jbptitbpp-gdl-maidilarha-22707-1-2013ts-r.pdf

8/18/2019 jbptitbpp-gdl-maidilarha-22707-1-2013ts-r.pdf

1/24

PEMODELAN RESERVOIR TERINTEGRASI

UNTUK MEMBANTU PROSES HISTORY MATCHING

LAPANGAN “G”

TESIS

Karya tulis sebagai salah satu syarat

untuk memperoleh gelar Magister dariInstitut Teknologi Bandung

Oleh

M. AIDIL ARHAM

NIM : 22211004

(Program Studi Magister Teknik Perminyakan)

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2013


2/24

ABSTRAK



LAPANGAN “G”

Oleh

M. Aidil Arham

NIM : 22006019


Proses history matching merupakan bagian penting dari suatu tahapan

pemodelan reservoir. Layak tidaknya suatu model statik ditentukan oleh seberapa

baik model tersebut dapat merepresentasikan kondisi bawah permukaan suatu

reservoir. Model statik dan dinamik reservoir lapangan G berdasarkan hasil studi

yang dilakukan pada tahun 2007 tidak menunjukkan hal tersebut dan sudah

dibuktikan dengan hasil pemboran 3 sumur horisontal terakhir; sumur G-11Hz, G-

12Hz, dan G-13Hz. Oleh karena itu, pemodelan ulang reservoir lapangan G

mutlak dilakukan agar dapat mengkarakterisasi properti reservoir dan perilaku

aliran fluida secara lebih baik lagi. Sehingga pada tahun 2011 telah dilakukan

studi terintegrasi meliputi interpretasi seismik hingga pemodelan statik maupun

dinamik dengan beberapa perbaikan pada teknik maupun metode pengolahan data

berdasarkan evaluasi terhadap model reservoir sebelumnya.

Tesis ini akan menjelaskan beberapa perbaikan pada teknik dan metode

apa saja yang telah dilakukan sehingga dapat membantu proses history matching.

Perbaikan yang telah dilakukan meliputi survey ulang nilai kelly bushing (karena

adanya isu ketidakkonsistenan posisi kontak hidrokarbon), menerapkan metode

velocity map untuk konversi waktu ke kedalaman, mengevaluasi ulang parameter

dan analisis petrofisika, mendefinisikan kembali konsep lingkungan pengendapan

dan penyebaran fasies, membagi reservoir menjadi 3 rock type (RT),

menggunakan J-Function untuk penyebaran saturasi air, dan menerapkan berbagai

i


3/24

metode geostatistik maupun melakukan perhitungan kalkulator untuk

mendefinisikan properti reservoir pada grid 3D model statik.

Model kerangka fasies merupakan grid 3D model statik pertama yang

didefinisikan sebagai referensi utama untuk menyebarkan fasies final. Beberapa

metode geostatistik telah digunakan untuk menyebarkan fasies final tersebut; TGS

with trend , TGS , Indicator Kriging dan Assign Value. Sedangkan grid 3D properti

reservoir lainnya disebarkan dan diikat terhadap sebaran model fasies final

tersebut. Model statik ini yang kemudian di scale-up dan digunakan sebagai

model dinamik pada proses history matching. Proses ini dilakukan untuk menguji

kesesuaian antara sebaran properti model reservoir terhadap data produksi dari

masing-masing sumur di lapangan G. Oleh karena itu, untuk membantu proses

history matching telah dilakukan sejumlah modifikasi terhadap model dinamik

tersebut. Model dinamik ini yang kemudian digunakan sebagai base model untuk

melakukan forecast strategi pengembangan dan optimasi produksi minyak dan gas

termasuk analisis keekonomian dari lapangan G. Selain itu juga, studi komparasi

dilakukan dengan cara membandingkan hasil studi terbaru ini dengan hasil studi

yang telah dilakukan sebelumnya pada tahun 2007. Penerapan pemodelan

reservoir secara terintegrasi pada akhirnya sangat membantu untuk mempercepat

proses history matching. Dengan demikian, penulis berharap tahapan yang telah

dilakukan dalam studi ini dapat diterapkan pada pemodelan reservoir lapangan

lainnya.

ii


4/24

ABSTRACT

INTEGRATED RESERVOIR MODELING

TO ASSIST HISTORY MATCHING PROCESS

OF “G” FIELD

By

M. Aidil Arham

NIM : 22006019

(Magister Program Of Petroleum Engineering)

History matching process is an important part of the stages of a reservoir

modeling. Appropriateness of a static model is determined by how well the model

can represent a subsurface reservoir conditions. Static and dynamic reservoir

model based on the result a study conducted in 2007 showed no such thing and is

evidenced by the results of drilling 3 latest horizontal wells; G-11Hz, G-12Hz,

and G-13Hz well. Therefore, the reservoir re-modeling for G field to be conducted

in order to characterize the reservoir properties and fluid flow behavior is better.

