EVALUASI METODE – METODE ANALISA TRANSIEN TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI
Thesis Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar Magister dari Institut Teknologi Bandung
Oleh :
DODI SETIAWAN NIM : 22205001
Program Studi Teknik Perminyakan
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2008
1
EVALUASI METODE – METODE ANALISA TRANSIEN TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI
Oleh :
DODI SETIAWAN NIM : 22205001
Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung
Menyetujui, Tanggal ……………………………..
Pembimbing
Ir. Tutuka Ariadji MSc. PhD.
2
PEDOMAN PENGGUNAAN THESIS Thesis 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 ringkasan hanya dapat dilakukan seizin pengarang dan harus disertai dengan kebiasaan ilmiah untuk menyebutkan sumbernya. Memperbanyak atau menerbitkan sebagian atau seluruh thesis haruslah seizin Direktur Program Pascasarjana Institut Teknologi Bandung.
3
KATA PENGANTAR Dalam thesis ini, saya mencoba untuk sedikit mengevaluasi tentang metode – metode analitik pada sumur injeksi untuk keadaan falloff sebagai alat untuk melakukan kajian reservoir yang bersifat dinamis dalam rangka peningkatan efektivitas dalam suatu program injeksi air di dunia perminyakan. Thesis ini yang merupakan hasil kerja saya dalam melengkapi persyaratan untuk mendapatkan gelar Magister dari Program Studi Teknik Perminyakan ITB, akhirnya dapat terselesaikan berkat ijin Yang Maha Kuasa. Thesis ini juga kupersembahkan untuk istriku yang tercinta, Utoy, dan keluarga yang dengan penuh kasih sayang terus mendorong saya untuk menyelesaikan. Tidak lupa saya ucapkan terima kasih kepada Mas Adji, yang telah menginspirasikan dan membimbing saya selama ini, Mas Leksono, Abah Djati dan Mas Taufan yang telah bersedia meluangkan waktu untuk menguji presentasi thesis saya. Juga kepada dosen – dosen Program Studi Teknik Perminyakan yang dengan kegembiraan berbagi pengalaman dan ilmunya. Pak Acep, Pak Oman, Teh Yuti dan bapak ibu staf Prodi lainnya, terima kasih atas bantuan dan kerja samanya. Victor, Ririn, Danieli, Achol, rekan – rekan S2 maupun S1 dan banyak lagi yang tidak bisa saya sebutkan satu per satu, yang telah memberi corakan warna masing – masing dalam lembaran hidup saya di Prodi TM, saya ucapkan terima kasih sebesar – besarnya. Saya mengakui bahwa thesis ini jauh dari sempurna dan saya bersedia menerima kritik dan saran yang membangun. Meskipun demikian, saya berharap agar tulisan ini dapat memberi informasi dan ide kepada diri saya sendiri dan pembaca untuk lebih jauh lagi dalam menjalani peran kita masing – masing. Demi Tuhan dan ciptaan-Nya. Dodi Setiawan
4
ABSTRAK: EVALUASI METODE – METODE ANALISA TRANSIEN TEKANAN PADA SUMUR INJEKSI Injeksi air (waterflooding) saat ini menjadi tahapan pemerolehan sekunder (secondary recovery) yang sedang dilakukan oleh sebagian besar lapangan minyak sebagai lanjutan pemerolehan primer (primary recovery). Kajian reservoir untuk meningkatkan efisiensi pelaksanaan injeksi air dapat dilakukan dengan melakukan uji sumur. Sebagian peneliti dalam analisa uji sumur injeksi menganggap mobility ratio (M) adalah satu. Dengan anggapan ini, analisa uji sumur injeksi dapat didekati dengan analisa uji sumur produksi1. Di mana, untuk uji sumur injectivity dapat didekati dengan analisa uji sumur drawdown. Analisa uji sumur buildup dapat dipakai untuk memberikan analisa pada uji falloff. Pada thesis ini telah dilakukan evaluasi sebagian metode analitik analisa sumur injeksi yang tidak menganggap , diantaranya adalah Hazebroek2 Rainbow-Matthews yang menggunakan prosedur coba – coba (trial and error) dalam menentukan nilai Pe di dalam plot log (Pws – Pe) dengan waktu tutup sumur (Δt); Merill-Kazemi-Gogarty3 yang memperhitungkan gradasi saturasi akibat perbedaan sifat dan karakteristik fluida yang diinjeksikan dan fluida reservoir; LP Bown4 yang juga memperhitungkan gradasi saturasi seperti metode MKG dengan koreksi bahwa storage ratio tidak mempengaruhi kemiringan garis lurus kedua pada plot semilog tekanan dengan waktu. Dengan bantuan simulator komersial, metode – metode