Buku Pintar Migas Indonesia

BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Reservoir Engineering
Pirson :
“Reservoir engineering may be defined as the art of forecasting the future performance of a
geologic oil and/or gas reservoir from with production is obtain according to probable and
preassumed conditions"
Penjelasan
“Reservoir Engineering” merupakan cabang dari “Petroleum Engineering” dengan tugas
utamanya adalah peramalan kelakuan reservoir, laju produksi dan jumlah minyak atau gas
yang dapat diproduksikan dari suatu sumur, sekelompok sumur, ataupun dari seluruh
reservoir di masa datang, berdasarkan anggapan-anggapan yang mungkin, ataupun dari
sejarah masa lalunya yang sudah ada.
Oil & Gas Reserves and Fish
• Oil and Gas Reserves adalah seperti ikan.
• Explorasi Minyak dan Gas seperti proses memancing.
• Setiap proses memerlukan banyak uang dan waktu.
• Proved, Probable, & Possible Reserves mempunyai analogi seperti memancing ikan.
• Ikan yang telah ditangkap dimasukan kedalam perahu.
• Ikan tersebut dapat ditentukan besar atau kecil.
• Ikan tersebut dapat ditentukan jenisnya dan kualitasnya.
• Ikan tersebut dapat dihitung dan diukur beratnya.
• Ikan tersebut tidak dapat diukur secara tepat.
• Ikan yang sudah tertangkap dapat terlepas lagi.
Reserves Estimation and Uncertainty
Batasan
• Reserves diestimasi pada kondisi ketidakpastian.
• Definisi reserves dan ketidakpastian.
• Ketidakpastian secara teknis, ekonomis, dan politis.
• Cara mengurangi ketidakpastian.
Definisi Ketidakpastian : belum tentu terjadi, belum didefinisikan secara jelas, tanpa / kurang
kejelasan.
Types of Uncertainty
• Teknis, Ekonomis, Politis.
• Ketidakpastian Teknis : geophysical, geological, petrophysical, atau engineering risk.
• Ketidakpastian Ekonomis : risiko harga, kapital dan biaya operasi, pembagian hasil,
dan pajak.
• Ketidakpastian Politis : country risk - stabilitas pemerintahan, status kepemilikan
produksi minyak dan (konsesi, PSC, etc...)
Reservoir Engineering
Metode Optimum untuk Produksi Minyak & Gas
• Secara alamiah (natural), dengan tenaga dari reservoir itu sendiri.
• Secara buatan (artificial lift), misalnya dengan pompa ataupun gas lift.
• Dengan penambahan energi dari luar, yaitu injeksi air atau gas, dengan
menggunakan metode “Penyerapan Tahap Lanjut” (Enhanced Oil Recovery),
misalnya injeksi panas, kimiawi, C02, dsb.
Pengertian Metode Optimum
Pengertian optimum menyangkut masalah keekonomian suatu lapangan. Dimana harus
diperhitungkan biaya pemboran, jumlah dan letak sumur-sumur baik produksi maupun injeksi,
peralatan produksi, harga pasaran minyak dsb.
Reservoir Engineering
Halaman 1 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
“Reservoir Engineering” dimulai dengan adanya penemuan suatu lapangan yang
mengandung gas dan/atau minyak. Dimana dari data logging sumur, contoh core/batuan
serta fluida reservoirnya, dapat ditentukan jumlah hidrokarbon yang terdapat dalam setiap
acre-foot atau m3 (hidrokarbon) / m3 batuan reservoir.
Kegiatan Reservoir Engineering
1. Batas Reservoir
Batas Reservoir adalah batas pemisah antara daerah hidrokarbon dan daerah nonhidrokarbon, dapat berupa :
• Batas Geologi
• Batas perbedaan fluida hidrokarbon, seperti batas minyak air, batas gas-air, atau batas
gas-minyak.
2. Klarifikasi Reservoir berdasarkan perangkap geologi
• Perangkap Struktur
• Perangkap Stratigrafi
• Perangkap Kombinasi
3. Tingkat / derajat Heterogenitas Reservoir
• Uniform dan non-uniform
• Homogen dan heterogen
• Isotropic dan un-isotropic
4. Klasifikasi Reservoir berdasarkan fluidanya
• Reservoir Minyak : black oil, volatile oil
• Reservoir Gas
: dry gas dan wet gas
5. Klasifikasi Reservoir berdasarkan tekanan awal
• Undersaturated Reservoir
• Saturated Reservoir
6. Klasifikasi Reservoir berdasarkan mekanisme pendorong
• Solution gas drive
• Gas cap drive
• Water drive
• Combination drive
7. Rencana dan macam test yang akan dilakukan sesuai dengan jenis reservoirnya.
• Rencana pengembangan reservoir, pola pengurasan yang berhubungan dengan letak
sumur-sumur produksi dan injeksi, jumlah sumur, dsb.
