi dilakukan dengan cara membuka sumur dan menghubungkan dengan
tekanan atmosphere dan harga AOFP diukur langsung dengan menggunakan
impact gauge yang dipasang di permukaan. Pengujian cara ini hanya efektif untuk
digunakan pada sumur yang dangkal, sedangkan untuk sumur gas yang dalam
dengan ukuran tubing yang kecil akan memberikan hasil yang tidak akurat.
Pembukaan sumur yang relatif lama akan menyebabkan pemborosan gas yang siasia, selain itu juga dapat menimbulkan kerusakan formasi serta dapat
menimbulkan bahaya lain yang tidak diinginkan.
Berdasarkan alasan tersebut, maka mulai dikembangkan metode uji
deliverability yang lebih modern dengan menggunakan laju aliran yang sesuai
dan dapat dikontrol. Uji deliverability modern pertama yang terkenal adalah flow
after flow test atau biasa disebut dengan conventional back pressure. Metode uji
lainnya yang dikembangkan dengan melakukan perbaikan dan modifikasi metode
sebelumnya, yaitu isochronal test dan modified isochronal test. Ketiga uji tersebut
29
dilengkapi dengan kurva deliverability
untuk menganalisa kemampuan dari
sumur gas. Di Lapangan TGA, uji deliverabilitas gas dilakukan dengan
menggunakan metode Flow After Flow Test.
4.1.2.1.Flow After Flow Test (Convenstional Back Pressure Test)
Metode ini merupakan metode modern yang paling awal digunakan dan
diaplikasikan untuk menganalisa kemampuan berproduksi suatu sumur. Variabelvariabel yang diukur adalah tekanan statik atau tekanan rata-rata reservoir,
tekanan alir dasar sumur, laju alir dan waktu. Metode ini dilakukan dengan
memproduksikan beberapa laju alir produksi hingga mencapai laju alir yang stabil
pada setiap aliran dan FBHP pada sandface stabil. Pada setiap laju alir yang
berbeda dilakukan dengan atau tanpa periode penutupan yang sangat cepat.
Adapun prosedur pelaksanaan pengujian ini adalah sebagai berikut:
1. Sumur ditutup hingga mencapai keadaaan kesetimbangan statik, tekanan
terukur dicatat sebagai tekanan rata-rata reservoir (Pr).
2. Sumur diproduksi dengan laju alir tertentu (q1) hingga mencapai tekanan
stabil dan catat laju alir serta tekanan alir sebagai q1 dan Pwf1.
3. Kemudian ubah laju aliran menjadi q2 hingga tercapai stabil dan catat laju alir
serta tekanan alir dasar sebagai q2 dan Pwf2.
4. Ulangi langkah 2 dan 3, umumnya hingga 4 kali.
5. Setelah diperoleh sejumlah perubahan aliran, sumur kemudian ditutup.
Gambar 4.2. menunjukkan diagram tekanan dan laju alir terhadap waktu
untuk flow after flow test. Sumur dibuka dengan laju aliran tertentu hingga
30
mencapai tekanan stabil sebelum diganti laju aliran berikutnya. Proses ini
dilakukan secara berulang hinga dilakukan penutupan sumur atau shut in.
Gambar 4.2. Flow After Flow Test
(Lee, John., 1982)
Pada pengujian flow after flow tidak terdapat periode penutupan sumur di
antara dua perubahan harga laju alir. Hal terpenting dari pengujian ini adalah
31
kestabilan. Waktu yang diperlukan suatu sumur untuk mencapai kondisi stabil
dapat ditentukan berdasarkan teori tekanan transient yang dirumuskan sebagai
berikut:
t s  1000
S g  g re 2
k Pr
........................................................................... (3-1)
Keterangan:
ts
= waktu untuk mencapai kondisi stabil, jam
 = porositas, fraksi
g = viskositas gas pada Pr, cp
Sg = saturasi gas, fraksi
re = jari-jari pengurasan sumur, ft
k
= permeabilitas efektif, md
Pr = tekanan rata-rata reservoir, psia
Persamaan di atas diterapkan pada reservoir dengan volume pengurasan
berbentuk silindris dan sumur terletak ditengahnya. Sedangkan untuk volume
pengurasan dengan bentuk lain akan membutuhkan waktu yang relatif lama untuk
mencapai kondisi stabil.
Flow after flow test sangat baik dilakukan pada formasi dengan harga
permeabilitas tinggi. Sedangkan untuk formasi dengan harga permeabilitas yang
rendah membutuhkan waktu yang relatif lama untuk mencapai kondisi stabil.
32
Rawlins dan Schellhardt merumuskan suatu persamaan yang menghubungkan
antara laju aliran dengan tekanan sebagai berikut:
qsc=C(PR2 - Pwf2)n .........................................................................
(3-2)
Keterangan:
qsc
= laju alir gas, Mscf/d
C
= koefisien performance yang menggambarkan posisi kurva deliverability
yang stabil, Mscfd/psia2.
n
= bilangan eksponen yang merupakan inverse slope dari garis kurva
deliverability yang stabil dan mencerminkan derajad pengaruh faktor
inersia-turbulensi terhadap aliran, umumnya berharga antara 0.5 – 1.
Pr
= tekanan rata-rata reservoir, psia.
Pwf
= tekanan alir dasar sumur, psia.
Persamaan 3-28 di atas dapat juga dituliskan sebagai berikut:

