PENENTUAN DISTRIBUSI AREAL SATURASI MINYAK TERSISA SETELAH INJEKSI AIR PADA RESERVOIR “X” DENGAN MENGGUNAKAN KONSEP MATERIAL BALANCE Oleh : Muhamad Aji Pembimbing : Dr. Ir. Utjok W.R Siagian
Sari Pengukuran saturasi minyak tersisa sangat penting dalam memproduksikan suatu reservoir, terutama untuk lapangan yang sudah matang. Pengetahuan ini diperlukan untuk mempertahankan kinerja produksi dan merupakan kunci untuk pengembangan lapangan di masa yang akan datang. Untuk lapangan yang di injeksi air, masalah ini menjadi sangat penting, karena informasi ini dibutuhkan dalam mendesain strategi penyapuan untuk menambah produksi minyak secara efisien. Pengetahuan tentang distribusi areal saturasi minyak tersisa pada reservoir dibutuhkan dalam manajemen injeksi air seperti : desain target injeksi, lokasi sumur injeksi dan produksi. Selain itu, pengetahuan tersebut juga dibutuhkan dalam rencana program pengumpulan data dan pengawasan injeksi. Pada paper ini, penulis melakukan perhitungan distribusi area saturasi minyak tersisa pada Reservoir X dengan menggunakan konsep material balance yang dikembangkan oleh Arun K. Sharma. Kata Kunci : Saturasi minyak tersisa, injeksi air, konsep material balance Abstract The measurement of remaining oil saturation is very important in producing reservoir especially for mature field. This knowledge is critical for maintaining the production performance and the key for the future field development. For a waterflood field, this issue become more critical, since the information is so essential in designing sweep strategy to gain the oil efficiently. The knowledge of areal distribution of remaining oil saturation in reservoir sweep is then required in waterflood management i.e.; designing injection target, injection and infill well location. Beside, this knowledge is needed in planning a data acquisition and surveillance program. In this paper, the author calculate the areal distribution of remaining oil saturation in reservoir X with material balance concept developed by Arun K. Sharma Key word : Remaining oil saturation, waterflooding, material balance concept
1.
PENDAHULUAN
Seperti telah disebutkan diatas bahwa pengetahuan tentang distribusi minyak tersisa di reservoir dibutuhkan untuk meningkatkan kemampuan baik secara teknik maupun prosedural dalam mendesain strategi yang optimum untuk menghasilkan perolehan yang maksimum.
dalam kinerja sumur, pola dan lapangan. Sumursumur dapat dikelompokkan menjadi pola tertentu dimana setiap pola kita hitung jumlah produksi primernya, efisiensi pendesakan,dan saturasi minyak tersisa pada pola tersebut. Sifat lainnya yang dapat ditentukan adalah sejarah dari saturasi fluida terhadap waktu dari masing-masing pola, kumpulan pola maupun reservoir.
Informasi kunci untuk memastikan keekonomisan adalah saturasi minyak tersisa dan identifikasi area dengan nilai saturasi minyak tertinggi. Special Core Analysis (SCAL), loginjected-log, dan thermal decay time log evaluation techniques hanya memberikan satu nilai saturasi yang dekat dengan lubang sumur. Untuk memperoleh distribusi areal, maka kita membutuhkan data dari beberapa sumur sehingga akan memakan biaya yang mahal.
2.