So it has been done in 2011 includes seismic interpretation to static and dynamic

modeling with a number of improvements made to both the technique and method

of data processing based on evaluation of reservoirs models before

This thesis will describe a repairing number of techniques and methods

what has been done so as to assist the process of history matching. Improvements

that have been made include re-survey of kelly bushing values (due to the issue of

inconsistencies hydrocarbon contact position), applying the method of velocity

map for the time-to-depth conversion, re-evaluate the parameters and

petrophysical analysis, redefining the concept of depositional environments and

facies deployment, divide the reservoir into 3 rock types, using J-Function for the

spread of water saturation, apply different geostatistical methods and calculations

calculator to define reservoir properties in a 3D grid of static models.

iii


5/24

Facies framework model is a 3D grid of static model which first be defined

as a main reference to spread the final facies. Several geostatistical methods have

been used to spread the final facies; TGS with trends, TGS, Indicator Kriging and

Assign Value. While the other 3D grid of reservoir properties spread and tied to

the final distribution of facies model. The static model is then scaled-up and used

as a dynamic model for the history matching process. This process is carried out

to test the suitability of the property distribution of reservoir models to production

data from each of wells in G field. Therefore, a number of modifications have

been performed on the dynamic model. This dynamic model is then used as a base

model for forecast the development strategy and production optimization of oil

and gas including economic analysis of G field. In addition, a comparative study

was also carried out by comparing the results of current study to the results of

previous studies that have been carried out in 2007. Application of integrated

reservoir modeling is ultimately very helpful speeding history matching process.

Thus the stages that have been done in this study is expected can be applied to

other field reservoir modeling.

iv


6/24



LAPANGAN “G”

Oleh

M. AIDIL ARHAM

NIM : 22211004


Institut Teknologi Bandung

Menyetujui

Tim Pembimbing

Tanggal 27 September 2013

Pembimbing

___________________

(Ir. Zuher Syihab M.Sc, Ph.D)

v


7/24

PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS

Tesis S2 yang tidak dipublikasikan terdaftar dan tersedia di Perpustakaan Institut

Teknologi Bandung, dan terbuka untuk umum dengan ketentuan bahwa hak cipta

ada pada pengarang dengan mengikuti aturan HaKI yang berlaku di Institut

Teknologi Bandung. Referensi kepustakaan diperkenankan dicatat, tetapi

pengutipan atau peringkasan hanya dapat dilakukan seizin pengarang dan harus

disertai dengan kebiasaan ilmiah untuk menyebutkan sumbernya.

Memperbanyak atau menerbitkan sebagian atau seluruh tesis haruslah seizin

Direktur Program Pascasarjana, Institut Teknologi Bandung.

vi


8/24

KATA PENGANTAR

Assalamualaikum wr wb,

Alhamdulillahirobbilalamin, Allahu Akbar, Allahu Akbar, Allahu Akbar. Puji

syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT karena berkat rahmat, hidayah,

kesempatan, kemudahan, dan izin - Nya, akhirnya penulis dapat menyelesaikan

tesis yang berjudul “PEMODELAN RESERVOIR TERINTEGRASI UNTUK

MEMBANTU PROSES HISTORY MATCHING LAPANGAN G”.

Shalawat dan salam penulis haturkan kehadirat junjungan alam, teladan, Nabi

Muhammad SAW beserta para keluarga, sahabatnya dan Insya Allah kepada kita

sebagai umat penerus perjuangannya.

Ucapan terima kasih dan segala cinta, khusus penulis haturkan kepada ayahanda

Abdul Rahman Sucamah, ibunda Nyimas Siti Rohani, istri tercinta Hera Eka

Putri, anak-anakku tersayang Muhammad Raffa Rastadia Arham dan Muhammad

Haziq Hastadia Arham, dan adik-adikku yang baik Arjulaini Aras dan Marannu

Arham ; atas kasih sayang, dukungan dan doa yang senantiasa dicurahkan untuk

penulis.

Selama penyusunan tesis ini tentunya tidak lepas dari berbagai bantuan baik dari

tahap persiapan studi, sampai penyusunan tesis. Untuk itu penulis menyampaikan

rasa hormat dan terima kasih kepada :

1.

Bapak Ir. Leksono Mucharam M.Sc, Ph.D sebagai Ketua Program Studi

Magister Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung.

2.

Bapak Ir. Zuher Syihab M.Sc, Ph.D sebagai Pembimbing Tesis.

3. Dosen-dosen Program Studi Magister Teknik Perminyakan Institut Teknologi

Bandung: Bapak Prof. Ir. Pudjo Sukarno Msc, Ph.D., Bapak Dr. Ir. Sudjati

Rachmat DEA., Bapak Dr. Ir. Arsegianto M.Sc., Bapak Prof. Dr. Ing. Ir. Rudi

Rubiandini Ria S., Bapak Dr. Ing. Ir. Bonar Tua Halomoan Marbun., Bapak

vii


9/24

RS. Trijana Kartoatmodjo Ph.D atas segala ilmu dan pengalaman yang telah

dibagikan.