2
log Pr  Pwf
Plot log-log
2
   1n logq
P
r
2
 Pwf
2
sc
 logC .............................................. (3-3)
 vs q
sc
akan menghasilkan suatu garis lurus
dengan kemiringan garis = 1/n seperti pada Gambar 4.3.
33
Gambar 4.3. ɅP2 vs qsc Flow After Flow Test
(Amanat, Chaudri., 2003)
Persamaan 3-2 dan 3-3 dirumuskan dengan mengambil asumsi-asumsi
sebagai berikut:
1. Kondisi isothermal berlaku di seluruh reservoir.
2. Pengaruh gravitasi diabaikan.
3. Aliran fluida satu fasa.
4. Media homogen dan isotropik.
5. Permeabilitas tidak tergantung pada tekanan.
6. Viskositas dan kompresibilitas fluida konstan.
7. Gradient tekanan dan kompresibilitas kecil.
8. Model aliran radial silindris dapat dipakai.
Dengan mengasumsikan bahwa pada setiap periode aliran kondisi stabil
terpenuhi, maka kurva hasil flow after flow test merupakan kurva deliverability
34
yang stabil (stabilized deliverability) yang dapat digunakan secara langsung untuk
perhitungan AOFP .
4.1.3. Simulasi Reservoar
Simulasi reservoar didefinisikan sebagai proses pemanfaatan model buatan
(GGRP) yang menggambarkan kelakuan reservoar yang sebenarnya, sehingga
dapat digunakan untuk mempelajari, mengetahui ataupun memperkirakan kinerja
aliran fluida pada sistem reservoar tersebut. Sifat-sifat suatu model diasumsikan
menggambarkan keadaan reservoar. Model yang digunakan dapat berupa model
fisik atau matematik.
Simulasi reservoar secara umum digunakan sebagai acuan dalam
perencanaan manajemen reservoar, antara lain sebagai berikut :

Memperkirakan kinerja reservoar pada berbagai tahapan dan metode produksi
yang akan diterapkan.
- sembur alam (primary recovery)
- pemeliharaan tekanan (pressure maintenance)
- secondary recovery
- enhanced oil recovery (EOR)

Mempelajari pengaruh laju alir terhadap perolehan minyak dengan
menentukan laju alir maksimum (maximum efficient rate/MER)

Menentukan jumlah dan lokasi sumur untuk mendapatkan perolehan minyak
yang optimum.

Menentukan pola sumur injeksi dan produksi untuk mengoptimalkan pola
penyapuan.

Memperhitungkan adanya indikasi coning dalam menentukan interval
komplesi yang optimum serta pemilihan jenis sumur, vertikal atau horisontal.

Menganalisa akuifer dan pergerakan air pada proses pendorongan.
Pemilihan model simulasi reservoar didasarkan pada kebutuhan atau hasil
yang diinginkan sebagai keluaran, karena dengan penggunaan simulasi yang tepat
akan menjadikan simulasi yang dilakukan efektif dan efisien. Beberapa tujuan
akhir simulasi reservoar dapat dilihat pada Gambar 4.4.
35
Gambar 4.4.Tujuan Simulasi Reservoar
(Chirclow, H.B., 1977)
Simulasi reservoar dalam perkembangannya terdapat tiga jenis :
a.
Black Oil Simulation
Simulasi reservoar jenis ini digunakan untuk kondisi isothermal, aliran
simultan dari minyak, gas dan air yang berhubungan dengan viscositas, gaya
gravitasi dan gaya kapiler. Black oil disini digunakan untuk menunjukkan
bahwa jenis cairan homogen, tidak ditinjau komposisi kimianya walaupun
kelarutan gas dalam minyak dan air diperhitungkan.
b.
Thermal Simulation
Simulasi ini banyak digunakan untuk studi aliran fluida, perpindahan panas
maupun reaksi kimia. Simulasi thermal banyak digunakan untuk studi injeksi
uap panas dan pada proses perolehan minyak tahap lanjut (in situ combusion).
c.
Compositional Simulation
Simulasi ini digunakan jika komposisi cairan atau gas diperhitungkan
terhadap perubahan tekanan. Simulasi jenis ini banyak digunakan untuk studi
perilaku reservoar yang berisi volatile-oil dan gas condensate.
Langkah-langkah pekerjaan simulasi reservoar meliputi:
1. Persiapan data
2. Pembuatan model geologi & geofisika.
3. Inisialisasi.
4. Run Simulasi Basecase.
36
5. history matching.
6. PI Matching
7. Pembuatan skenario
8. Prediksi
4.1.3.1. Persiapan Data
Persiapan data bertujuan untuk mendapatkan data yang valid dan sesuai
kebutuhan didasarkan pada tujuan dan prioritas simulasi. Prosentase keakuratan
hasil simulasi yang dilakukan, ditentukan oleh validitas data yang digunakan,
sehingga tanpa data yang memadai gambaran yang diharapkan tidak akan tercipta
atau bahkan akan memberikan informasi yang menyesatkan.
Data yang dibutuhkan untuk melakukan simulasi dapat diperoleh dari
berbagai sumber data yang memungkinkan. Data tersebut tidak dapat langsung
dipakai, tetapi memerlukan proses pengolahan sehingga dihasilkan data yang siap
pakai. Pemilihan sumber data serta pengolahan juga sangat berpengaruh terhadap
kesiapan data itu sendiri, yang pada akhirnya juga berpengaruh terhadap hasil
simulasi secara keseluruhan.
Data
yang
diperlukan
dalam
simulasi
berdasarkan
jenis
dapat
dikelompokkan sebagai berikut :