Data produksi dan injeksi secara rutin tercatat dengan baik di lapangan. Data tersebut dapat menjadi akurat ketika dirata-ratakan setiap tahun. Ini lebih jauh memberikan perspektif sejarah
Studi ini menggunakan prosedur material balance untuk menentukan sejarah saturasi fluida terhadap waktu tanpa memperhatikan data tekanan dan menghitung dua parameter yang tidak
Tujuan utama dari studi ini adalah untuk mengevaluasi distribusi saturasi minyak yang tersisa pada reservoir X dengan konsep material balance yang dikembangkan oleh Arun K. Sharma. Informasi tersebut kemudian akan digunakan untuk mengelola injeksi air dan memberikan data yang dibutuhkan untuk membuat perencanaan pengembangan lapangan di masa yang akan datang. OUTLINE STUDI
1
diketahui dalam pelaksanaan program injeksi air, yaitu : (1) jumlah air injeksi yang hilang di reservoir. Secara vertikal air tersebut hilang karena mengalir ke zona yang bukan merupakan target injeksi, dan secara areal, air tersebut hilang karena mengalir ke pola injeksi yang berdekatan, dan (2) volum gas fill up pada saat awal injeksi dan beberapa tahun setelah injeksi sebelum mencapai fill up maksimum. Prosedur material balance yang dikembangkan pada studi ini menggunakan data sejarah produksi dan injeksi. Langkah-langkah yang dilakukan untuk menghitung saturasi minyak tersisa diantaranya: 1) Membuat pola-pola area injeksi dan menentukan alokasi data produksi dan injeksi dari tiap pola berdasarkan sudut buka dari sumur pada pola tersebut. 2) Untuk setiap pola, gunakan konsep material balance untuk memperkirakan volum gas fill up pada saat awal injeksi 3) Buat grafik antara volum kumulatif minyak (Nps), volum kumulatif air (Wps) dan volum kumulatif total fluida (Nps+Wps) yang diproduksikan selama injeksi berlangsung pada sumbu y terhadap volum kumulatif air yang diinjeksikan pada sumbu x. Dari grafik, perkirakan volum kumulatif air injeksi pada saat mencapai fill up yaitu ketika slope dari grafik mencapai nilai yang maksimum dan konstan. 4) Buat sejarah saturasi fluida untuk setiap pola injeksi air. Berikut ini beberapa persamaan yang digunakan dalam perhitungan : 1) Volum gas fill up = − − (1) Dimana : = volum gas fill up pada saat awal injeksi, RB N = OOIP, STB Npp=volum kumulatif minyak yang diproduksikan sebelum injeksi air Boi = faktor volum formasi minyak pada saat tekanan awal reservoir Bo = factor volum formasi pada saat awal injeksi air Karena tekanan reservoir pada awal dilakukan injeksi air cukup kecil, maka dalam perhitungan, nilai Bo di asumsikan sama dengan 1.0, sehingga persamaan (1) berubah menjadi = − + (2) 2) Jumlah air yang hilang dari Pola injeksi = − − − (3) Dimana ; Wl = volum kumulatif air yang hilang, STB
Wi = Volum kumulatif air yang diinjeksikan, STB Nps=Volum kumulatif minyak yang diproduksikan selama injeksi air berlangsung, STB Wps=Volum kumulatif air yang diproduksikan selama injeksi air berlangsung, STB 3) Volum air yang dibutuhkan sampai mencapai fill up. Dengan asumsi tidak ada air yang hilang, volum kumulatif air injeksi yang dibutuhkan sampai mencapai fill up adalah; = +( + ) untuk t ≥ tf (4) Dimana : tf = waktu sampai mencapai fill-up Sebelum mencapai fill up, jumlah air injeksi yang dibutuhkan dapat diperkirakan dengan persamaan berikut : = untuk 