4. Seluruh staf Program Studi Magister Teknik Perminyakan Institut Teknologi

Bandung yang telah membantu administrasi dalam perkuliahan dan penulisan

tesis: Pak Acep, Bu Feri, dan Bu Tuti.

5. Rekan-rekan di Medco E&P Indonesia terutama yang tergabung dalam tim

studi pemodelan reservoir dan simulasi lapangan Gunung Kembang: Pak

Gomaa, Mas Faris, Yona, Nadia dan Cardo.

6. Manajemen PT Medco E&P Indonesia yang telah memberikan kesempatan

kepada penulis untuk mengikuti program magister ini dan memberikan

kelonggaran untuk penggunaan data.

7. Bapak dan Ibu mertua Hendry Mursalim, Rumiyati Rahayu (alm.), Lilik

Suwarsini atas segala perhatian, kasih sayang dan dukungannya.

8. Teman-teman Program Studi Magister Teknik Perminyakan Institut Teknologi

Bandung 2011/2013 atas kebersamaan dan dorongan semangat untuk

menyelesaikan tesis ini.

Penulis menyadari bahwa dalam penulisan tesis ini masih banyak terdapat

kekurangan, dengan kerendahan hati penulis meminta kritik, saran dan masukan

dari berbagai pihak, karena hal tersebut merupakan alat untuk memotivasi penulis

untuk berkarya lebih baik lagi pada masa yang akan datang. Akhir kata, penulis

berharap semoga tesis ini dapat memberikan manfaat bagi kita semua.

Wassalamualaikum wr wb.

Bandung, 25 September 2013

Penulis,

Muhammad Aidil Arham

viii


10/24

DAFTAR ISI

ABSTRAK ........................................................................................................ i

ABSTRACT ...................................................................................................... iii

HALAMAN PENGESAHAN ....................................................................... v

PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS ............................................................. vi

KATA PENGANTAR ..................................................................................... vii

DAFTAR ISI .................................................................................................... 1

DAFTAR GAMBAR ....................................................................................... 4

DAFTAR TABEL ........................................................................................... 13

BAB I PENDAHULUAN .............................................................................. 16

I.1. Latar Belakang Masalah ................................................................... 16

I.2. Perumusan Masalah ........................................................................... 20

I.3. Hipotesis ............................................................................................ 24

I.4. Tujuan Penelitian .............................................................................. 24

I.5. Metodologi Penelitian ...................................................................... 25

I.5.1. Metode Konversi Waktu ke Kedalaman ....................................... 25

I.5.2. Analisis Petrofisika ....................................................................... 26

I.5.3. Metode Geostatistik ....................................................................... 26

I.5.4. Metode Material Balance .............................................................. 27

I.5.5. Metode Simulasi ECLIPSE ........................................................... 27

I.6. Manfaat Penelitian ............................................................................ 27

BAB II TINJAUAN PUSTAKA .................................................................. 28

II.1. Pemodelan Reservoir ...................................................................... 28

II.2. Model Statik .................................................................................... 30

II.3. History Matching dan Prediksi Performa Produksi Reservoir ........ 38

II.4. Persamaan Dasar Matematika Simulasi Reservoir ......................... 39

BAB III GEOLOGI DAN GEOFISIKA ........................................................ 43

III.1. Geologi Regional ........................................................................... 43

III.2. Data dan Interpretasi Seismik ........................................................ 45

III.3. Rekahan dan Kompartemen Reservoir .......................................... 51

III.4. Model Pengendapan ...................................................................... 53

1


11/24

III.5. Migrasi Hidrokarbon, Kontak Fluida, dan Tipe Akifer ................. 55

BAB IV PETROFISIKA .............................................................................. 58

IV.1. Parameter Petrofisika .................................................................... 58

IV.2. Fasies dan Koreksi pada Porositas dan Permeabilitas ................... 62

IV.3. Kontak Fluida ................................................................................ 68

IV.4. Interpretasi Log ............................................................................. 73

IV.5. Cut-Off Zona Reservoir & Non-Reservoir dan Histogram

Properti Reservoir Berdasarkan Analisis Log ............................... 75

BAB V RESERVOIR ENGINEERING .................................................... 85

V.1. Properti Batuan ............................................................................... 85

V.1.1. Data Porositas dan Permeabilitas ................................................. 88

V.1.2. Tekanan Kapiler dan Analisis Zona Transisi ............................... 89

V.1.3. Permeabilitas Relatif .................................................................... 96

V.2. Properti Fluida ................................................................................ 104

V.2.1. Properti Gas ................................................................................. 105

V.2.2. Properti Minyak ........................................................................... 108

V.2.3. Properti Air .................................................................................. 119

V.3. Material Balance ............................................................................ 120

BAB VI PEMODELAN DAN SIMULASI RESERVOIR ....................... 127

VI.1. Alur Kerja Studi Pemodelan dan Simulasi Reservoir ................... 127

VI.2. Grid Model Statik Reservoir ......................................................... 128

VI.3. Proses Up-Scaling Log Sumur ...................................................... 131