Data Geofisika (Data lintasan, interpretasi seismik, Picking Horison, pola
struktur, pola patahan, welltie, inversi.)

Data Geologi (lingkungan pengendapan, facies, patahan (sealing dan non
sealing), peta top struktur, bottom struktur, peta gross isopach, net sand
isopach, net oil sand isopach, isoporositas, isopermeabilitas, isosaturasi)

Data Sifat Batuan Reservoar (porositas,wettabilitas, tekanan kapiler,
saturasi fluida, permeabilitas, kompresibilitas)

Data Sifat Fisik Fluida Reservoar ( Bo, Bg, Bw, o, g, w, Rssebagai fungsi
tekanan)

Data Geometri reservoir (h, D, Re, Rw, Vb (A x h))

Data Produktifitas reservoir ( PI, IPR, Qoptimum)

Data Produksi ( qo, qg, qw, NP, WP, GP, GOR, WOR, GLR, WC)
37

Data Tekanan& Temperatur

Data Teknis sumur
4.1.3.1.1. Data Geofisika
Data yang dibutuhkan meliputi data lintasan, interpretasi seismik, Picking
Horison, pola struktur, pola patahan, welltie, inversi.
4.1.3.1.2. Data Geologi
Data geologi diperoleh dari data eksplorasi, interpretasiseismik, analisa
cutting dan data logging.Data geologi lapangan sangat penting untuk
mendapatkan suatu gambaran yang jelas tentang struktur, ketebalan, lithologi, luas
dan ketebalan rata-rata dari reservoir yang disajikan dalam bentuk peta-peta. Petapeta tersebut dapat berupa peta kontur, peta isopach, peta isopermeabilitas, peta
isoporositas, dan peta isosaturasi.Selain itu juga perlu diketahui mengenai
lingkungan pengendapan, facies, patahan (sealing dan non sealing).
4.1.3.1.3. Data Sifat Fisik Batuan Reservoar
Data batuan reservoir atau data petrofisik digunakan untuk mengetahui
sampai dimana pengembangan dari reservoar dan untuk menentukan karakteristik
bentuk aliran fluida di reservoar yang meliputi : volume reservoar, gas in place,
batas gas-air, transmisibilitas, batas reservoar dan lain-lain. Data batuan diperoleh
dari analisa sampel core dilaboratorium. Analisa core yang dilakukan di
laboratorium meliputi analisa core rutin dan analisa core spesial. Analisa core
rutin merupakan analisa core yang sering dilakukan di laboratorium. Parameter
yang diukur pada analisa rutin meliputi pengukuran porositas, permeabilitas, dan
saturasi fluida. Sedangkan analisa core spesial pengukurannya membutuhkan
waktu yang lebih lama daripada analisa core rutin dan membutuhkan peralatan
yang khusus. Parameter yang diukur dalam analisa core spesial yaitu
permeabilitas relatif, tekanan kapiler, wettabilitas, kompresibilitas, reseistivity
test, dan resistivity true.
38
Dari semua data batuan, yang dibutuhkan dalam proses simulasi reservoir
yaitu data : porositas, wettabilitas batuan, tekanan kapiler, saturasi fluida,
permeabilitas batuan (permeabilitas absolut, permeabilitas efektif, permeabilitas
relatif batuan), kompresibilitas batuan.
a.
Permeabilitas Relatif
Persiapan data permeabilitas relatif dimaksudkan supaya mendapatkan
data yang representatif atau mewakili keseluruhan reservoar untuk diinput
kedalam simulator, sehingga mendapatkan hasil yang akurat. Fungsi permeabilitas
relatif adalah untuk mendapatkan faktor perolehan suatu reservoar dan perilaku
aliran pada media berpori suatu reservoar.
Normalisasi Permeabilitas Relatif
Prosedur normalisasi data permeabilitas relatif adalah sebagai berikut.
1. Siapkan data-data core hasil analisa permeabilitas relatif.
2. Menentukan harga Sw* masing-masing core, dengan persamaan :
............................................................................. (3-4)
𝑆𝑤 ∗=
3. Menentukan normalisasi permeabilitas relatif fasa minyak pada saturasi
yang berbeda-beda.
𝑘 ∗ 𝑟𝑔 = (
)
.............................................................................. (3-5)
Dimana (krg)Swc adalah permebilitas relatif gas pada saturasi water
connate.
4. Menentukan normalisasi permeabilitas relatif fasa air pada data yang telah
tersedia.
𝑘 ∗ 𝑟𝑤 = (
)