0 < t ≤ tf (5) Dimana Wr = volum air yang dibutuhkan pada saat t, STB Wrf = volum air yang dibutuhkan sampai fill up, STB Wif = volum kumulatif air yang diinjeksikan saat fill up, STB Volum gas fill-up partial saat t ≤ tf dapat dihitung sebagai berikut = −( + ) 0 < t ≤ tf (6) Volum kumulatif air injeksi yang hilang pada persamaan (3) bila digabungkan dengan persamaan (4), didapatkan persaman sebagai berikut = − (7) 4) Sejarah saturasi fluida Volum air pada reservoir, = + − − (8) Dimana : Vwi = volum air awal di reservoir, RB Wl = jumlah air yang hilang dari pola, RB Kombinasikan persamaan (7) dan (8), peningkatan volum air dapat ditulis sebagai berikut : ∆ = − = − t>0 (9) dan perubahan saturasi air ∆ =∆ ⁄ Sehingga ( ) =( ) +∆
(10) (11)
Dimana (n+1) dan n menunjukan tahapan waktu dalam perhitungan. 2
Sama dengan persamaan diatas, perubahan (penurunan) volum gas dapat dituliskan sebagai berikut, ∆ = −∆ (12) Dan perubahan saturasi gas ∆ =∆ ⁄ (13) ( ) = ( ) +∆ (14) Saturasi minyak dapat dihitung dari : ( ) = 100 − ( ) −( )
(15)
Persamaan diatas berlaku dengan asumsi : (1) semua gas bebas yang ada di reservoir pada saat awal injeksi kembali menjadi gas yang terlarut dalam liquid. Jika saturasi gas yang terjebak dalam batuan reservoir diketahui, jumlah gas tersebut dapat dimasukkan ke dalam perhitungan material balance dan akan memberikan nilai saturasi minyak tersisa yang lebih besar dari perhitungan dengan persamaan diatas, (2) tidak ada produksi dari zona reservoir yang tidak di injeksi air. Sebagai tambahan, dalam perhitungan di atas, kita menggunakan harga Bo=Bw=1; jika nilai Bo yang dimasukkan lebih besar dari 1, maka nilai saturasi minyak tersisa yang akan lebih tinggi sekitar 2-4 %. 3.
DATA Data yang digunakan dalam perhitungan pada paper ini adalah data reservoir X dari sebuah lapangan minyak yang terletak di Kalimantan Timur. Reservoir X mulai memproduksikan minyak tahun 1966 dan pada bulan juli 1995 mulai dilakukan injeksi air pada reservoir X. Perhitungan distribusi areal saturasi minyak tersisa akan dilakukan sejak dimulainya injeksi air pada bulan Juli 1995 sampai dengan desember 2004. Pada tabel 1 ditampilkan data property batuan dan fluida reservoir X. Selanjutnya reservoir dibagi kedalam 20 pola injeksi. Dasar pembentukan pola-pola tersebut adalah sumur injeksi berada ditengah dikelilingi oleh sumur-sumur produksi. Pola-pola tersebut dapat dilihat pada gambar 1. Untuk perhitungan secara lengkap, pada pengolahan data hanya akan ditampilkan satu pola yaitu pola 1. Sedangkan untuk pola-pola yang lain akan ditampilkan hasil perhitungannya saja. Untuk setiap pola, alokasi dari volum injeksi adalah 100% pada pola tersebut. Sedangkan alokasi volum produksi dari setiap sumur produksi didasarkan pada sudut buka sumur pada pola yang ditinjau. Pola 1 memiliki bentuk six spot pattern yaitu terdiri dari 5 sumur produksi dan sebuah sumur
injeksi yang berada ditengah. Pola 1 memiliki luas area 114 acres, porositas 22% dan ketebalan reservoir 33 ft. Volum pori dari pola 1 adalah 6668 MSTB dengan OOIP sebesar 3734 MSTB. Data produksi dan injeksi kumulatif dari pola 1 terangkum didalam tabel 2 yang didalamnya terdapat waktu, volum kumulatif produksi minyak, volum kumulatif produksi air dan volum kumulatif injeksi air. 4.
