SPE-949249-G A Critical Review of Methods Used in Estimation of Natural Gas Reserves By HENRY J. GRUY* AND JACK A. CRICHTON, * MEMBERS AIME (Tulsa and Los Angeles Meetings, October 1947) Abstract Makalah ini membahas metode yang digunakan dalam estimasi cadangan natural gas dan kondisi umum di mana berbagai metode tersebut dapat diterapkan. Faktor-faktor yang digunakan dalam memperkirakan cadangan natural gas ditinjau. Kesalahan yang ditemukan sering terjadi akan dicantumkan. Introduction Estimasi cadangan natural gas menjadi hal yang sangat penting karena semakin pentingnya gas dalam perekonomian negara. Gas merupakan bahan bakar yang paling diminati, hal ini dibuktikan dengan permintaan pasar yang terus meningkat. Selain itu, penggunaan gas baru ditingkatkan oleh industri kimia, plastik, dan industri terkait, dan pabrik-pabrik sedang dibangun untuk membuat bensin dari natural gas. Inilah beberapa faktor yang berkontribusi terhadap pentingnya cadangan natural gas negara. Estimasi ini digunakan antara lain: (1) untuk menentukan lapangan mana yang mempunyai cadangan yang cukup untuk membenarkan pembangunan saluran pipa untuk melayani pasar tertentu; (2) merancang jalur pipa yang diperlukan untuk melayani lahan tersebut secara memadai; (3) menentukan lokasi pabrik industri dan kimia; (4) membiayai pengembangan properti gas dan pembangunan jalur pipa gas; (5) menentukan tunjangan penyisihan dan tingkat penyusutan yang adil dan memadai; (6) untuk membenarkan permohonan jalur pipa gas di hadapan berbagai badan pengawas; (7) menentukan jumlah sumur yang dibutuhkan untuk mengeksploitasi cadangan secara paling ekonomis; (8) untuk membantu dalam menentukan nilai pembelian atau penjualan properti gas, dan untuk keperluan pajak warisan; (9) untuk menentukan ekuitas dalam unit operasi; (10) untuk memberikan dasar penghitungan keekonomian operasi perputaran gas. Present Methods of Estimating Natural Volume yang ditempati oleh satu pound-mol gas ideal pada kondisi standar (60℉ dan 30 inch mercurry) adalah 379,4 cu-ft, oleh karena itu rumus volumetriknya dapat dinyatakan sebagai berikut: • Decline-Curve Method Metode ini cocok digunakan pada reservoir tanpa water drive mechanism. Early pressure-decline curve dibuat dari tekanan kepala sumur yang tertutup, kadang-kadang disebut sebagai "tekanan batuan". Sejak dikembangkannya metode pengukuran dan penghitungan tekanan reservoir, sebagian besar insinyur dan ahli geologi menggunakan tekanan reservoir dalam menggambar kurva penurunan. Jika water drive tidak ada, wellhead atau reservoir pressure yang diplot terhadap produksi kumulatif dapat diekstrapolasi dalam garis lurus ke tekanan pengabaian yang diharapkan dan pemulihan akhir dapat dibaca secara langsung. Estimasi yang dibuat dengan cara ini mengabaikan pengaruh penyimpangan dari hukum Boyle. Ketika keakuratan data lain membenarkan perbaikan, tekanan reservoir dibagi dengan faktor kompresibilitas Z dapat diplot terhadap produksi kumulatif untuk mengoreksi pengaruh penyimpangan dari hukum Boyle. Methods of Estimating Dissolved Gas Reserves Metode utama dalam memperkirakan cadangan gas terlarut adalah metode volumetrik. Original gas in place ditentukan dengan estimasi original volume of stock tank oil in place, dan mengalikan nilai ini dengan original solution gas-oil ratio. Recovery factor yang diterapkan tergantung pada mekanisme produksi reservoir. • Water Drive Untuk reservoir yang tekanannya tidak turun di bawah bubble point, rasio gas-minyak akan konstan dan recovery factor gas akan sama dengan recovery factor minyak. East Texas field adalah contoh reservoir jenis ini. Untuk reservoir yang tekanannya turun di bawah bubble point, recovery factor gas akan lebih besar dibandingkan recovery factor minyak. Untuk menentukan recovery factor secara akurat, sejarah tekanan di lapangan perlu ditentukan terlebih dahulu dengan perhitungan material balance dan water-influx, atau dengan mengekstrapolasi kurva tekanan terhadap produksi kumulatif, jika laju produksi telah konstan. Setelah pressure history lapangan diperkirakan, jumlah gas yang akan diperoleh kembali dapat diperkirakan dengan mengalikan volume minyak yang dapat diperoleh kembali dengan rasio gas-minyak terlarut awal dan menambahkan jumlah yang