analitik ini dievaluasi dengan menggunakan simulasi yang sudah divalidasi dengan data dari suatu lapangan. Evaluasi meliputi sensitivitas terhadap waktu injeksi, viskositas minyak, kompresibilitas minyak dan permeabilitas formasi. Hasil yang diperoleh antara lain metode MKG dan Brown yang menggunakan kemiringan garis lurus pada plot semilog memberikan hasil permeabilitas yang cukup sama dengan input. Sedangkan metode HRM yang menggunakan prosedur coba – coba dalam menentukan tekanan ekuivalen memberikan nilai permeabilitas yang lebih pesimistis. Pada penentuan nilai faktor skin, nilai yang didapatkan oleh metode MKG dan Brown cukup sama meskipun dari pendekatan yang berbeda. Metode MKG berdasar dari karakteristik fluida pada zona 1 saja, sedangkan metode Brown berdasar pada kedua zona dengan titik berat pada zona 2. Akan tetapi kedua metode memberikan hasil yang cukup jauh apabila dibandingkan dengan input. Tidak demikian dengan metode HRM yang memberikan harga yang lebih mendekati input. Jarak batas zona 1 dan zona 2 yang diberikan oleh metode MKG yaitu persamaan intersection time dan metode HRM yaitu persamaan material balance memberikan hasil yang cukup sama. Pada metode Brown, hasilnya cukup berbeda. Hal ini karena pada metode ini memasukkan unsur perbandingan specific storage yang mempengaruhi jarak batas zona 1 dan zona 2.
i
ABSTRACT: EVALUATION OF PRESSURE TRANSIENT ANALYSIS METHODS ON INJECTION WELL Nowadays, waterflooding become a secondary recovery stage which is implemented by many oil fields. Knowledge of waterflooding efficiency depends on the understanding level about the reservoir characterization. This can be obtained statically by a geology examination and dynamically by the study of reservoir engineering, which can be procured by well testing. The analysis of injection well testing has been done by many researchers. Some of them made an assumption that mobility ratio (M), which is the ratio of the mobility of injected fluid with the mobility of reservoir fluid is unit1. By this assumption, we can approach the analysis of injection well testing by the analysis of production well testing. The injectivity, that is when a well is injected with a constant water injection or constant pressure can be approached with drawdown. The analysis of buildup well testing can be applied to analyze falloff testing, that is when a well after injected in a certain time, then the well is closed for a certain time. This thesis evaluated some of falloff well testing analysis methods that doesn’t assume the unit mobility ratio. Those methods are Hazebroek – Rainbow – Matthews (HRM)2, which determines the value of Pe on log (Pws – Pe) vs shut in time(Δt) plot by trial and error procedure; Merril – Kazemy – Gogarty (MKG)3, which including the saturation gradation which is caused by the differential characteristics of injected and original reservoir fluids; L.P. Brown4 also calculating the gradual saturation with correction that is storage ratio doesn’t affecting the slope of second line pressure – time semilog plot. With commercial simulator’s help, these analytical methods are evaluated by a model which is validated with actual field data. This evaluation covered the sensitivity of injection time, viscosity and compressibility of oil, and also formation permeability. The result from MKG and Brown gave the value of permeability that close enough with the input. On the other hand, HRM gave more pessimistic value. In the determination of skin factor, MKG and Brown gave similar value even though through different approach. MKG’s approach only based on the characteristic of zone 1 fluids, Brown’s based on both zone fluids with weighted on zone 2. But both methods gave the result which is far enough to the input. The result of HRM method gave the value which is closer to the input. The fluid front of zone 1 and 2 that resulted from both intersection time equation of MKG and material balance equation of HRM is similar. The value from Brown is quite different. This can be caused by the specific storage ratio which affected the fluid front.