HASIL DAN PEMBAHASAN Pola 1 Pola 1 pada akhir tahun 2004 mencapai volum kumulatif minyak sebesar 1116 MSTB, 725 MSTB merupakan volum kumulatif sebelum dilakukan injeksi (Primary recovery) dan 391 MSTB adalah volum minyak yang didapatkan setelah injeksi air selama 9 tahun. Volume kumulatif air yang diproduksi setelah dilakukan injeksi adalah 1126 MSTB. Volum Air yang diinjeksikan ke dalam reservoir adalah sebesar 3769 MSTB dan hanya sebesar 1518 MSTB fluida yang berhasil di produksikan. Perbedaan sebesar 2251 MSTB dihitung sebagai ; (1) jumlah air yang digunakan untuk memenuhi ruangan yang diisi oleh gas pada saat awal injeksi; (2) Jumlah air yang hilang ke sekitar pola yang berdekatan ; (3) jumlah air yang hilang ke zona reservoir yang bukan merupakan target injeksi. Pada lapangan yang matang, faktor ketiga adalah yang paling dominan. 1) Volum gas fill up. Dengan menggunakan persamaan 1, didapatkan volum gas fill up untuk pola 1 sebanyak 1657 MSTB. Oleh karena itu, sebanyak 1657 MSTB dari volum air yang diinjeksikan ke dalam reservoir digunakan untuk mengisi ruang pori yang diisi oleh gas. 2) Volum air yang hilang dari pola injeksi. Volum kumulatif air yang hilang dari pola dihitung menggunakan persamaan (3) dengan asumsi nilai Bo=Bw=1. Dari perhitungan didapatkan nilai volum air yang hilang sebesar 594 MSTB atau sebesar 16% (544/3769) dari volum kumulatif air yang diinjeksikan yaitu sebesar 3769 MSTB. Secara vertikal volum air tersebut hilang karena mengalir ke zona yang bukan merupakan target injeksi dan secara areal volum air tersebut mengalir ke pola yang berdekatan. Selanjutnya kita lakukan plot antara volum kumulatif minyak (Nps), volum kumulatif air (Wps) dan volum kumulatif total fluida (Nps+Wps) yang diproduksikan selama injeksi berlangsung sebagai sumbu y terhadap volum kumulatif air yang diinjeksikan pada sumbu x. Grafik dapat dilihat pada gambar 2. Grafik ini digunakan untuk memperkirakan waktu terjadinya fill up. Gas fill up terjadi ketika volum kumulatif fluida yang 3
diinjeksikan mencapai slope yang maksimum. Dari grafik didapatkan hasil bahwa fill up terjadi ketika air yang dinjeksikan mencapai volum 3499 MSTB yaitu pada akhir bulan desember 2002. Setelah fill up, slope cenderung konstan. Karakteristik dari kurva setelah terjadinya fill up dapat dibagi menjadi tiga, yang ditunjukkan pada gambar 3 yaitu ; (1) volum injeksi air dan volum produksi fluida (air dan minyak) bernilai sama, ditunjukkan dengan slope volum kumulatif air sebesar 45o, (2) terjadi pertambahan fluida dari luar pola yang ditandakan dengan slope lebih dari 45o. dan (3) air yang diinjeksikan hilang yang ditandakan dengan slope kurang dari 45o. Slope yang kita dapatkan untuk pola 1 adalah kurang dari 45o yang menandakan bahwa adanya air yang hilang. 3) Volum air yang dibutuhkan sampai mencapai fill up. Dengan menggunakan persamaan (4), didapatkan nilai sebesar 2939 MSTB yang merupakan volum air yang dibutuhkan untuk mencapai fill up. Dari nilai-nilai yang didapatkan diatas, kita dapat menentukan efisiensi injeksi sebelum dan setelah fill up. Jumlah air yang hilang saat terjadi fill up adalah 560 MSTB (3499-2939) MSTB, efisiensi kumulatif injeksi sampai terjadinya fill up didapatkan sebesar 84% (1-560/3499). Pertambahan jumlah air yang hilang dari akhir tahun 2002 (saat fill up) sampai akhir tahun 2004 adalah 34 MSTB dan pertambahan volum air yang diinjeksikan sebesar 270 (3769-3499) MSTB. Efisiensi injeksi dari akhir tahun 2002 sampai dengan akhir tahun 2004 adalah sebesar 87% [100x(270-34)/270]. Hal ini menunjukkan penurunan jumlah air yang hilang setelah fill up tercapai. Artinya penginjeksian setelah fill up menjadi lebih efektif dari pada sebelum fill up tercapai. 