Oleh : Fikri Rahmansyah* Dr. Ir. Taufan Marhaendrajana**

IDENTIFIKASI PENGARUH KEDALAMAN PENGUKURAN TEKANAN, SIFAT MINYAK, DAN BATUAN RESERVOIR TERHADAP PENENTUAN JUMLAH MINYAK AWAL di RESERVOIR DENGAN METODE MATERIAL BALANCE Oleh : Fikri Rahmansyah* Dr. Ir. Taufan Marhaendrajana** Sari Jumlah minyak awal di tempat (OOIP) dari suatu reservoir minyak menjadi salah satu faktor penting dalam pengambilan keputusan apakah reservoir tersebut layak dikembangkan atau tidak, maupun dalam perencanaan yang berkaitan dengan pengoptimalan dan penentuan strategi produksi. Oleh karena itu, diperlukan data yang akurat dalam penentuan OOIP sehingga reservoir dapat dikembangkan dengan tepat. Data yang diperlukan antara lain: tekanan reservoir, produksi kumulatif minyak, produksi kumulatif gas, produksi kumulatif air, properti fluida, dan properti batuan. Metode penentuan OOIP pun ada berbagai macam, antara lain: analogi, decline curve, material balance, simulasi Monte Carlo, dan simulasi reservoir. Pada tugas akhir ini akan dibahas mengenai identifikasi pengaruh kedalaman pengukuran tekanan reservoir terhadap penentuan OOIP solution gas drive reservoir dengan metode material balance. Selain itu, akan dibahas pula pengaruh ketebalan reservoir, volume reservoir, faktor volume formasi minyak, solution gas-oil ratio, dan kompresibilitas formasi batuan terhadap penentuan OOIP. Kata kunci: kedalaman, properti fluida, properti batuan, OOIP, material balance Abstract The number of Original Oil in Place (OOIP) of an oil reservoir is one of the important factors in taking decision whether the reservoir is feasible to be developed or not, as well in the planning associated with the optimization and determination of production strategy. Therefore, accurate data is needed to determine OOIP so that the reservoir can be developed properly. Data needed include: reservoir pressure, oil cumulative production, gas cumulative production, water cumulative production, fluid properties and rock properties. There are various methods to determine OOIP, such as: analogy, decline curve, material balance, Monte Carlo simulation, and reservoir simulation. This final assignment will discuss how to identify the influence of the depth of the reservoir pressure measurement to determine OOIP of solution gas drive reservoir with material balance method. In addition, this assigment will discuss the effect of reservoir thickness, reservoir volume, oil formation volume factor, solution gas-oil ratio, and compressibility of rock formations to determine OOIP. Keywords: depth, fluid properties, rock properties, OOIP, material balance *) *)

Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung

I.

PENDAHULUAN

Untuk menentukan OOIP dari suatu reservoir dibutuhkan banyak data, antara lain: tekanan reservoir, produksi kumulatif minyak, produksi kumulatif gas, produksi kumulatif air, properti fluida, dan properti batuan. Semakin akurat data yang diperoleh maka harga OOIP yang didapatkan akan semakin akurat juga. Salah satu datanya yaitu tekanan reservoir dapat diperoleh melalui uji sumur. Uji sumur biasanya dilakukan di kedalaman tertentu sehingga setiap kedalaman akan memberikan harga tekanan reservoir yang berbeda. Harga tekanan reservoir yang berbeda ini akan berpengaruh terhadap penentuan OOIP. Penentuan OOIP dapat dilakukan dengan berbagai metode, antara lain: analogi, decline curve, material balance, simulasi Monte Carlo, dan simulasi reservoir. Yang akan dibahas pada tugas akhir ini hanya metode material balance saja yang memiliki asumsi dasar bahwa reservoir bersifat tank model dan homogen. Tujuan dari tugas akhir ini adalah untuk mengidentifikasi pengaruh kedalaman pengukuran tekanan reservoir terhadap penentuan OOIP solution gas drive reservoir dengan metode material balance. Selain itu, dalam tugas Fikri Rahmansyah, 12206022, Semester 1 – 2010/2011

akhir ini akan dibahas pula pengaruh ketebalan reservoir, volume reservoir, faktor volume formasi minyak, solution gas-oil ratio, dan kompresibilitas formasi batuan terhadap penentuan OOIP. Dengan diketahuinya pengaruh dari beberapa parameter tersebut diharapkan penentuan OOIP menjadi lebih akurat. II.