ii
DAFTAR ISI ABSTRAK
i
DAFTAR ISI
iii
DAFTAR SIMBOL
vii
DAFTAR GAMBAR
viii
DAFTAR TABEL
xi
BAB I PENDAHULUAN 1.1
Latar Belakang Masalah
1
1.2
Maksud dan Tujuan Penelitian
2
1.3
Pembatasan Masalah
2
1.4
Metodologi
3
1.5
Sistematika Penulisan
3
BAB II LANDASAN TEORI UJI SUMUR DRAWDOWN DAN BUILD UP 2.1.
Uji Sumur Drawdown
5
2.1.1. Periode Transien (Infinite Acting)
7
2.1.2. Periode Transien Lanjut (Extended Muskat Analysis)
9
2.1.3. Periode Pseudosteady State (Reservoir Limit Test)
12
2.2.
Uji Sumur Build Up
14
BAB III ANALISA TRANSIEN TEKANAN UJI SUMUR INJEKSI 3.1.
Metode Hazebroek – Rainbow – Matthews
17 19
3.1.2 Mobilitas Air dan Minyak Berbeda (M ≠ 1)
23
3.2.
3.1.1 Mobilitas Air dan Minyak Sama (M=1)
Metode Merrill – Kazemi – Gogarty
29
3.2.1 Model Sistem
30
3.2.2 Reservoir dengan Dua Zona
31
3.2.3 Wellbore Storage (Afterflow)
36
3.2.4 Metode untuk Memperkirakan Saturasi Air
38
3.2.5 Catatan dari Walter Dowdle
40
iii
3.3.
Metode L.P. Brown
41
3.3.1 Model Sistem
41
3.3.2 Diskusi
42
3.3.3 Aplikasi untuk Analisa Uji Sumur
47
3.3.4 Kesimpulan Studi L.P Brown
48
BAB IV VALIDASI MODEL SIMULASI DENGAN MENGGUNAKAN DATA LAPANGAN 4.1
4.2
4.3
Lapangan
50
4.1.1 Data Lapangan
50
4.1.2 Pengolahan Data Lapangan
52
4.1.3 Analisa Data Lapangan
54
Validasi Model Simulasi
55
4.2.1 Model Sistem
55
4.2.2 Respon Tekanan Dasar Sumur
57
4.2.3 Pengolahan Data Model Simulasi
58
4.2.4 Analisa Model Simulasi
60
Penggunaan Metode Analitik untuk Pengolahan Data 4.3.1
Pengolahan Data Lapangan dengan Metode HRM
61 61
4.3.1.1 Penentuan Tekanan Ekuivalen (Pe)
61
4.3.1.2 Penentuan Nilai β1
62
4.3.1.3 Penentuan Nilai C1 , C2, C3 dan θ
62
4.3.1.4 Penentuan Nilai f(θ)
63
4.3.1.5 Penentuan Nilai Permeabilitas dan Skin
63
4.3.2
Pengolahan Data Simulasi dengan Metode HRM
64
4.3.2.1 Penentuan Tekanan Ekuivalen (Pe)
64
4.3.2.2 Penentuan Nilai β1
64
4.3.2.3 Penentuan Nilai C1 , C2, C3 dan θ
65
4.3.2.4 Penentuan Nilai f(θ)
65
4.3.2.5 Penentuan Nilai Permeabilitas dan Skin
66
4.3.3
Analisa terhadap Metode Analitik
iv
66
BAB V ANALISA SENSITIVITAS MODEL SIMULASI 5.1
Kasus Dasar
68
5.1.1
Data Masukan Simulasi
68
5.1.2
Respon Tekanan pada saat Falloff
70
5.1.3
Pengolahan Data Kasus Dasar dengan Metode MKG
71
5.1.3.1 Plot Semilog (Pws vs log Δt)
71
5.1.3.2 Kemiringan (m) dan Intersection time (Δtfx)
71
5.1.3.3 Penghitungan Mobilitas Air pada Zona 1 (λ1)
72
5.1.3.4 Penentuan Saturasi Air (Sw)
72
5.1.3.5 Penentuan Specific Storage Ratio
74
5.1.3.6 Penentuan Mobility Ratio (M)
74
5.1.3.7 Penentuan Jarak Batas Zona 1 dan Zona 2
75
5.1.3.8 Penentuan Nilai Permeabilitas dan Faktor Skin
75
5.1.4