VI.4. Distribusi Properti Reservoir ......................................................... 134

VI.4.1. Konsep Kerangka Fasies ............................................................ 136

VI.4.2. Porositas Efektif ......................................................................... 139VI.4.3. Rock Type (RT), Permeabilitas Horisontal dan Vertikal, dan

Net To Gross (NTG) ................................................................... 147

VI.4.4. Perkiraan Distribusi Saturasi Air (Sw) Inisial ............................ 150

VI.5. Grid Model Dinamik Reservoir ..................................................... 151

VI.5.1. Proses Up-Scaling Model Statik ke Dinamik ............................. 152

VI.6. Simulasi Reservoir ........................................................................ 155

VI.6.1. Proses History Matching ........................................................... 161

2


12/24

VI.6.2. Forecast Performa Reservoir ..................................................... 165

VI.6.2.1. Forecast Performa Produksi untuk “Do Nothing Case” ...... 165

VI.6.2.2. Forecast Performa Produksi untuk “POD Gas Commitment

Case” ...................................................................................... 168

VI.6.2.3. Analisis Sensitivitas dan Optimasi Perolehan Produksi

Minyak ................................................................................... 173

BAB VII EVALUASI KEEKONOMIAN .................................................. 181

VII.1. Asumsi Dasar ............................................................................... 181

VII.2. Keekonomian Skenario Pengembangan Lapangan ...................... 181

KESIMPULAN .............................................................................................. 185

DAFTAR PUSTAKA .................................................................................... 187

3


13/24

DAFTAR GAMBAR

Gambar I.1. Lokasi lapangan G terletak di propinsi Sumatra Selatan atau

sekitar 60 km dari kota Palembang (Afandi dkk., 2007)......... 16

Gambar I.2. Peta struktur kedalaman lama vs baru dari reservoir karbonat

formasi Baturaja lapangan G................................................... 17

Gambar I.3. Penampang melintang memotong sumur G-11Hz, 12Hz, dan

13Hz menunjukkan perbedaan peta struktur kedalaman lama

dan baru.................................................................................... 18

Gambar I.4. Performa produksi reservoir lapangan G dari formasi

Baturaja.................................................................................... 19

Gambar I.5. Penampang skematik sikuen karbonat reservoir lapangan G

(Afandi dkk., 2007).................................................................. 21

Gambar I.6. Profil Fasies Wilson, 1975 (Afandi dkk., 2007)...................... 21

Gambar I.7. Pengaruh range dari variogram pada metode geostatistik

terhadap sebaran porositas efektif pada model reservoir

Lama (Afandi dkk., 2007) .………………….......................... 22

Gambar I.8. Penampang melintang distribusi porositas efektif pada model

reservoir lama (Afandi dkk., 2007) .............................. 23

Gambar I.9. Diagram alir untuk konversi waktu ke kedalaman.................. 26

Gambar II.1. Pendekatan bottom-up dalam pemodelan reservoir (Bahar,

A., 2011) ................................................................................. 29

Gambar II.2. Pendekatan top-down dalam pemodelan reservoir (Bahar, A.,

2011) ....................................................................................... 29

Gambar II.3. Contoh variogram (titik hitam) dan kovarian (titik putih) dari

suatu data sampel porositas (Kelkar dan Perez, 2002) ........... 34

Gambar II.4. Beberapa tipe model variogram dengan sill (Kelkar dan

Perez, 2002) ............................................................................ 35

Gambar II.5. Kombinasi linier dari model nugget dan spherical (Kelkar

dan Perez, 2002) ..................................................................... 37

Gambar II.6. Sel dalam 1 dimensi suatu simulator (Odeh, 1968) ................ 39

Gambar III.1. Regional tectonic setting map cekungan Sumatra Selatan 43

4


14/24

(Beicip, 1986)..........................................................................

Gambar III.2. Kolom stratigrafi cekungan Sumatra Selatan (Kamal,

2006)........................................................................................ 44

Gambar III.3. Proses tie Sumur G-1 ke seismik............................................. 47

Gambar III.4. Penampang seismik line 449_79 ............................................. 48

Gambar III.5. Single formula yang digunakan untuk konversi waktu ke

kedalaman................................................................................ 49

Gambar III.6. Pseudo velocity map dan time structure map yang digunakan

untuk konversi waktu ke kedalaman........................................ 50

Gambar III.7. Kurva perbandingan tingkat kesalahan RMS peta struktur

kedalaman antara hasil konversi dan marker dari

sumur....................................................................................... 51

Gambar III.8. Penampang seismic line 1320_87 ........................................... 52

Gambar III.9. Peta struktur kedalaman top formasi Baturaja......................... 52

Gambar III.10. Penampang skematik sikuen karbonat reservoir lapangan G

(Afandi dkk., 2007).................................................................. 53

Gambar III.11. Profil fasies Wilson, 1975 (Afandi dkk., 2007)....................... 54

Gambar III.12. Tipikal distribusi fasies reservoir dari formasi Baturaja.......... 54