TEORI DASAR

Sebuah reservoir akan tetap berada dalam keadaan kesetimbangan seperti pada saat reservoir tersebut terbentuk kecuali ada gangguan. Gangguan tersebut adalah kegiatan produksi yang dilakukan melalui sumur-sumur. Sebagai akibat dari kegiatan produksi yang dalam hal ini dilakukan dari zona minyak, maka situasi di dalam reservoir yang mengandung gas, minyak, dan air akan berubah. Perubahan tersebut adalah: 1. Tekanan reservoir turun sehingga gas cap mengembang dan gas-oil contact (GOC) turun. 2. Ada rembesan air (influx) dari aquifer sehingga wateroil contact (WOC) naik. 3. Jika tekanan turun dibawah tekanan gelembung maka solution gas akan keluar.

1

Persamaan material balance diturunkan sebagai volume balance yang menyatakan bahwa produksi kumulatif yang tercatat, dinyatakan dalam underground withdrawal adalah sama dengan perubahan volume akibat ekspansi fluida di reservoir karena tekanan reservoir turun. Persamaan umum dari material balance dapat dituliskan sebagai berikut:

(1) Persamaan material balance dapat dikelompokkan menjadi sebagai berikut: 1. Produksi dari reservoir (termasuk produksi water) 2.

Ekspansi minyak dan gas terlarut

3.

Ekspansi gas cap

4.

Ekspansi pori dan air connate

Maka persamaan umum material balance dapat dituliskan ke dalam bentuk yang lebih sederhana menjadi: (2) Persamaan di atas biasa dikenal sebagai persamaan umum untuk material balance Havlena-Odeh yang dapat dianggap linear untuk keadaan tertentu. Selanjutnya nilai (Eo + m Eg + Ef,w) bisa disederhanakan lagi menjadi total ekspansi Et, sehingga persamaan (2) dapat menjadi: (3) Persamaan (3) dapat dimodifikasi lagi sehingga menjadi seperti berikut: (4) Dari persamaan 4 tersebut dapat dibuat grafik linear seperti pada gambar 1 dengan sumbu-x adalah Et dan sumbu-y adalah (F-We). Garis yang terbentuk akan memotong titik (0,0) dan slope yang dihasilkan merupakan nilai N (OOIP). Untuk selanjutnya persamaan ini akan dipakai dalam penentuan OOIP pada tugas akhir ini. Minyak yang sampai dan terkumpul di stock tank volumenya lebih kecil dibanding volume minyak ketika masih di dalam reservoir. Penyusutan ini terjadi karena pelepasan gas dari dalam minyak ketika tekanan minyak turun dari tekanan reservoir hingga tekanan di stock tank dan terjadinya penyusutan volum akibat penurunan temperatur dari temperator reservoir ke permukaan. Parameter yang berkaitan dengan penyusutan volum minyak tersebut dinamakan Formation Volume Factor minyak dengan simbol Bo. Definisi Bo adalah volume minyak di reservoir yang diperlukan untuk menghasilkan satu barel minyak pada kondisi stock tank. Fikri Rahmansyah, 12206022, Semester 1 – 2010/2011