Pengolahan Data Kasus Dasar dengan Metode Brown
5.1.4.1 Kemiringan Garis Lurus (m) dan Intersection time (Δtfx)
76 76
5.1.4.2 Penghitungan Mobilitas pada Zona 1 (λ1) dan Zona 2 (λ2) 76 5.1.4.3 Penentuan Spesific Storage (φ Ct)1 dan (φ Ct)2
76
5.1.4.4 Penentuan Jarak Batas Zona 1 dan Zona 2
77
5.1.4.5 Penentuan Nilai Permeabilitas dan Faktor Skin
77
5.1.5
Pengolahan Data Kasus Dasar dengan Metode HRM
78
5.1.5.1 Penentuan Tekanan Ekuivalen (Pe)
78
5.1.5.2 Penentuan Nilai Vo/Vw
78
5.1.5.3 Penentuan Nilai Ro
79
5.1.5.4 Penentuan Nilai γ
79
5.1.5.5 Penentuan Nilai F
79
5.1.5.6 Penentuan Jarak Batas Muka Zona 1 dan Zona 2
80
5.1.5.7 Penentuan Nilai Permeabilitas dan Skin
80
5.1.6
Analisa Kasus Dasar
80
v
5.2
5.3
5.4
5.5
Sensitivitas terhadap Waktu Injeksi (ti)
82
5.2.1 Respon Tekanan pada saat Falloff
82
5.2.2 Hasil Pengolahan Data
87
5.2.3 Analisa Variasi Waktu Injeksi
87
Sensitivitas terhadap Mobility Ratio (M)
89
5.3.1 Respon Tekanan pada saat Falloff
89
5.3.2 Hasil Pengolahan Data
93
5.3.3 Analisa Variasi Viskositas Minyak
93
Sensitivitas terhadap Kompresibilitas Minyak (co)
95
5.4.1 Respon Tekanan pada saat Falloff
95
5.4.2 Hasil Pengolahan Data
97
5.4.3 Analisa Variasi Kompresibilitas Minyak
97
Sensitivitas terhadap Permeabilitas Formasi (kf)
98
5.5.1 Respon Tekanan pada saat Falloff
98
5.5.2 Hasil Pengolahan Data
102
5.5.3 Analisa Variasi Permeabilitas Formasi
102
BAB VI KESIMPULAN
104
DAFTAR PUSTAKA
105
LAMPIRAN A
106
LAMPIRAN B
109
vi
DAFTAR SIMBOL • Bw,
RB/STB
: Faktor Volume Formasi Air
• Cf,
psi-1
: Kompresibilitas Formasi
• Co,
psi-1
: Kompresibilitas Minyak
• Cw,
psi-1
: Kompresibilitas Air
• Ct,
psi-1
: Kompresibilitas Total
• h,
ft
: Tebal lapisan Resevoir
• ko,
md
: Permeabilitas Efektif Minyak
• kw ,
md
: Permeabilitas Efektif Air
B
• kro
: Permeabilitas Relatif Minyak
• krw
: Permeabilitas Relatif Air
• M
: Mobility Ratio
• m
: kemiringan garis lurus semilog
• Pi,
psia
: Tekanan Reservoir Mula - mula
• Pwf,
psia
: Tekanan Alir Dasar Sumur
• Pws,
psia
: Tekanan Dasar Sumur pada Saat Sumur Ditutup
• P1jam, psia
: Tek. Dasar Sumur Setelah Sumur Ditutup 1 jam
• qi,
STB/hari
: Laju injeksi air
• rw ,
ft
: Jari - jari sumur
• rff,
ft
: Jarak Batas Zona Air dengan Zona Minyak
• S,
: Faktor Skin
• So
: Saturasi minyak
• Sw
: Saturasi air
• Sor
: Saturasi minyak sisa
• Swc
: Saturasi air connate
• t i,
jam
• φ,
: Waktu injeksi : Porositas
• μo,
cp
: Viskositas minyak
• μw,
cp
: Viskositas air
vii
DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1 Skema laju produksi dan respon tekanan dalam pengujian
6
drawdown secara ideal1. Gambar 2.2 Plot semilog data tekanan dalam pengujian drawdown dengan