.............................................................................. (3-6)
Dimana (krw)Sor adalah permebilitas relatif air pada residual oil
saturation.
5. Plot k*rg dan k*rw versus saturasi untuk semua sampel core batuan seperti
pada Gambar 4.5.
39
Gambar 4.5. Normalisasi k*rg dan k*ro versus Saturasi
(Mattax, C.C. and Dalton, L.R. 1990)
6. Menghitung rata-rata normalisasi permeabilitas relatif air dan minyak
sebagai fungsi dari saturasi.
(𝑘 ∗ 𝑟𝑔)𝑎𝑣𝑔 =
(𝑘 ∗ 𝑟𝑤)𝑎𝑣𝑔 =
( . . ∗
∑
∑
( . . ∗
∑
∑
)
............................................................ (3-7)
( . )
( . )
)
........................................................... (3-8)
7. Langkah terakhir adalah proses de-normalisasi data permeabilitas relatif.
Sebelum melakukan proses de-normalisasi permeabilitas relatif terlebih
dahulu menentukan 𝑘𝑟𝑔 𝑆𝑤𝑐 dan 𝑘𝑟𝑤 𝑆𝑜𝑟g.
b. Tekanan Kapiler
Prosedur pengolahan data tekanan kapiler adalah sebagai berikut :
40
1. Siapkan data Pc dan Sw, porositas dan permeabilitas masing-masing
sampel hasil pengukuran laboratorium.
2. Menghitung harga J(Sw), kemudian plot hasil J(Sw) versus Sw, dengan
persamaan :
𝐽(𝑆𝑤) = 0.21645
∅
.............................................................................. (3-11)
Keterangan :
J(Sw) = Leverett J-Function
Pc
= Tekanan Kapiler, Psi
IFT
= Interfacial Tension, Dynes/cm
k
= Permeabilitas, Darcy
= Porositas, Fraksi
3. Menghitung
normalisasi
harga
Pc
dengan
menggunakan
harga
permeabilitas absolut dan prositas rata-rata.
𝑃𝑐 = 𝑓{𝐽(𝑆𝑤)}.............................................................................................. (3-12)
4. Plot hasil normalisasi tekanan kapiler seperti ditunjukkan pada Gambar
4.6.
Gambar 4.6. Normalisasi Tekanan Kapiler versus Saturasi
(Mattax, C.C. and Dalton, L.R. 1990)
41
4.1.3.1.4. Data Sifat Fisik Fluida Reservoar
Data PVTreservoar dapat diperoleh dari hasil pengukuran di laboratorium
dengan menggunakan sampel fluida.
Data Sifat fisik fluida reservoir yang dibutuhkan meliputi:
1. faktor volume formasi minyak versus tekanan (Bo vs P), faktor volume
formasi gas versus tekanan (Bg vs P), faktor volume formasi air (Bw)
Contoh data faktor volume formasi ditunjukkan pada Gambar 4.7.
2. viskositas minyak versus tekanan (o vs P), viskositas gas versus tekanan
(g vs P)
Contoh data viskositas fluidaditunjukkan pada Gambar 4.8.
Gambar 4.7. Data Faktor Volume Formasi
(Chirclow, H.B., 1977)
42
Gambar 4.8. Data viskositas fluida
(Chirclow, H.B., 1977)
Selain data sifat fisik fluida yang sudah disebutkan, data fluida lain yang
dibutuhkan yaitu data densitas fluida, data komponen mol fluida, data Tekanan
saturasi yang semua data tersebut diperoleh melalui tes PVT.
4.1.3.2.1.5. Data Produktifitas Reservoar
Data produktifitas untuk setiap sumur diperlukan dalam proses history
matching.Parameter produktifitas yang lazim diketahui yaitu Productivity Index.

Productivity Index
Data yang diperlukan untuk menentukan Produktifitas Reservoar yaitu laju
alir fluida, data tekanan reservoar, data tekanan alir dasar sumur. Dari data-data
tersebut dapat diketahui Productivity Index seperti ditunjukkan pada persamaan
𝑃𝐼 =
Dimana :
....................................................................................
43
PI
= Productivity Index
Qo
= Laju Alir Minyak, Bbl
Ps
= Tekanan Reservoar, psi
Pwf
= Tekanan Alir Dasar Sumur, psi.
4.1.3.1.5. Data Tekanan dan Temperatur
Data tekanan diperoleh dari analisa test tekanan (Pressure Build-Up dan
Pressure Draw-Down). Test tekanan dilakukan pada kedalaman tertentu dari
reservoar dan dicatat tanggal, bulan, dan tahun pengukurannya.
4.1.3.1.6. Geometri Reservoir
Data geometri reservoir yang dibutuhkan berupa data kedalaman reservoir,
data tebal reservoir, volume bulk batuan, dan jari-jari pengurasan.
4.1.3.1.7.Data Produksi Reservoir
Data yang dibutuhkan dalam menghitung kapasitas produksi sumur:

Qwterhadap waktu

Qgterhadap waktu

kumulatif air, kumulatif gas

Gas-Water Ratio (GWR)
4.1.3.2. Pembuatan Model Geofisika dan Geologi
Setelah semua data dikumpulkan, langkah selanjutnya adalah pembuatan
model. Pembuatan model dilakukan berdasarkan hasil dari studi geologi,
geofisika, reservoar dan produksi (GGRP).Model yang dihasilkan meliputi peta
top struktur, peta bottom struktur,peta gross sand, peta net sand, peta net oil sand,
peta isoporosity, peta isopermeability, dan peta isosaturasi.
Pemilihan model dilakukan secara sistematik yang disertai dengan analisa
terhadap parameter-parameter terkait, sehingga didapatkan model yang optimum
untuk mensimulasikan reservoar sesuai dengan tujuan dan prioritas simulasi.
Pembuatan model meliputi pembuatan grid dan dimensi dari model.
44
4.1.3.2.1. Pemilihan Grid (Gridding)
Desain grid harus memperhatikan batas antara gas dan air pada reservoar,
juga luas reservoar (batas-batas reservoar) atau batas dimana ketebalan pasir
bernilai nol. Hal-hal yang perlu diperhatikan dalam penentuan sel adalah sebagai
berikut :
a. Perbedaan panjang sumbu x maupun y sel yang berdampingan tidak boleh
melebihi 3x.
b. Ukuran sel tidak harus seragam.
c. Tiap sumur harus dipisahkan minimum oleh satu sel.
d. Perubahan maksimum saturasi sel tidak boleh melebihi 5%.
e. Perubahan maksimum tekanan sel tidak boleh melebihi 200 psi.
Pembuatan Grid dilakukan dengan memperhatikan hal-hal sebagai berikut :
1. Posisi Grid
Penempatan grid pada simulasi reservoar yang menjadi pedoman adalah
bahwa reservoar yang disimulasikan harus terlingkupi oleh grid. Hal-hal yang
perlu diperhatikan dalam membuat grid reservoar adalah :
1. Grid harus melingkupi seluruh bagian reservoar
2. Grid harus melingkupi semua sumur yang aktif
3. Grid sejajar dengan ketebalan lapisan produktif
2. Ukuran Grid
Ukuran grid sangat mempengaruhi tingkat ketelitian perhitungan cadangan
dan pergerakan fluida reservoar yang dilakukan simulator. Ukuran sel yang
semakin kecil akan menghasilkan perhitungan yang dilakukan simulator
semakin teliti dan juga akan menambah jumlah sel keseluruhan sehingga akan
membutuhkan waktu yang lebih lama pada saat dijalankan karena kerja
simulator semakin berat.
Penentuan ukuran grid yang baik perlu memperhatikan:
1. Dapat mengidentifikasikan saturasi dan tekanan pada suatu posisi yang
spesifik sesuai kebutuhan studi.
2. Dapat menggambarkan geometri, geologi dan properti reservoar mulamula dengan jelas.
45
3. Dapat menggambarkan saturasi dinamis dan profil tekanan cukup detail
untuk mendapatkan hasil yang obyektif.
4. Pergerakan fluida pada model cukup pantas.
5. Dapat cocok dengan penyelesaian matematis simulator sehingga hasil
aliran fluida akurat dan stabil.
3. Sel Pasif
Pengertian sel pasif adalah dalam sel mempunyai harga ketebalan lapisan nol,
maka sel tersebut harus dinonaktifkan, sehingga simulator secara otomatis
tidak akan melakukan perhitungan apapun terhadap sel tersebut.
4. Tipe Grid
Grid pada model simulasi digunakan untuk menterjemahkan bentuk discrette
pada persamaan finite difference. Jenis grid yang digunakan pada pemodelan
ditentukan berdasarkan tujuan dari simulasi. Sistem grid yang dapat
digunakan pada model simulasi adalah sebagai berikut :
1. Block Centered, parameter yang saling bergantung dihitung pada
tengah-tengah sel atau blok (tidak ada titik pada boundary).
2. Lattice atau Corner Point, parameter yang saling bergantung dihitung
pada titik perpotongan garis grid. Ada beberapa titik pada batas grid.
Gambar 4.9. menunjukan contoh dari tipe Block Centered dan Lattice atau
Corner Point.
Gambar 4.9.
Sistem Grid pada Model Simulasi
(a) Block Centered Grid, (b) Lattice Grid
46
(Chirclow, H.B., 1977)
Gambar 4.10.
Jenis Ukuran Grid pada Model Simulasi
(a) coarse grid, (b) fine grid
(Chirclow, H.B., 1977)
Ukuran grid dapat dibedakan menjadi 2 jenis yaitu coarse grid (grid
kasar) dan fine grid (grid halus) seperti yang terlihat pada Gambar 4.10.
Coarse grid biasanya digunakan pada simulasi sederhana ataupun digunakan pada
tahap awal untuk menguji model konsep yang akan digunakan. Fine grid
digunakan setelah konsep model sesuai, serta pada simulasi reservoar berlapis.
Berdasarkan bentuknya, jenis grid dapat dibedakan menjadi 4 jenis, yaitu
cartesian grid, curvilinear grid, radial grid dan locally-refined cartesian grid.
a. Cartesian Grid
Grid jenis ini dibentuk oleh garis-garis horizontal dan vertikal yang
membentuk bujur sangkar, dan merupakan jenis grid yang paling umum
digunakan dalam pemodelan reservoar, dapat dilihat pada Gambar 4.11.
b. Curvilinear Grid
Grid ini digunakan untuk menyesuaikan model dengan batas reservoar, adanya
patahan serta untuk mengikuti arah pola aliran fluida, terutama pada reservoar
miring, atau adanya perbedaan kedalaman antara sumur injeksi dan produksi,
dapat dilihat pada Gambar 4.11.
47
Gambar 4.11.
Cartesian Grid dan Curvlinear Grid
(Chirclow, H.B., 1977)
c. Radial Grid
Grid jenis ini biasanya digunakan pada simulasi single-well, untuk
memperkirakan kinerja sumur, terjadinya coning, mengetahui pengaruh
komplesi serta memperkirakan karakteristik permeabilitas ditempat dengan
pressure build-up, dapat dilihat pada Gambar 4.12.
d. Locally-refined Cartesian Grid
Grid jenis ini di bentuk dengan membuat fine grid pada bagian-bagian tertentu
dari coarse grid. Hal ini dilakukan untuk mempercepat proses simulasi yaitu
dengan memperkecil jumlah sel yang disimulasikan, dapat dilihat pada
Gambar 4.13.
wellbore
Gambar 4.12.
Radial Grid
48
Gambar 4.13.
Locally-refinement Cartesian Grid
Pembuatan grid juga memperhatikan penentuan arah grid. Penentuan arah
grid dipengaruhi oleh distribusi permeabilitas vertikal dan horizontal (pada
reservoar anisotropi), serta arah aliran fluida yang dominan.
4.1.3.2.2. Pemilihan Model
Parameter-parameter yang berpengaruh dalam pemilihan model adalah
sebagai berikut :