Gambar III.13. Penampang melintang skematik yang menunjukkan kontak

fluida dan akifer pada reservoir lapangan G (Afandi dkk.,

2007)........................................................................................ 56

Gambar IV.1. Parameter tortuosity exponent (a) dan cementation factor

berasal dari formation resistivity factor vs porositas............... 60

Gambar IV.2. Parameter resistivity index (n) berasal dari resistivity index

vs brine saturation................................................................... 60Gambar IV.3. Analisis air sumur G-3 yang berasal dari formasi

Baturaja ................................................................................... 61

Gambar IV.4. Picket plot sumur G-3 pada Formasi Baturaja ........................ 62

Gambar IV.5. Model pengendapan karbonat reservoir G............................... 63

Gambar IV.6. Fasies akhir diperoleh dari kombinasi fasies data SEM dan

cross-plot hubungan antara porositas – permeabilitas............. 64

Gambar IV.7. Persentase untuk pengelompokkan 4 fasies utama.................. 64

5


15/24

Gambar IV.8. Cross-plot antara porositas NOB vs permeabilitas NOB

Klinkenberg.............................................................................. 64

Gambar IV.9. Data log yang bisa digunakan untuk membedakan ke-4

fasies utama menggunakan metode box plot........................... 66

Gambar IV.10. Cross-plot antara butiran vs matriks untuk membedakan

fasies........................................................................................ 66

Gambar IV.11. Koreksi pengaruh Klinkenberg untuk permeabilitas reservoir

lapangan G............................................................................... 67

Gambar IV.12. Koreksi pengaruh NOB untuk permeabilitas reservoir

lapangan G............................................................................... 68

Gambar IV.13. Analisis kontak fluida berdasarkan respon log sumur

G-3........................................................................................... 71

Gambar IV.14. Analisis repeat formation tester (RFT) dari sumur G-1, 2,

dan 6 menggunakan nilai kelly bushing (KB) baru.................. 72

Gambar IV.15. Hasil interpretasi log pada formasi Baturaja dari sumur G-3

menggunakan parameter petrofisika dan kontak fluida yang

telah didefinisikan.................................................................... 75

Gambar IV.16. Nilai cut-off porositas dan permeabilitas untuk liquid dan gas

berdasarkan laju produksi........................................................ 76

Gambar IV.17. Hasil perhitungan histogram dari data analysis

menggunakan excell untuk porositas dan permeabilitas zona

minyak..................................................................................... 77

Gambar IV.18. Hasil perhitungan histogram dari data analysis

menggunakan excell untuk porositas dan permeabilitas zona

gas............................................................................................ 78Gambar IV.19. Nilai cut-off porositas dan permeabilitas untuk zona minyak

dan gas berdasarkan analisis sensitivitas................................. 78

Gambar IV.20. Histogram V-shale dari 3 rock type (RT) pada karbonat

Baturaja ................................................................................... 80

Gambar IV.21. Histogram porositas dari 3 rock type (RT) karbonat Baturaja

sumur G-1, 3, 4, 5, 6, 7, dan G-8 ............................................ 81

Gambar IV.22. Histogram permeabilitas dari 3 rock type (RT) karbonat

6


16/24

Baturaja sumur G-1, 3, 4, 5, 6, 7, dan G-8 .............................. 82

Gambar IV.23 Histogram saturasi air (berdasarkan log) dari 3 rock type

(RT) karbonat Baturaja sumur G-1, 3, 4, 5, 6, 7,

dan 8 ........................................................................................ 83

Gambar IV.24. Rata-rata properti reservoir karbonat Baturaja pada zona

minyak .................................................................................... 84

Gambar IV.25. Rata-rata properti reservoir karbonat Baturaja pada zona

gas ........................................................................................... 84

Gambar V.1. Tipikal distribusi rock type (RT) reservoir dalam formasi

Baturaja ................................................................................... 86

Gambar V.2. Histogram yang menunjukkan distribusi rock type (RT)

reservoir dalam formasi Baturaja ............................................ 86

Gambar V.3. Pengukuran permeabilitas relatif l aboratorium dari sumur

G-2........................................................................................... 87

Gambar V.4. Hasil pengukuran tekanan kapiler vs saturasi air

laboratorium............................................................................. 87

Gambar V.5. Transformasi permeabilitas untuk masing-masing rock type

(RT) karbonat formasi Baturaja............................................... 89

Gambar V.6. J-function vs normalized wetting phase saturation untuk

lapangan G .............................................................................. 90

Gambar V.7. Log (J-function+1) vs normalized wetting phase saturation

untuk lapangan G .................................................................... 91

Gambar V.8. Kurva tekanan kapiler untuk RT-3, 2, dan 1 pada reservoir

formasi Baturaja ...................................................................... 92

Gambar V.9. Ilustrasi tekanan kapiler dan tekanan buoyancy dari minyakyang mendorong air (Gomaa, 2010) ....................................... 93

Gambar V.10. Analisis zona transisi untuk RT-3, 2, dan 1 ............................ 95