Solution GOR (Rs) adalah ukuran yang menunjukkan banyaknya gas yang terlarut (SCF) dalam minyak (STB) pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu. Kompresibilitas formasi batuan (cf) menyatakan ukuran perubahan volume pori batuan per satuan perubahan tekanan. Kompresibilitas formasi, cf, sangat penting diketahui karena ketika reservoir sedang diproduksikan terjadi hal-hal sebagai berikut: 1. Fluida di dalam pori berkurang. 2. Gaya-gaya dan tekanan batuan internal berubah, yang mengakibatkan perubahan pada Vp, Vm, dan Vb. III. MODEL RESERVOIR Untuk mempresentasikan kondisi reservoir pada tugas akhir ini maka dibuatlah model reservoir menggunakan simulator CMG. Model reservoir utama berbentuk segi empat dengan ukuran luas 2050 ft x 2050 ft dan terbagi dalam 41 grid x 41 grid. Tebal reservoir sebesar 500 ft yang terbagi dalam 10 grid. Reservoir berada pada kedalaman 6000 ft dari permukaan. Adapun karena pengaruh ketebalan reservoir dan volume reservoir dianalisis juga, maka dibuatlah model reservoir dengan karakteristik yang sama namun berbeda ukuran. Reservoir 2 memiliki luas yang sama dengan reservoir 1 namun dengan ketebalan yang berbeda, yaitu 1000 ft yang terbagi dalam 20 grid. Sedangkan untuk reservoir 3 memiliki ukuran luas sebesar 2750 ft x 2750 ft yang terbagi dalam 55 grid x 55 grid dengan ketebalan 1000 ft yang terbagi dalam 20 grid. Ketiga model reservoir yang dibuat bersifat homogen karena hasil penentuan OOIP dari simulasi, yg dalam tugas akhir ini berlaku sebagai reservoir sebenarnya, akan dibandingkan dengan hasil penentuan OOIP dengan metode material balance yang menggunakan asumsi bahwa reservoir bersifat homogen dengan harga porositas sebesar 10% dan permeabilitas sebesar 100 mD. Model reservoir yang akan dikembangkan memiliki karakteristik solution gas reservoir seperti yang tertera pada Tabel 1 dan data PVT dari model reservoir yang digunakan dalam simulasi tertera pada Tabel 2. Simulasi reservoir dilaksanakan selama 10 tahun. Terdapat kendala dalam penentuan data PVT yang dibuat oleh software CMG, yaitu harga Bo di atas tekanan gelembung terus turun seiring dengan berkurangnya tekanan hingga tekanan di bawah tekanan gelembungnya (Gambar 2). Oleh karena itu digunakan persamaan untuk menentukan harga Bo di atas tekanan gelembung sehingga model reservoir menjadi lebih representatif. Persamaan baru dikembangkan berdasarkan persamaan Co di suatu tekanan (5) dan persamaan Bo di suatu tekanan (6) 2

Dengan menggabungkan persamaan (5) dan (6) maka diperoleh persamaan untuk menghitung harga Bo di atas tekanan gelembung sebagai berikut: (7) Setelah dilakukan koreksi perhitungan Bo dengan persamaan (7) maka grafik Bo di atas tekanan gelembung mengalami kenaikan seiring dengan berkurangnya tekanan (Gambar 3). IV. STUDI KASUS Untuk mengetahui seberapa besar pengaruh kedalaman pengukuran tekanan reservoir maka dilakukan uji sensitivitas kedalaman yang dipresentasikan dengan datum depth dalam software CMG. Datum depth berperan dalam hasil keluaran tekanan reservoir terhadap waktu yang telah dikoreksi dengan kedalaman referensi tekanan awal reservoir. Pada tugas akhir ini, semua referensi kedalaman tekanan awal reservoir berada di tengah reservoir. Hal ini dilakukan sebagai perataan dari tekanan reservoir. Uji sensisitivitas datum depth untuk masing-masing model reservoir yang telah dibuat menggunakan software CMG terdiri dari 3, yaitu: 1. Datum depth berada di kedalaman top dari reservoir. 2. Datum depth berada di kedalaman yang sama dengan kedalaman referensi tekanan awal reservoir. 3. Datum depth berada di kedalaman bottom dari reservoir. Dari data keluaran tekanan reservoir, produksi kumulatif minyak, produksi kumulatif gas, produksi kumulatif air, properti batuan, dan properti fluida yang dihasilkan oleh simulator CMG kemudian digunakan pada software MBAL untuk ditentukan nilai OOIP-nya dengan metode material balance. Metode material balance yang dipakai berdasarkan persamaan garis lurus (F-We) vs Et. Hasil nilai OOIP dari MBAL selanjutnya dibandingkan dengan nilai OOIP yang dihasilkan oleh simulator CMG. Hasil uji sensitivitas datum depth untuk model reservoir pertama dapat dilihat pada gambar 4, 5, dan 6. Dari gambar-gambar tersebut dapat diketahui bahwa nilai OOIP yang didapat berdasarkan metode straight line material balance sudah benar karena garis yang terbentuk sudah sesuai dengan data simulasi. Nilai OOIP dari simulasi adalah sebesar 13.5 MMSTB, sedangkan nilai OOIP yang didapatkan untuk datum depth di kedalaman top reservoir sebesar 13.1 MMSTB, untuk datum depth di kedalaman yang sama dengan kedalaman referensi tekanan awal reservoir sebesar 13.5 MMSTB, dan untuk datum depth di kedalaman bottom reservoir sebesar 14 MMSTB. Untuk lebih jelasnya, hasil penentuan OOIP dapat dilihat pada tabel 3. Dari hasil penentuan OOIP di atas, dapat diketahui bahwa kedalaman pengukuran yang menghasilkan nilai OOIP dari metode material balance yang mendekati nilai OOIP reservoir sesungguhnya, dalam hal ini adalah simulasi, adalah yang datum depth-nya berada di kedalaman yang sama dengan kedalaman referensi tekanan awal reservoir. Hal ini terjadi karena tekanan reservoir yang dihasilkan Fikri Rahmansyah, 12206022, Semester 1 – 2010/2011