8
efek wellbore storage dan faktor skin1 Gambar 2.3 Plot
dan t pada periode transien lanjut5
11
Gambar 2.4 Plot Pwf dan t pada periode pseudosteady state1
13
Gambar 2.5 Skema ideal uji sumur build up 1
14
Gambar 2.6 Plot
16
pada uji sumur build up 1
Gambar 3.1 Profil saturasi model HRM.2
18
Gambar 3.2 Skema model water bank dan oil bank HRM. 2
18
Gambar 3.3 Kurva f(θ)2
23
Gambar 3.4 Kurva untuk menentukan nilai F sebagai fungsi mobility ratio
26
(M) dengan parameter Ro untuk reservoir dengan γ = 1.2 Gambar 3.5 Kurva untuk menentukan nilai F sebagai fungsi mobility ratio
27
(M) dengan parameter Ro untuk reservoir dengan γ = 2.2 Gambar 3.6 Kurva untuk menentukan nilai F sebagai fungsi mobility ratio
28
(M) dengan parameter Ro untuk reservoir dengan γ = 4.2 Gambar 3.7 Model sistem MKG3
30
Gambar 3.8 Tekanan falloff hasil simulasi untuk sistem dua zona, M >13
31
Gambar 3.9 Tekanan falloff hasil simulasi untuk sistem dua zona, M = 13 Gambar 3.10 Tekanan falloff hasil simulasi untuk sistem dua zona, M < 1
32 3
32
Gambar 3.11 Efek mobility ratio dan storage ratio pada slope ratio3
34
Gambar 3.12 Crossplot dari Gambar 3.113
34
Gambar 3.13 Korelasi untuk menentukan dimensionless intersection time3
35
Gambar 3.14 Plot jarak batas (rf) dengan Persamaan 3.52 dan 3.53 3
40
Gambar 3.15 Model Sistem L.P Brown4
41
Gambar 3.16 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log
viii
tD4
43
Gambar 3.17 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log tD4
44
Gambar 3.18 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log
tD4
44
Gambar 3.19 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log
tD4
45
Gambar 3.20 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log tD4
45
Gambar 3.21 Contoh plot (dPD/d log tD) vs log tD dengan storage ratio yang
47
berbeda - beda 4 Gambar 4.1 General Plot BHP data lapangan
51
Gambar 4.2 Plot log – log ΔP dan turunan tekanan terhadap Δt data lapangan
51
Gambar 4.3 Plot semilog data lapangan
52
Gambar 4.4 Plot Pws vs Δt data lapangan
53
Gambar 4.5 Model sistem simulasi
55
Gambar 4.6 Kurva permeabilitas relatif model simulasi
57
Gambar 4.7 General Plot model simulasi
57
Gambar 4.8 Plot log – log selisih tekanan dan turunan tekanan terhadap waktu
58
data model simulasi Gambar 4.9 Plot semilog data model simulasi
58
Gambar 4.10 Plot (Pws vs Δt) data model simulasi
59
Gambar 4.11 Plot log (Pws – Pe) sebagai fungsi Δt data lapangan
61
Gambar 4.12 Plot log (Pws – Pe) sebagai fungsi Δt data model simulasi
64
Gambar 5.1 Kurva permeabilitas relatif model simulasi
69
Gambar 5.2 General plot kasus dasar