Gambar V.11. Permeabilitas relatif minyak-air hasil pengukuran

laboratorium ............................................................................ 97

Gambar V.12. Kurva permeabilitas relatif minyak-air normalisasi ............... 98

Gambar V.13. Korelasi untuk memperkirakan irreducible water

saturation................................................................................. 99

7


17/24

Gambar V.14 Korelasi untuk memperkirakan saturasi minyak residual

terhadap air ............................................................................. 99

Gambar V.15. Korelasi untuk memperkirakan end-point permeabilitas

relatif minyak dan air .............................................................. 99

Gambar V.16. Kurva permeabilitas relatif imbibition oil-water ..................... 100

Gambar V.17. Permeabilitas relatif gas-minyak hasil pengukuran

laboratorium ............................................................................ 101

Gambar V.18. Kurva permeabilitas relatif gas-minyak normalisasi .............. 102

Gambar V.19. Korelasi untuk memperkirakan irreducible gas saturation ... 103

Gambar V.20. Korelasi untuk memperkirakan saturasi minyak residual

terhadap gas ............................................................................ 103

Gambar V.21. Korelasi untuk memperkirakan end point permeabilitas

relatif gas ................................................................................. 103

Gambar V.22. Kurva permeabilitas relatif drainage gas-oil........................... 104

Gambar V.23. Plot data repeat formation tester (RFT) dari sumur G-2

dan 6......................................................................................... 105

Gambar V.24. Plot rasio rasio solution gas-oil vs tekanan............................. 112

Gambar V.25. Plot faktor volume formasi minyak vs tekanan ...................... 114

Gambar V.26. Plot viskositas minyak reservoir vs tekanan ........................... 116

Gambar V.27. Produksi kumulatif lapangan G .............................................. 123

Gambar V.28. Variasi tekanan reservoir rata-rata lapangan G ....................... 123

Gambar V.29. Cross-plot tekanan vs beberapa withdrawal ........................... 124

Gambar V.30. Plot material balance untuk formasi Baturaja pada lapangan

G .............................................................................................. 125

Gambar V.31. Plot material balance pada lapangan G dengan pencocokan

konstanta akifer ....................................................................... 126

Gambar VI.1. Diagram alir studi pemodelan dan simulasi reservoir

lapangan G............................................................................... 127

Gambar VI.2. Poligon dan grid yang digunakan pada model reservoir

lapangan G .............................................................................. 130

Gambar VI.3. Horison dan zona yang digunakan pada model reservoir

lapangan G .............................................................................. 130

Gambar VI.4. Log fasies dan porositas efektif setelah proses up-scaling..... 132

8


18/24

Gambar VI.5. Perbandingan histogram fasies sebelum dan sesudah up-

scaling...................................................................................... 133

Gambar VI.6. Perbandingan histogram porositas efektif sebelum dan

sesudah up-scaling................................................................... 133

Gambar VI.7. Garis tren spherical dari analisis variogram untuk

menentukan major , minor , dan vertical range, sill dan

nugget ...................................................................................... 134

Gambar VI.8. Pengaruh range dari variogram pada model fasies dan

porositas efektif ....................................................................... 135

Gambar VI.9. Konsep kerangka fasies menggunakan metode truncated

gaussian simulation (TGS) with trend .................................... 137

Gambar VI.10. Penyebaran porositas dengan pengkondisian terhadap fasies

dan sub-fasies .......................................................................... 140

Gambar VI.11. Data analysis pada zona 1 meliputi output truncation, 1D

trend, dan normal score untuk mengkondisikan data agar

layak disebarkan secara geostatistik ....................................... 141

Gambar VI.12. Horizontal surface map dari AI-H3-H2_map.dat sebagai

secondary variable pada co-kriging ....................................... 142


trend , 2D trend , dan normal score untuk mengkondisikan

data agar layak disebarkan secara geostatistik ........................ 143

Gambar VI.14. Horizontal surface map dari AI-H3-H2_map.dat sebagai



trend , 2D trend , dan normal score untuk mengkondisikandata agar layak disebarkan secara geostatistik ........................ 144

Gambar VI.16. Horizontal surface map dari AI_BRF-H3.dat sebagai


Gambar VI.17. Data analysis pada zona main meliputi output truncation,

1D trend , 2D trend , dan normal score untuk

mengkondisikan data agar layak disebarkan secara

geostatistik .............................................................................. 146

9


19/24

Gambar VI.18. Horizontal surface map dari AI_BRF-H3.dat sebagai


Gambar VI.19. Cross-plot antara porositas NOB vs permeabilitas NOB

Klinkenberg dan persamaan transform untuk permeabilitas

horizontal ................................................................................ 148

Gambar VI.20. Cross-plot antara K h vs K v dan persamaan transform K v

yang digunakan pada model reservoir lapangan G

.......................... 149

Gambar VI.21. Cut-off porositas dan permeabilitas di zona minyak dan gas

yang digunakan sebagai konstanta pada persamaan untuk

mendefinisikan net to gross (NTG) pada model reservoir

lapangan G .............................................................................. 149