pada top reservoir menjadi kecil sehingga nilai OOIP yang dihasilkan menjadi kecil pula, sebaliknya tekanan reservoir yang dihasilkan pada bottom reservoir menjadi besar sehingga nilai OOIP yang dihasilkan menjadi besar. Adanya perbedaan tekanan ini disebabkan karena adanya gradien tekanan formasi sehingga tekanan reservoir di tiap kedalaman juga berbeda. Hasil uji sensitivitas datum depth untuk model reservoir kedua dapat dilihat pada gambar 7, 8, dan 9. Dari gambargambar tersebut dapat diketahui bahwa nilai OOIP yang didapat berdasarkan metode straight line material balance sudah benar karena garis yang terbentuk sudah sesuai dengan data simulasi. Nilai OOIP dari simulasi adalah sebesar 28.7 MMSTB, sedangkan nilai OOIP yang didapatkan untuk datum depth di kedalaman top reservoir sebesar 27.6 MMSTB, untuk datum depth di kedalaman yang sama dengan kedalaman referensi tekanan awal reservoir sebesar 29.3 MMSTB, dan untuk datum depth di kedalaman bottom reservoir sebesar 31 MMSTB. Untuk lebih jelasnya, hasil penentuan OOIP dapat dilihat pada tabel 4. Dari hasil penentuan OOIP di atas, dapat diketahui bahwa kedalaman pengukuran yang menghasilkan nilai OOIP dari metode material balance yang mendekati nilai OOIP reservoir sesungguhnya, dalam hal ini adalah simulasi, adalah tetap yang datum depth-nya berada di kedalaman yang sama dengan kedalaman referensi tekanan awal reservoir. Namun galat yang dihasilkan menjadi semakin besar dibandingkan dengan model reservoir sebelumnya. Hal ini terjadi karena model reservoir yang semakin tebal, sehingga dengan gradien tekanan yang sama namun jarak dari top dan bottom semakin jauh dengan kedalaman referensi menyebabkan tekanan reservoir di top dan bottom reservoir berbeda jauh dibanding model reservoir sebelumnya. Hasil uji sensitivitas datum depth untuk model reservoir ketiga dapat dilihat pada gambar 10, 11, dan 12. Dari gambar-gambar tersebut dapat diketahui bahwa nilai OOIP yang didapat berdasarkan metode straight line material balance sudah benar karena garis yang terbentuk sudah sesuai dengan data simulasi. Nilai OOIP dari simulasi adalah sebesar 51.7 MMSTB, sedangkan nilai OOIP yang didapatkan untuk datum depth di kedalaman top reservoir sebesar 49.1 MMSTB, untuk datum depth di kedalaman yang sama dengan kedalaman referensi tekanan awal reservoir sebesar 51.7 MMSTB, dan untuk datum depth di kedalaman bottom reservoir sebesar 54.8 MMSTB. Untuk lebih jelasnya, hasil penentuan OOIP dapat dilihat pada tabel 5. Dari hasil penentuan OOIP di atas, dapat diketahui bahwa kedalaman pengukuran yang menghasilkan nilai OOIP dari metode material balance yang mendekati nilai OOIP reservoir sesungguhnya, dalam hal ini adalah simulasi, adalah tetap yang datum depth-nya berada di kedalaman yang sama dengan kedalaman referensi tekanan awal reservoir. Namun dengan semakin besarnya volume reservoir, perbedaan galat antara OOIP yang dihasilkan pada datum depth di top dan bottom menjadi tidak terlalu jauh. 3