Jenis reservoar.

Geometri dan dimensi reservoar.

Data yang tersedia.

Jenis proses secondary atau tertiary recovery yang akan dimodelkan.
Pemilihan
model
selain
keempat
parameter
diatas,
juga
mempertimbangkan sumber daya manusia, kemampuan teknologi (komputer)
serta pertimbangan besarnya investasi biaya yang digunakan.
4.1.3.3. Input Data
Pemasukan data ke simulator bisa dilakukan dengan tiga cara:
1. Typing yaitu dengan mengetikkan data yang ada ke kolom isian yang sudah
tersedia.
2.
Digitizing yaitu proses perekaman koordinat x dan y dari peta geologi yang
sudah ada sebanyak mungkin dengan interval sekecil mungkin agar dapat
membentuk garis batas peta yang baik. Langkah yang dilakukan adalah:
49
-
Menempel peta pada suatu kertas besar.
-
Memplot koordinat garis masing-masing peta (top struktur, isoporositas,
isopermeabilitas , ketebalan vertikal).
-
Memplot koordinat sumur yang menembus lapisan batuan yang sama.
-
Menulis dan menyimpan data tersebut ke file digitasi.
3. Importing yaitu memasukkan data dalam bentuk file yang sudah diatur dari
program lain, sehingga akan mempermudah dalam usaha memasukkan data.
Pemasukan data yang sangat banyak dapat diolah dengan program lain sesuai
dengan format masukan data pada simulator, dan setelah selesai dapat diambil
sekaligus tanpa mengisi satu persatu.
4.1.3.4. Inisialisasi
Inisialisasi merupakan pengkajian ulang model yangakan digunakan untuk
simulasi. Proses ini dilakukan dengan cara menyamakan OGIP hasil simulasi
dengan OGIP hasil perhitungan volumetrik. Model simulasi akan menghasilkan
besarnya OGIP, untuk itu perlu dibandingkan dengan kondisi aktualnya yang
dihitung dengan metode volumetrik.
Berikut akan dijelaskan mengenai perhitungan OGIP secara volumetrik:
...................................................................... (3-16)
Perhitungan volume bulk memakai persamaan :

Persamaan pyramidal (
V b


h
An  An 1 
3
Sehingga Vb

An 1
 0,5 )
An

................................ (3-17)
in
  Vb
i 0
Persamaan trapezoidal (
 Vb 1