4) Sejarah saturasi fluida Perhitungan sejarah saturasi fluida dilakukan dengan menghitung beberapa parameter dari persamaan (1) sampai persamaan (15). Perhitungan dilakukan dengan menggunakan Ms. Excel. Hasil perhitungan sejarah saturasi fluida untuk pola 1 dapat dilihat pada tabel 3. Gambar 4 merupakan beberapa hubungan nilai saturasi terhadap jumlah air yang dinjeksikan (dalam satuan pore volum). Saturasi gas pada saat akan dilakukan injeksi adalah sebesar 25 % . Seiring dengan diinjeksikannya air kedalam pola, nilai saturasi air meningkat dan nilai saturasi gas menurun karena gas tersebut didesak oleh air. Ketika volum air yang diinjeksikan ke dalam pola mencapai 0.52 PV, gas fill up tercapai dan saturasi gas turun sampai ke nilai 0. Setelah fill
up, slope dari saturasi air turun yang menandakan bahwa semua gas yang ada di reservoir kembali terlarut ke dalam fluida pada tekanan reservoir pada saat tersebut. Saturasi air terus meningkat dan memenuhi semua ruang yang sebelumnya terisi oleh gas. Nilai saturasi minyak tersisa untuk pola 1 pada Desember 2004 adalah 39.3% atau turun sekitar 6% dari nilai saturasi pada saat awal injeksi. Nilai saturasi minyak tersisa yang masih tergolong tinggi tersebut menunjukkan bahwa pola 1 masih harus menjadi perhatian untuk dikembangkan lebih lanjut. Hasil Perhitungan Pola Injeksi Keseluruhan Seluruh pola-pola injeksi yang berjumlah 20 buah dianalisis. Hasil perhitungan dapat dilihat pada tabel 4 dan gambar 5. Dari hasil perhitungan didapatkan bahwa ada 7 buah pola injeksi yang memiliki saturasi minyak tersisa antara 35-40%. Sisanya, yaitu sebanyak 13 pola injeksi memiliki saturasi minyak tersisa kurang dari 35%. Kinerja produksi suatu pola selama injeksi berlangsung dapat dianalisis dari nilai perbandingan antara volum kumulatif minyak yang diproduksi setelah injeksi (secondary recovery) terhadap volum kumulatif minyak sebelum injeksi air dilakukan (primary recovery) yang biasa disingkat dengan CSPR (Cumulative Secondary oil to Cumulative Primary oil Ratio). Nilai CSPR>1 menunjukkan keefektifan dari proses injeksi. Hampir sebagian besar nilai CSPR pola injeksi yang kita hitung pada reservoir X bernilai kurang dari 1. Artinya, volum kumulatif minyak yang diproduksikan pada primary recovery masih jauh lebih besar dibandingkan dengan volum minyak yang diproduksikan setelah injeksi. Hal ini lebih disebabkan periode proyek injeksi air yang masih berumur 9 tahun dibandingkan dengan periode primary recovery yang hampir mencapai 40 tahun. Faktor-faktor yang mempengaruhi keefektifan dari suatu pola injeksi yang ditunjukkan dengan semakin banyaknya volum kumulatif minyak yang diproduksi diantaranya luas dari pola, kualitas batuan, volum air yang diinjeksikan, dan heterogenitas. Hubungan antara luas area dengan nilai saturasi minyak tersisa dapat dilihat pada gambar 6. Gambar tersebut bermanfaat untuk mengelompokkan pola injeksi yang ada. Sebagai contoh, untuk pola yang memiliki luas area yang besar dan saturasi minyak tersisa yang tinggi dapat dikembangkan lebih lanjut dengan menambah jumlah sumur atau melakukan pengeboran sumur horizontal. Dengan demikian setiap pola memiliki rangking tersendiri sehingga kita bisa menentukan skala prioritas dalam
4
Nps=
Volum kumulatif minyak yang diproduksikan selama injeksi air berlangsung, STB Wr = volum air yang dibutuhkan pada saat t,STB Wrf = volum air yang dibutuhkan sampai fill up, STB Wif = volum kumulatif air yang diinjeksikan saat fill up, STB Vwi = volum air awal di reservoir, RB Wl = jumlah air yang hilang dari pola ∆ = Perubahan volum air di reservoir ∆ = Perubahan saturasi air ( ) = saturasi air pada perhitungan selanjutnya ∆ = Perubahan Volum Gas dalam Reservoir ∆ = Perubahan saturasi gas ( ) =saturasi gas Pada tahap Perhitungan selanjutnya ( ) = saturasi minyak pada tahap perhitungan selanjutnya
merencanakan pekerjaan EOR maupun IOR pada reservoir yang dianalisis. 5.