Uji kedua dilakukan dengan melihat seberapa besar perubahan nilai OOIP terhadap perubahan nilai faktor volume formasi minyak, solution gas-oil ratio, dan kompresibilitas formasi batuan. Uji sensitivitas nilai faktor volume formasi minyak dan solution gas-oil ratio dilakukan dengan mengurangi maupun menambah persen nilainya, sedangkan untuk uji sensitivitas kompresibilitas formasi batuan dilakukan dengan membuat range harga yang umum di lapangan, yaitu antara 2 x 10-6 dan 7 x 10-6. Ketiga uji sensitivitas ini dilakukan pada model reservoir pertama. Hasil uji sensitivitas nilai faktor volume formasi minyak dapat dilihat pada gambar 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 dan 22. Dari gambar-gambar tersebut dapat diketahui bahwa nilai OOIP yang didapat berdasarkan metode straight line material balance tidak menghasilkan perbedaan yang signifikan. Untuk lebih jelasnya, hasil penentuan OOIP dapat dilihat pada tabel 6. Hal ini terjadi karena sifat faktor volume formasi minyak tidak berpengaruh secara langsung terhadap jumlah minyak di reservoir. Bertambahnya nilai Bo akan mengakibatkan bertambahnya nilai OOIP karena untuk menghasilkan jumlah produksi yang sama di permukaan dengan Bo yang semakin besar maka dibutuhkan pula jumlah OOIP yang besar. Hasil uji sensitivitas nilai solution gas-oil ratio dapat dilihat pada gambar 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31 dan 32. Dari gambar-gambar tersebut dapat diketahui bahwa nilai OOIP yang didapat berdasarkan metode straight line material balance menghasilkan perbedaan yang sangat signifikan. Untuk lebih jelasnya, hasil penentuan OOIP dapat dilihat pada tabel 7. Hal ini terjadi karena sifat solution gas-oil ratio berpengaruh secara langsung terhadap jumlah minyak di reservoir. Dengan volume hidrokarbon yang sama, bertambahnya nilai Rs akan mengakibatkan jumlah gas yang terlarut dalam minyak semakin banyak sehingga jumlah minyak semakin sedikit, begitu juga dengan sebaliknya. Hasil uji sensitivitas nilai kompresibilitas formasi batuan dapat dilihat pada gambar 33, 34, 35, 36, dan 37. Dari gambar-gambar tersebut dapat diketahui bahwa nilai OOIP yang didapat berdasarkan metode straight line material balance tidak menghasilkan perbedaan yang signifikan. Untuk lebih jelasnya, hasil penentuan OOIP dapat dilihat pada tabel 8. Hal ini terjadi karena sifat kompresibilitas formasi batuan lebih berpengaruh terhadap porositas batuan, sedangkan porositas batuan dalam model adalah seragam dan sama harganya di awal. V.

KESIMPULAN

1.

Secara umum kualitas analisa penentuan OOIP dengan material balance tidak banyak dipengaruhi oleh energi data. Untuk mendapatkan hasil penentuan OOIP yang baik dengan menggunakan metode material balance, pengukuran tekanan reservoir sebaiknya dilakukan di kedalaman tengah reservoir. Semakin tebal suatu reservoir, perbedaaan harga OOIP yang didapat dari pengukuran tekanan

2.