An An 1 , acre  ft
An 1
 0,5 )
An
h
 An  An 1 , acre  ft ................................................... .(3-18)
2
50
Volume puncak dapat dihitung melalui persamaan berikut :
 Vb2 
h
An ,
3
sehingga
akan
in
i n
i0
i 0
didapat
volume
bulk
reservoir
Vb   Vb1   Vb2
Keterangan :
 OGIP
= jumlah cadangan Gas mula-mula, cuft
 43560
= factor konversi dari acre-ft ke cuft
 Vb
= volume bulk batuan, acre-ft
 A
= luasreservoir, acre
 h
= ketebalanlapisan, ft
 Ф
= porositasrata-rata, fraksi
 Sw
= saturasi air rata-rata, fraksi
 Bgi
= faktor volume formasi gas awal, Cuft/Scf
 An
= luasyangdibatasiolehgarisisopachdibawahnya, acre
 An+1
= luasyangdibatasiolehgarisisopachdiatasnya, acre
4.1.3.5. History Matching
History matching merupakan proses penyelarasan data produksi dan
tekanan hasil simulasi dengan data produksi dan tekanan aktual.Tahap ini sangat
menentukan dalam simulasi reservoar. Proses ini dilakukan untuk membuat
kondisi dan kinerja model reservoar hasil simulasi menyerupai kondisi dan kinerja
reservoar sesungguhnya.
Parameter yang diselaraskan dalam history matching yaitu tekanan dan
laju produksi.
Penyelarasan Tekanan
51
Penyelarasan tekanan antara tekanan hasil simulasi dengan tekanan aktual
tercapai apabila garis grafiknya memilki kesejajaran yang sama atau mendekati
dengan data aktual.
Gambar 4.14. menunjukan tahapan penyelarasan tekanan dalam simulasi
reservoar.
Gambar 4.14. Proses Penyelarasan Tekanan dalam Simulasi Reservoar (4)
Penyelarasan Laju Produksi
(Mattax, C.C. and Dalton, L.R. 1990)
Penyelarasan data produksi ditunjukkan dengan grafik antara laju alir
minyak terhadap waktu yang dihasilkan dari simulasi dengan laju alir minyak
aktual terhadap waktu, .Begitu pula dengan laju alir air, laju alir gas, NP, Wp, Gp,
WC, GLR, GOR, WOR yang ditunjukkan dengan grafik antara parameter tersebut
terhadap waktu.
Jika penyelarasan laju alir minyak (Qo), air (Qw), gas (Qg), Np, Wp, Gp,
WC, GLR, GOR, WOR, terhadap sejarah laju alir Qo, Qw, Qg, Np, Wp, Gp, WC,
GLR, GOR, WOR aktualbelum selaras, ada beberapa parameter yang dapat
ditinjauulang untuk memperkecil perbedaan antara model simulasi dengan kondisi
aktual. Peninjauan ulang data tersebut meliputi :
a) Review normalisasi data permeabilitas relatif batuan
b) Review data Fluida reservoir seperti data Bo vs P
c) Re-studi pemodelan geologi, seperti studi facies dan studi sealing
non sealing
52
Contoh Gambar 4.15. merupakan hasil history matching antara Qo vs time, dan
Qw vs time yang disajikan dalam satu gambar.
Gambar 4.15. Hasil history matching antara Qo, Qw simulasi dengan Qo, Qw
aktual terhadap waktu (7)
4.1.3.6. Pembuatan Skenario
Pembuatan Skenario disesuaikan dengan kondisi lapangan. Misalnya :

Skenario I
= Basecase

Skenario II
= Skenario I + Optimasi Produksi

Skenario III
= Skenario II + Workover

Skenario IV
= Skenario III + Infill Drilling

Skenario V
= Skenario IV + Water Flooding
4.1.3.7. Prediksi (Forecast)
Prediksi atau peramalan merupakan tahap akhir dalam melakukan simulasi
reservoar setelah proses production history macth selesai. Tahap ini bertujuan
untuk mengetahui atau melihat perilaku reservoar yang disimulasi pada masa yang
akan datang berdasarkan kondisi yang diharapkan.
53
Model reservoar yang telah selaras dengan keadaan reservoar sebenarnya
dapat digunakan untuk peramalan perilaku reservoar untuk skenario produksi
seperti yang dapat diterapkan pada reservoar yang sebenarnya di lapangan.
Ketetapan hasil peramalan melalui model sangat dipengaruhi oleh kualitas
keselarasan yang dihasilkan.
Peramalan yang dapat dilakukan melalui model simulasi reservoar antara
lain:

Hubungan tekanan reservoar dengan produksi kumulatif fluida.

Hubungan tekanan reservoar dengan laju produksi fluida

Hubungan laju produksi dengan waktu

Hubungan laju produksi terhadap produksi kumulatif

Besarnya ultimate recovery untuk berbagai skenario dan cara produksi.