Gambar VI.22. Saturasi air (Sw) inisial yang dihitung dari tinggi di atas

OWC menggunakan J-function ............................................. 151

Gambar VI.23. Distribusi rock type pada grid dinamik menggunakan metode

most of average ....................................................................... 153

Gambar VI.24. Distribusi porositas pada grid dinamik menggunakan metode

arithmetic average .................................................................. 153

Gambar VI.25. Distribusi saturasi air (Sw) ekuilibrium pada grid dinamik

menggunakan metode arithmetic average .............................. 154

Gambar VI.26. Perbandingan histogram properti reservoir G sebelum dan

sesudah proses up-scaling ....................................................... 155

Gambar VI.27. Hasil PVT dari korelasi ........................................................... 156

Gambar VI.28. Kurva normalisasi permeabilitas relatif .................................. 157

Gambar VI.29. Kurva tekanan kapiler drainage ............................................. 158

Gambar VI.30. Penampang grid simulasi reservoir G ..................................... 159

Gambar VI.31. Distribusi saturasi air (Sw) inisial ........................................... 160

Gambar VI.32. Distribusi saturasi minyak (So) inisial .................................... 160

Gambar VI.33. Distribusi saturasi gas (Sg) inisial .......................................... 160

Gambar VI.34. Total history matching lapangan G hasil studi tahun 2011

menggunakan data produksi OFM .......................................... 162

Gambar VI.35. Total history matching lapangan G hasil studi tahun 2007 163

10


20/24

menggunakan data produksi DSS (Afandi dkk., 2007) ..........

Gambar VI.36. Total history matching hasil studi tahun 2007 dibandingkan

dengan data produksi OFM ..................................................... 163

Gambar VI.37. Distribusi saturasi air (Sw) pada akhir history matching ........ 164

Gambar VI.38. Distribusi saturasi minyak (So) pada akhir history

matching .................................................................................. 164

Gambar VI.39. Distribusi saturasi gas (Sg) pada akhir history matching ....... 164

Gambar VI.40. Hasil history matching dan forecast tahun 2008 hingga 2020

untuk skenario “Do Nothing” dari base model lama

(Afandi dkk., 2007) ................................................................. 167


untuk skenario “Do Nothing” dari base model baru .............. 168


untuk skenario“Gas Blowdown” dari base model lama

(Afandi dkk., 2007) ................................................................. 171


untuk skenario “Gas Blowdown” dari base model Baru ….... 171

Gambar VI.44. Perbedaan tren kumulatif produksi dan tekanan reservoirhingga tahun 2020 antara skenario “Gas Blowdown” dan

“ Do Nothing” dari base model lama (Afandi

dkk., 2007) .............................................................................. 172

Gambar VI.45. Perbedaan tren kumulatif produksi dan tekanan reservoir

hingga tahun 2020 antara skenario “Gas Blowdown” dan

“ Do Nothing” dari base model baru ....................................... 172

Gambar VI.46. Kedalaman posisi landing optimum untuk sumur horisontal

adalah beberapa feet di bawah GOC (Afandi dkk., 2007) ...... 174

Gambar VI.47. Hasil simulasi sensitivitas kedalaman posisi landing

optimum untuk sumur horisontal (Afandi dkk., 2007) ........... 175

Gambar VI.48. Hasil simulasi sensitivitas untuk panjang bagian horisontal

sumur (Afandi dkk., 2007) ...................................................... 176

Gambar VI.49. Hasil simulasi sensitivitas untuk permeabilitas vertikal

(Afandi dkk., 2007) ................................................................. 177

11


21/24

Gambar VI.50. Nama dan lokasi sumur untuk menguji strategi

pengembangan minyak base model lama dengan

menggunakan menggunakan base madel baru dari

reservoir lapangan G ............................................................... 178

Gambar VI.51. Fase pengembangan dan jadwal pemboran ............................ 178


untuk skenario “Add 5 Wells” dari base model baru ............ 179

Gambar VI.53. Perbandingan kumulatif produksi minyak untuk semua

skenario ................................................................................... 179

Gambar VII.1. Contoh spread sheet perhitungan keekonomian untuk

minyak dan gas skenario “Do Nothing” ................................. 182


minyak dan gas skenario “Gas Blowdown” ........................... 183


minyak dan gas skenario “Add 5 Wells”................................. 184

12


22/24

DAFTAR TABEL

Tabel III.1. Nilai kelly bushing (KB) baru hasil survei ulang pada

sumur-sumur di lapangan G .................................................. 46

Tabel IV.1. Data log sumur yang tersedia dari lapangan G....................... 58