3.

Fikri Rahmansyah, 12206022, Semester 1 – 2010/2011

4. 5.

6.

reservoir di top dan bottom reservoir menjadi semakin besar. Nilai faktor volume formasi minyak dari suatu fluida reservoir tidak terlalu berpengaruh terhadap penentuan OOIP dengan metode material balance. Nilai solution gas-oil ratio dari suatu fluida reservoir harus didapatkan secara akurat karena dapat menyebabkan nilai OOIP dengan metode material balance menjadi sangat besar ataupun kecil dibandingkan dengan kondisi sebenarnya. Untuk reservoir yang cenderung homogen, nilai kompresibilitas formasi batuan tidak terlalu berpengaruh terhadap penentuan OOIP dengan metode material balance.

DAFTAR SIMBOL N, OOIP m Np Gp Wp Rp Rso Boi Bo Bw Bgi Bg We G Co Cw Cf Swc

= Initial (Original) Oil In Place, MMSTB = besar gas cap, fraksi = kumulatif produksi minyak, STB = kumulatif produsi gas, scf = kumulatif produksi air, STB = kumulatif rasio gas–oil, scf/STB = solution gas-oil ratio, scf/STB = faktor volume formasi minyak awal, bbl/STB = faktor volume formasi minyak, bbl/STB = faktor volume formasi air, bbl/STB = faktor volume formasi gas awal, bbl/scf = faktor volume formasi gas, bbl/scf = kumulatif water influx, bbl = Initial gas cap gas, scf = kompresibilitas minyak, psi−1 = kompresibilitas air, psi−1 = kompresibilitas formasi batuan, psi−1 = saturasi air connate, fraksi

DAFTAR PUSTAKA 1. 2. 3. 4. 5.

Ahmed, Tarek:”Reservoir Engineering Handbook”, Gulf Professional Publishing Company, Texas, 2001. IPM, MBAL : “MBAL User Manual”, Petroleum Expert, United Kingdom, 2008 Dake, LP. :”Fundamental Reservoir Engineering”, Elsevier Scientific Publishing Company, Netherland, 1978 Craft B.C.;Hawkins M. :”Applied Petroleum Reservoir Engineering, 2nd Edititon”, New Jersey : Prentice-Hall Publishing Company McCain,William.D: The Properties of Petroleum Fluids, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, 1990

4

Tabel 1 Properti Fisik Reservoir Kedalaman Tekanan awal reservoir Tekanan gelembung reservoir Temperatur reservoir Permeabilitas Porositas Kompresibilitas formasi batuan Skin

= = = = = = = =

6000 ft 4100 psia 4000 psia F 100 mD 10% 3 x 10-6 psi-1 0

Tabel 2 Properti Fluida Tekanan (psia)

FVF Minyak (rb/stb)

Solution GOR (scf/stb)

Viscositas Minyak (cp)

FVF Gas (rb/scf)

Viscositas Gas (cp)

14.696 280.383 546.07 811.757 1077.44 1343.13 1608.82 1874.5 2140.19 2405.88 2671.57 2937.25 3202.94 3468.63 3734.31 4000 4200 4400 4600 4800 5000

1.07571 1.09333 1.11563 1.14094 1.16872 1.19865 1.23053 1.26421 1.29957 1.33651 1.37495 1.41483 1.45608 1.49864 1.54248 1.58754 1.58346 1.57939 1.57533 1.57128 1.56724

3.8 44 94 149 208 270 334 401 469 540 611 685 759 835 912 990 990 990 990 990 990

2.306 1.824 1.476 1.236 1.065 0.937 0.839 0.760 0.696 0.644 0.599 0.561 0.528 0.499 0.474 0.451 0.436 0.421 0.408 0.396 0.385

0.229748 0.0116985 0.00583931 0.00382399 0.00281103 0.00220736 0.00181156 0.00153608 0.00133642 0.00118732 0.00107327 0.00098420 0.00091336 0.00085605 0.00080899 0.00076979 0.00074441 0.00074441 0.00072193 0.00070190 0.00068395