70
Gambar 5.3 Type curve kasus dasar
70
Gambar 5.4 Plot semilog data kasus dasar
71
Gambar
5.5
Penggunaan
Gambar
3.133
untuk
mendapatkan
nilai
73
dimensionless intersection time Gambar 5.6 Penggunaan Gambar 3.123 untuk mendapatkan nilai M
74
Gambar 5.7 Plot log (Pws – Pe) sebagai fungsi Δt
78
Gambar 5.8 Penggunaan Gambar 3.62 untuk mencari nilai F
79
ix
Gambar 5.9 Type curve dengan waktu injeksi 10 hari
83
Gambar 5.10 Plot semilog dengan waktu injeksi 10 hari
83
Gambar 5.11 Type curve dengan waktu injeksi 20 hari
84
Gambar 5.12 Plot semilog dengan waktu injeksi 20 hari
84
Gambar 5.13 Type curve dengan waktu injeksi 30 hari
85
Gambar 5.14 Plot semilog dengan waktu injeksi 30 hari
85
Gambar 5.15 Type curve dengan variasi waktu injeksi
86
Gambar 5.16 Plot semilog dengan variasi waktu injeksi
86
Gambar 5.17 Profil saturasi air (Sw) dalam keadaan falloff terhadap jarak
88
dengan variasi waktu injeksi Gambar 5.18 Type curve dengan viskositas minyak 0.4 cp
90
Gambar 5.19 Plot semilog dengan viskositas minyak 0.4 cp
90
Gambar 5.20 Type curve dengan viskositas minyak 4 cp
91
Gambar 5.21 Plot semilog dengan viskositas minyak 4 cp
91
Gambar 5.22 Type curve dengan variasi vikositas minyak
92
Gambar 5.23 Plot semilog dengan variasi viskositas minyak
92
Gambar 5.24 Profil saturasi air (Sw) dengan variasi viskositas minyak
94
Gambar 5.25 Type curve dengan Co = Cw
95
Gambar 5.26 Plot semilog dengan Co = Cw
95
Gambar 5.27 Type curve dengan variasi kompresibilitas
96
Gambar 5.28 Plot semilog dengan variasi kompresibilitas
96
Gambar 5.29 Profil saturasi air (Sw) dalam keadaan falloff terhadap jarak
98
dengan variasi kompresibilitas minyak Gambar 5.30 Type curve dengan kf = 50 md
99
Gambar 5.31 Plot semilog dengan kf = 50 md
99
Gambar 5.32 Type curve dengan kf = 100 md
100
Gambar 5.33 Plot semilog dengan kf = 100 md
100
Gambar 5.34 Type curve dengan variasi permeabilitas formasi
101
Gambar 5.35 Plot semilog dengan variasi permeabilitas formasi
101
Gambar 5.36 Profil saturasi air (Sw) dengan variasi permeabilitas formasi
103
x
DAFTAR TABEL Tabel 4.1 Perbandingan hasil pengolahan data lapangan dan simulasi
60
Tabel 4.2 Hasil pengolahan data lapangan
66
Tabel 4.3 Hasil pengolahan data simulasi
67
Tabel 5.1. Perhitungan saturasi air untuk Swc 0.18
74
Tabel 5.2 Hasil pengolahan data kasus dasar
81
Tabel 5.3. Hasil pengolahan data dengan variasi waktu injeksi
87
Tabel 5.4. Hasil pengolahan data dengan variasi viskositas minyak
93
Tabel 5.5. Hasil pengolahan data dengan variasi kompresibilitas minyak
97
Tabel 5.6. Hasil pengolahan data dengan variasi permeabilitas formasi
102
xi