Tabel IV.2. Nilai end point matriks dan fluida dari gas dan minyak yang

digunakan untuk lapangan G.................................................. 59

Tabel IV.3. Koreksi pengaruh NOB untuk porositas reservoir lapangan

G............................................................................................. 67

Tabel IV.4. Evaluasi kelly bushing (KB) untuk melihat konsistensi

subsea dari kontak fluida di tiap-tiap sumur........................ 69

Tabel IV.5. Kontak fluida baru lebih dalam daripada yang lama karena

perbedaan nilai kelly Bushing (KB)...................................... 69

Tabel IV.6. Nilai Gross rock volume (GRV) baru lebih kecil daripada

yang lama karena perbedaan nilai kelly bushing (KB)............ 70

Tabel IV.7. Data interval perforasi sumur untuk memperkirakan kontak

fluida...................................................................................... 71

Tabel IV.8. Kedalaman kontak fluida berdasarkan data interval

perforasi sumur.................................................................... 71

Tabel IV.9. Variasi kedalaman posisi kontak fluida reservoir lapangan

G........................................................................................... 73

Tabel V.1. Nilai properti reservoir berdasarkan rock type (RT) di sumur

G.......................................................................................... 88

Tabel V.2. Properti batuan dari sampel core yang digunakan untuk

pengukuran tekanan kapiler .................................................. 90

Tabel V.3. Properti batuan dari sampel core yang digunakan untuk

permeabilitas relatif minyak-air.............................................. 98

Tabel V.4. Properti rata-rata reservoir G dari permeabilitas relatif

minyak-air............................................................................... 100

Tabel V.5 Properti batuan dari sampel core yang digunakan untuk

permeabilitas relatif gas-minyak............................................ 102

13


23/24

Tabel V.6. Properti rata-rata reservoir G dari permeabilitas relatif gas-

minyak................................................................................ 104

Tabel V.7. Kondisi reservoir inisial ......................................................... 104

Tabel V.8. Komposisi gas reservoir rata-rata .......................................... 106

Tabel V.9. Rangkuman nilai faktor deviasi (z) dan volume formasi gas

(Bg) reservoir G pada P < Pb............................................... 107

Tabel V.10. Rangkuman dz/dp dan kompresibilitas gas (Cg) reservoir G

pada P < Pb.......................................................................... 108

Tabel V.11. Komposisi minyak reservoir rata-rata.................................... 108

Tabel V.12. Nilai C1, C2, C3 untuk persamaan R s Vasquez-

Beggs............ 110

Tabel V.13. Nilai Rs dari sampel fluida reservoir ..................................... 110

Tabel V.14. Nilai Rsi dari korelasi pada tekanan 1575 psia...................... 110

Tabel V.15. Nilai Rs dan Bo untuk sumur G-1........................................... 111

Tabel V.16. Nilai C1, C2, C3 untuk persamaan Bo Vasquez-

Beggs............ 113

Tabel V.17. Nilai Bo dari korelasi ............................................................. 113

Tabel V.18. Hasil perhitungan viskositas minyak pada 1575 psia ............ 115

Tabel V.19. Rangkuman data laboratorium yang tersedia ........................ 117

Tabel V.20. Rangkuman perhitungan normalisasi-denormalisasi ............. 117

Tabel V.21. Variasi kompresibilitas dengan tekanan ................................ 118

Tabel V.22. Gaya berat minyak G (°API).................................................. 119

Tabel V.23. Analisis Kation dari sumur G-3.............................................. 120

Tabel V.24. Analisis Anion dari sumur G-3.............................................. 120

Tabel V.25. Data produksi dan injeksi untuk formasi baturaja lapanganG........................................................................................... 122

Tabel V.26. Karakterisasi akifer yang didefinisikan dari analisis

material balance untuk formasi Baturaja pada lapangan G... 125

Tabel VI.1. Pembagian layer untuk masing-masing zona......................... 131

Tabel VI.2. Urutan pembuatan grid 3D model fasies................................ 136

Tabel VI.3. Urutan pembuatan grid 3D model porositas........................... 140

Tabel VI.4. Alokasi layer untuk grid model dinamik................................ 152

14


24/24

Tabel VI.5. Nilai OOIP dan OGIP yang menunjukkan kesesuaian antara

coarse grid (model dinamik) dan fine grid (model statik)..... 155

Tabel VI.6. Korelasi yang digunakan untuk analisis PVT........................ 156

Tabel VI.7. Nilai end points permeabilitas relatif..................................... 157

Tabel VI.8. Perbandingan nilai error tren hasil simulasi terhadap data

produksi antara model lama dan baru pada periode yang

sama ....................................................................................... 162

Tabel VI.9. Perbedaan hasil akhir forecast antara base model lama dan

baru untuk skenario “Do Nothing”........................................ 167

Tabel VI.10. Jadwal produksi sumur-sumur lapangan G ............................ 169

Tabel VI.11. Perbedaan hasil akhir forecast antara base model lama dan baru untuk skenario “Gas Blowdown” .................................. 170

Tabel VI.12. Perbandingan parameter untuk semua skenario .................... 180

Tabel VII.1. Perbandingan keekonomian untuk beberapa skenario

pengembangan.................................................................... 181

15

jbptitbpp-gdl-maidilarha-22707-1-2013ts-r.pdf

Documents