sama dengan volume minyak yang tidak dapat diperoleh kembali dikalikan selisihnya. dalam rasio gas-minyak terlarut awal dan jumlah gas dalam larutan per barel minyak pada tekanan rata-rata yang diperkirakan akan dihasilkan oleh reservoir. • Constant-Volume Type Reservoir Untuk menghitung jumlah gas yang dapat diperoleh kembali, perlu untuk menghitung gas yang semula berada di tempatnya dan mengurangi gas yang tidak dapat diperoleh kembali dengan abandonment pressure yang diharapkan dari reservoir. Ini dapat dihitung dengan persamaan berikut: Gas Reserves Penyempurnaan estimasi natural gas dimungkinkan oleh semakin banyaknya data yang diperoleh tentang reservoir gas, dan meningkatnya pengetahuan tentang mekanika reservoir. Istilah yang saat ini digunakan oleh American Gas Association untuk menggambarkan berbagai jenis gas sesuai dengan sifat keberadaannya di dalam reservoir didefinisikan sebagai: 1. Non-assosiated Gas; yaitu gas bebas yang tidak bersentuhan dengan minyak mentah di reservoir. 2. Associated Gas; yaitu, gas bebas yang bersentuhan dengan minyak mentah di reservoir. 3. Dissolved Gas; yaitu, gas dalam larutan minyak mentah di reservoir. Methods of Estimating Nonassociated Gas Reserves • Volumetric Method Metode volumetrik, seperti yang digunakan saat ini, menggunakan peta struktural dan isopach berdasarkan data dari electrical log, core, drill-stem, dan uji produksi. Volume pasir diperoleh dengan planimetering. Data analisis core dan interpretasi log memungkinkan perkiraan porositas, connate water, dan net productive thickness, sehingga volume ruang pori berisi gas dapat dihitung. Analisis laboratorium gas untuk menentukan kompresibilitasnya pada berbagai tekanan dan suhu, serta menentukan tekanan dan suhu reservoir dengan instrumen perekam, memungkinkan penghitungan volume gas yang terkandung dalam reservoir. Perhitungan gas yang ada di dalam reservoir dapat dilakukan dengan menggunakan rumus berikut: Cadangan juga dapat dihitung secara volumetrik dengan menggunakan poond-mol sebagai dasar perhitungan. Rumus berikut digunakan: Common Errors in Method Estimating Natural Gas Reserves Methods of Estimating Associated Gas Reserves Masalah tambahan tertentu juga dihadapi dalam estimasi cadangan associated gas. Pertama, volume gas yang mungkin dihasilkan dari gas cap dapat melebihi volume asli gas yang terkandung dalam gas cap karena migrasi struktur atas gas larutan, dengan berkurangnya tekanan pada zona minyak. Kedua, volume reservoir yang ditempati oleh gas cap dapat meningkat seiring dengan pengambilan minyak atau mungkin berkurang karena pergerakan struktur atas minyak. Ketiga, volume gas yang dihasilkan dari gas cap mungkin tidak diketahui secara akurat karena beberapa sumur minyak di dekat kontak gas-minyak dapat menghasilkan gas ikut serta dissolved gas. Metode decline-curve untuk memperkirakan jumlah gas yang tersisa dalam gas cap tidak akurat karena volume reservoir akan tetap konstan hanya dalam kondisi luar biasa dan dissolved gas dapat bermigrasi ke dalam gas cap. Masalah estimasi menjadi lebih sederhana jika tidak ada upaya yang dilakukan untuk membedakan antara gas ikutan dan dissolved gas. Total cadangan gas asli dapat dihitung dan produksi kumulatif gas ikutan dan dissolved gas dikurangi untuk mendapatkan total cadangan gas yang tersisa setiap saat. Kesalahan-kesalahan berikut ini ditemukan dalam peninjauan estimasi cadangan gas: 1. Konstruksi kurva tekanan untuk sumur awal di suatu lapangan dan penerapan cadangan yang ditunjukkan pada sumur-sumur selanjutnya berdasarkan per sumur atau per hektar. 2. Konstruksi kurva penurunan tekanan dari tekanan rata-rata aritmatika ketika jarak sumur tidak seragam dan jumlah sumur tidak konstan. 3. Konstruksi kurva penurunan tekanan menggunakan tekanan yang diperoleh dari peta isobarik, yang semuanya tidak mencakup area yang sama. 4. Kegagalan dalam memeriksa estimasi kurva penurunan dengan perhitungan volumetrik untuk menentukan apakah luas, ketebalan, dan porositas yang diperlukan untuk menampung estimasi cadangan bertentangan dengan data yang tersedia. 5. Kegagalan mempertimbangkan akibat penyimpangan hukum Boyle. 6. Dengan asumsi bahwa pengabaian koreksi suhu dan kompresibilitas adalah kompensasinya (lihat Gambar 5).