0.0127856 0.0130614 0.013487 0.0140317 0.0146929 0.015471 0.0163632 0.0173613 0.0184512 0.0196147 0.0208317 0.022083 0.0233518 0.0246242 0.0258896 0.0271396 0.0280671 0.0289808 0.0298797 0.0307629 0.0316299


5

Tabel 3 Hasil Penentuan OOIP Reservoir 1 – Uji Sensitivitas Datum Depth Datum Depth (ft)

OOIP (MMstb) Simulator

6000 13.5

6250 6500

Galat

MBAL

(%)

13.1

3.169

13.5

0.128

14

3.359



6000 28.7

6500 7000

Galat

MBAL

(%)

27.5

3.964

29.3

2.241

31

7.940



6000 51.7

6500 7000

Galat

MBAL

(%)

49.1

5.014

51.7

0.106

54.8

6.083

Tabel 6 Hasil Penentuan OOIP – Uji Sensitivitas Faktor Volume Formasi Minyak Bo


Galat

MBAL

(%)

Bo - 50%

13.32

1.583

Bo - 40%

13.36

1.290

Bo - 30%

13.4

1.008

Bo - 20%

13.44

0.699

Bo - 10%

13.48

0.415

13.51

0.128

Bo + 10%

13.55

0.160

Bo + 20%

13.6

0.477

Bo + 30%

13.63

0.769

Bo + 40%

13.68

1.062

Bo + 50%

13.71

1.343

Bo


13.5

6

Tabel 7 Hasil Penentuan OOIP – Uji Sensitivitas Solution Gas-Oil Ratio Rs


Galat

MBAL

(%)

Rs - 50%

27.81

105.503

Rs - 40%

22.96

69.646

Rs - 30%

19.55

44.437

Rs - 20%

17.01

25.733

Rs - 10%

15.06

11.315

13.51

0.128

Rs + 10%

12.25

9.440

Rs + 20%

11.21

17.182

Rs + 30%

10.32

23.692

Rs + 40%

9.57

29.257

Rs + 50%

8.92

34.063

13.5

Rs

Tabel 8 Hasil Penentuan OOIP – Uji Sensitivitas Kompresibilitas Formasi Batuan Cf


Galat

MBAL

(%)

2 x 10^-6

13.524

0.063

3 x 10^-6

13.515

0.128

13.508

0.180

13.499

0.245

6 x 10^-6

13.492

0.297

7 x 10^-6

13.486

0.343

4 x 10 ^-6 5 x 10^-6


13.5

7

Gambar 1 Metode (F-We) vs Et

Gambar 4 Plot (F-We) vs Et Reservoir 1 – Top Datum depth

2

Bo

1.5 1

0.5 0 0

2000 4000 Pressure (psia)

6000

Gambar 2 Plot Bo vs Pressure sebelum koreksi

Gambar 5 Plot (F-We) vs Et Reservoir 1 – Middle Datum depth

Bo

1.8 1.6 1.4 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0

2000 4000 Pressure (psia)

6000

Gambar 3 Plot Bo vs Pressure setelah koreksi


Gambar 6 Plot (F-We) vs Et Reservoir 1 – Bottom Datum depth

8





Gambar 9 Plot Plot (F-We) vs Et Reservoir 2 – Bottom Datum depth

Gambar 12 Plot (F-We) vs Et Reservoir 3 – Bottom Datum depth


9

Gambar 13 Plot (F-We) vs Et Sensitivitas Bo – 50%





Gambar 18 Plot (F-We) vs Et Sensitivitas Bo + 10%


10




Gambar 23 Plot (F-We) vs Et Sensitivitas Rs – 50%




11


Gambar 28 Plot (F-We) vs Et Sensitivitas Rs + 10%






12


Gambar 34 Plot (F-We) vs Et Sensitivitas Cf = 4 x 10-6






13



14


15

Oleh : Fikri Rahmansyah* Dr. Ir. Taufan Marhaendrajana**

Recommend Documents