KESIMPULAN 1) Dengan menggunakan konsep material balance, kita dapat memperkirakan distribusi areal dari saturasi minyak tersisa pada reservoir. 2) Data produksi dan injeksi dapat digunakan secara efektif untuk mengevaluasi kinerja reservoir yang diinjeksi air. 3) Kehilangan fluida yang diinjeksikan ke dalam reservoir dapat diperkirakan dengan menggunakan konsep material balance. 4) Setelah dilakukan 9 tahun injeksi, 7 buah pola yang ada memiliki nilai saturasi minyak tersisa lebih dari 35% . Pola-pola tersebut masih layak untuk dikembangkan lebih lanjut.
6.
REKOMENDASI Dalam metode ini tidak diperhitungkan pengaruh perubahan tekanan reservoir dan distribusi permeabilitas yang berpengaruh pada alokasi fluida yang mengalir pada sumur-sumur yang ada pada pola injeksi. Kesulitan dari metoda ini adalah penentuan waktu terjadinya gas fill up yang ditentukan dari kurva material balance. Kurva material balance akan mudah dianalisis jika kita memiliki pencatatan data produksi dan injeksi yang baik serta injeksi yang dilakukan secara kontinyu akan mempermudah dalam menentukan waktu terjadinya fill up. 7.
DAFTAR SIMBOL = volum gas fill up pada saat awal injeksi, RB N = OOIP, STB Npp= volum kumulatif minyak yang diproduksikan sebelum injeksi air Boi = factor volum formasi minyak pada saat Tekanan awal Reservoir Bo = factor volum formasi pada saat awal injeksi air Wl = volum kumulatif air yang hilang, STB Wi = Volum kumulatif air yang diinjeksikan, STB
8.
UCAPAN TERIMA KASIH Puji dan syukur kepada Allah SWT atas rahmat dan karunianya tugas akhir ini bisa selesai. Terima kasih saya sampaikan kepada Bapak dan Mama tercinta yang senantiasa mendoa’kan saya sehingga tugas akhir ini bisa selesai. Kepada pembimbing saya, Dr. Ir. Utjok W.R Siagian, saya sampaikan terima kasih atas waktu dan ilmu yang diberikan kepada saya. Terima kasih kepada rekan dan sahabat semua yang telah membantu dalam pengerjaan tugas akhir ini. 9.
DAFTAR PUSTAKA 1. Sharma, Arun K., “Areal Pattern Distribution of Remaining Oil Saturation in a Mature West Texas Waterflood-A case History”, SPE 35302 2. Craft, B.C., and Hawkins,M.F., “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Prentice-Hall, 1991 3. Jordan, J.K., “Reliable Interpretation of Waterflood Production Data,” JPT, 1958 4. Azimov, E.A., “Comparative Analysis Of Remaining Oil Saturation in Waterflood Patterns Based on Analytical Modeling and Simulation, Texas A&M University”, 2006
5
Lampiran Tabel 1. Data Reservoir X dan Properti Fluida Parameter dan Satuan Formasi Lithologi Porositas rata-rata Tekanan Awal, psia Saturasi air Awal,% Kedalaman rata-rata Faktor Volume Formasi Minyak (bbl/STB) Faktor Volume Formasi air
Φ Pi Swi m
Harga X sand Batu pasir 22 400 26.2 850
Bo
1.25
Bw
1
Tabel 2. Data Volum Kumulatif Produksi dan Injeksi Pola 1 Waktu Injeksi 1995
Minyak, STB 724463
Air, STB 28026
Air injeksi, STB -