Jumlah dan penyebaran titik serap yang optimum.
Berikut merupakan contoh gambar prediksi profil produksi setelah
dilakukannya proses history matching yang disajikan pada Gambar 4.16.
54
Gambar 4.16. Hasil prediksi dengan menggunakan skenario setelah proses
history matching
(Mattax, C.C. and Dalton, L.R. 1990)
4.2.
METODOLOGI
Penelitian ini akan dilakukan melalui dua tahap. Tahap Pertama yaitu
mengolah dan menganalisa data. Data-data tersebut yaitu model geologi dan
geofisika (G&G), data reservoir, data produksi, jumah cadangan volumetris, data
welltest / uji sumur, dan perilaku reservoir. Tahap kedua yaitu melakukan history
matching dan dilanjutkan peramalan produksi dengan menggunakan skenario
pengembangan. Secara rinci berikut diagram alir pelaksanaan penelitian :
Metodologi dalam pengerjaan simulasi reservoar dibantu dengan simulator
Eclipse 100. Langkah kerja studi pengembangan Upper Sand Delta20 ini
meliputi:
1. Pengumpulan data.
55
1.1.
Hasil pemodelan Geofisika & Geologi, berupa peta top struktur, peta
bottom struktur, peta gross isopach, peta net sand isopach, peta net oil
isopach, peta distribusi porositas, peta distribusi permeabilitas, danpeta
distribusi saturasi
1.2. Data Batuan Reservoir :
Porositas batuan, permeabilitas absolut dan permeabilitas relatif batuan,
saturasi fluida, tekanan kapiler, kompresibilitas batuan.
1.3. Data Fluida Reservoir
Data faktor volume formasi minyak terhadap tekanan, data kelarutan gas
dalam minyak terhadap tekanan, data viskositas minyak terhadap
tekanan.
1.4. Data Kondisi Reservoir
Tekanan awal reservoar, sejarah tekanan lapangan “TGA”, temperatur
reservoar.
1.5. Data Produksi
Sejarah laju alir gas (Qg), PI, IPR, Qoptimum, sejarah Qair (Qw),
metode produksi, kumulatif air (Wp), kumulatif gas (Gp), GWR.
1.6. Data penunjang
1.6.1. Data geometri reservoir : kedalaman reservoir, data tebal
reservoir, volumebulk batuan, jari-jari pengurasan dan jari-jari
sumur.
1.6.2. Data Sumur :Data Status sumur, Data perforasi, Data mekanik
sumur.
1.6.3. Asumsi data keekonomian.
2. Pengolahan data.
2.1.
Data Produksi dan tekanan.
2.2.
Normalisasi Data permeabilitas relatif batuan.
2.3.
Normalisasi Data tekanan kapiler.
2.4.
Pemodelan Diagram Fasa Fluida menggunakan software PVTi.
2.5.
Perhitungan Drive Index.
3. Input data hasil pengolahan pada langkah (2) ke dalam model reservoir
56
4. Inisialisasi
Menyamakan OGIP model reservoir dengan OGIP hasil perhitungan
volumetrik. Jika perbedaan antara OGIP model reservoir dengan OGIP hasil
volumetrik lebih dari 5%, maka dilakukan peninjauan ulang terhadap
parameter statis dari model, seperti Pc, NTG, ketebalan lapisan, dll. Jika
perbedaan kurang dari 5%, maka hasil inisialisasi sudah baik.
5. Melakukan penyelarasan (History Matching) antara hasil run simulasi dengan
produksi aktual. Parameter yang diselaraskan yaitu tekanan dan produksi.
Parameter produksi yang diselaraskan antara lain laju alir gas (Qg), air (Qw),
kumulatif gas (GP), dan kumulatif air (WP) antara model dengan aktual. Jika
hasil penyelarasan antara data produksi simulasi dengan data produksi actual
sudah sama (perbedaan< 1% untuk laju alir likuid, perbedaan < 5% untuk laju
alir minyak, dan< 10% untuk laju alir air).
6. Membuat skenario-skenario pengembangan lapangan “TGA”.
7.
Melakukan prediksi tiap skenario.
8.
Membuat kesimpulan.
Untuk memperjelas pemahaman terhadap metodologi ini, disajikan pada
Gambar 4.17. berikut ini :
57
Perhitungan Reserves Gas
RF sudah/mendekati
maksimal
Perhitungan RF
Maintain produksi dengan
sumur existing
RF masih dapat
di maksimalkan
Potensi untuk dikembangkan
Karakterisasi Reservoir
Geofisika & Geologi
Analisa Data Reservoir
Data Produksi
Geofisika
Geologi
Data lintasan
Interpretasi
seismik
Struktur, patahan,
welltie, inversi
Lithologi,
struktur, faults,
stratigafi,
fractures, facies,
sealing non
sealing, Open hole
Logging
Core : Por.absolut
, K, Sw
Spesial Core :Pc,
Krg vs Krw vs Sw
PVT analysis
viskositas gas,
densitas gas,
komposisi gas
Well test
Qq, PI, IPR,
Qoptimum,
metode
produksi, Qw,
Qg, Wp, Gp,
GWR,
Pi reservoir, m,
Perm. eff, Skin,
Re, T
Model Reservoir
Pemodelan Geologi
Model Produksi
Simulasi Reservoir
Mereview data :
porositas, Pc,
ketebalan lapisan
Mereview parameter
yang bersifat dinamis
1. Normalisasi
permeabilitas relatif
2. studi sealing dan nonsealing, facies
3. Rock Property : K,
por, NTG
Validasi Model Simulasi
Jika OGIP Simulasi belum sesuai
dengan OGIP hasil perhitungan
volumetrik
Tidak
Inisialisasi
Jika OGIP Simulasi sudah sesuai
dengan OGIP hasil perhitungan
volumetrik
Ya
History Matching
Jika hasil penyelarasan data produksi dan
tekanan simulasi sudah selaras dengan data
produksi dan P aktual.
TIDAK SELARAS
SELARAS
Model Simulasi Reservoir yang valid
Membuat Skenario-skenario Pengembangan lapangan
Prediksi Produksi Lapangan
Mengusulkan Skenario terbaik
Kesimpulan
Gambar 4.17. Diagram Alur Pengerjaan Tesis
Jika hasil penyelarasan data produksi
dan tekanan simulasi belum selaras
dengan data produksi dan P aktual.