1996
749771
117917
910227
1997
775314
272417
1373117
1998
849572
407210
1793117
1999
899102
607758
2217617
2000
952197
775596
2675617
2001
998273
894902
3079117
2002
1035266
999249
3499117
2003
1077142
1080380
3634093
2004
1115933
1154462
3769069
Tabel 3. Sejarah Saturasi Untuk Pola 1 Air dan gas pada Ruang Pori Waktu Injeksi
sec oil,STB
sec water,STB
sec liquid,STB
Wr,STB
Gpf,STB
1995
0
0
0
0
0
1996
25308
89891
115199
764451
1997
50851
244391
295242
1998
125109
379184
1999
174639
579732
2000
227734
2001
Water,STB
delta Vg,STB
delta Sw,%
water sat,%
gas
Oil,%
0
1656694
0.0
30.0
24.8
45.2
649252
674560
1007442
10.1
40.1
15.1
44.8
1153207
857965
908816
798729
13.6
43.6
12.0
44.4
504292
1505943
1001650
1126759
655044
16.9
46.9
9.8
43.3
754370
1862457
1108087
1282726
548607
19.2
49.2
8.2
42.5
747570
975304
2247107
1271803
1499536
384891
22.5
52.5
5.8
41.7
273810
866876
1140686
2585985
1445299
1719109
211395
25.8
55.8
3.2
41.0
2002
310803
971223
1282026
2938720
1656694
1967498
0
29.5
59.5
0.0
40.5
2003
352679
1052353
1405033
3061727
1656694
2009373
0
30.1
60.1
0.0
39.9
2004
391470
1126435
1517905
3174600
1656694
2048164
0
30.7
60.7
0.0
39.3
sat%
6
Tabel 4. Data dan Hasil Perhitungan Saturasi Minyak Tersisa Pola
Soi,%
Sor,%
A, Acre
OOIP,STB
Npp,STB
Nps,STB
Nps/Npp
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
45
39
114
3734
724
391
0.54
38
34
63
670
27
60
2.22
38
28
160
15022
75
388
5.17
40
38
128
3589
567
197
0.35
29
27
84
2479
491
52
0.11
33
32
159
3014
217
77
0.35
37
29
157
2866
816
467
0.57
38
37
159
6472
341
155
0.45
39
37
129
3634
711
105
0.15
42
39
187
3149
110
198
1.80
41
36
153
6005
1587
602
0.38
35
29
117
2208
713
243
0.34
32
24
42
628
0
99
-
44
32
49
1607
354
332
0.94
28
25
131
2905
628
171
0.27
37
24
124
2520
950
613
0.65
31
30
100
1009
31
39
1.26
43
36
118
2327
242
196
0.81
39
33
58
594
106
78
0.74
37
31
121
2272
530
263
0.50
7
Gambar 1. Pola-pola Injeksi pada Reservoir X
8
4000000
Air Yang Hilang Keluar dari Pola (3499,2939) MSTB
3000000
2500000
Air Yang digunakan Untuk mencapai fill Up
Nps
2000000
Wps Nps+Wps
1500000
Wr 1000000
500000
0 -
500,000
1,000,000 1,500,000 2,000,000 2,500,000 3,000,000 3,500,000 4,000,000
Volum Kumulatif Injeksi, STB
Gambar 2. Grafik Material balance untuk Pola Injeksi 1
35 Volum Kumulatif Produksi, MSTB
Volum Kumulatif Produksi, STB
3500000
2
30
Volum Fill Up
25 20 1
15 10
3
5 0 0
5
10
15
20
25
30
Volum Kumulatif injeksi, MSTB Gambar 3. Karakteristik Kurva Material Balance Setelah Fill Up
9
70 60
Saturasi, %
50 40 So 30
Sw Sg
20 10 0 -
10
20
30
40
50
60
Volum Injeksi, % PV Gambar 4. Grafik Saturasi Vs Volum Injeksi Untuk Pola 1
10
Gambar 5. Peta Distribusi Areal Saturasi Minyak Tersisa Reservoir X
11
Sor vs Luas Pola 45
Saturasi Minyak Tersisa,%
40 35 30 25 20 15 10 5 0 0
50
100
150
200
Luas Pola, Acres Gambar 6. Grafik Luas Pola terhadap Saturasi Minyak Tersisa Untuk Reservoir X
12