• Rencana pengurasan reservoir dan patahan cara produksi
¾ Primary production (natural depletion)
¾ Secondary production (water atau gas injection)
¾ Tertiary recovery (enhanced oil recovery)
Secara umum seorang “reservoir enginer” akan berhubungan dengan :
• Data dasar, data mengenai sifat fisika/kimia-kimia-fisika, batuan dan fluida reservoir.
• Aliran fluida dalam media berpori.
• Test sumur, meliputi : test tekanan, produktivitas, komunikasi antar reservoir dan/atau
layer.
• Kelakuan reservoir, perawalan kelakuan reservoir di masa datang berdasarkan
kelakuan di masa lalu.
• Penentuan besarnya cadangan, baik awal maupun sisa.
• Peningkatan recovery.
• Analisis keekonomian.
Reservoir Engineering
Halaman 2 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Tahapan dalam mempelajari “Reservoir Engineering”
• Tahap I
Lebih dikenal sebagai tahap pengenalan dasar teknik reservoir, yang membahas teknik
reservoir secara umum, sifat statis dan dinamis batuan maupun fluida reservoir,
pengolahan data batuan dan fluida reservoir, dasar-dasar persamaan aliran fluida dalam
media berpori.
• Tahap II
Dikenal sebagai tahap aplikasi dasar teknik reservoir, membahas mengenai pengertian
cadangan serta perhitungannya, kelakuan reservoir serta aplikasi persamaan aliran fluida
dalam media berpori, penahapan produksi reservoir.
• Tahap III
Dikenal sebagai aplikasi lanjut teknik reservoir, membahas mengenai analisis dan
interpretasi persamaan aliran fluida dalam media berpori seperti test sumur.
• Tahap IV
Dikenal sebagai tahap “Reservoir Simulation”
Dasar – Dasar Teknik Reservoir
Dasar-dasar teknik reservoir membahas mengenai sifat-sifat reservoir, permeabilitas, aliran
fluida seperti laju produksi pendesakan dan efisiensi pendorongan fluida, saturasi, tekanan
kapiler yang mencerminkan distribusi saturasi fluida dalam reservoir, kompresibilitas yang
mencerminkan pengaruh perubahan tekanan terhadap fluida maupun batuan.
Porositas
Porositas adalah suatu besaran yang menyataan perbandingan antara volume ruang kosong
(pori-pori) di dalam batuan terhadap volume total batuan (bulk volume). Porositas dinyatakan
dalam fraksi ataupun dalam persen (%).
φ
= volume total batuan / volume pori-pori
φ absolut
= volume total batuan / volume pori-pori
= volume pori-pori yang berhubungan / volume total batuan
φ efektif
Jenis porositas:
a. Porositas Primer
Merupakan porositas awal yang terbentuk pada saat terjadinya batuan tersebut atau
pada saat sedimen diendapkan.
b. Porositas Secunder
Merupakan prositas yang terbentuk akibat adanya suatu proses geologi setelah
batuan sedimen tersebut diendapkan. Dalam hal ini baik bentuk, ukuran, letak
maupun hubungan antar pori sudah tidak ada hubungannya dengan proses
terbentuknya batuan asal. Proses geologi antara lain : proses pelarutan, peretakan,
penggabungan, rekristalisasi, dolomitisasi, sementasi dan kompaksi.
Faktor - faktor yang mempengaruhi Porositas :
• Bentuk dan ukuran butir
• Sorting
• Packing/susunan butir
• Sifat dan kadar sementasi
Permeabilitas
Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu ukuran kemampuan batuan berpori untuk
melalukan fluida (memindahkan dari suatu tempat ke tempat lain).
Permeabilitas dinyatakan dalam Darcy atau mdarcy. 1 Darcy ialah ukuran kemampuan
batuan untuk melalukan fluida pada kecepatan 1 cm3/detik dengan viskositas 1 centipoise
melalui penampang pipa/pori 1 cm2 sepanjang 1 cm, pada perbedaan tekanan sebesar 1
atmosfir.
Reservoir Engineering
Halaman 3 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
¾
¾
¾
Permeabilitas absolut : adalah permeabilitas batuan dimana dalam pori-pori hanya
berisi oleh 1 jenis fluida saja.
Permeabilitas efektif : adalah permeabilitas batuan untuk salah satu jenis fluida,
dimana dalam pori-pori berisi lebih dari 1 jenis fluida (multi fasa).
Permeabilitas relatif : adalah perbandingan permeabilitas efektif suatu fluida terhadap
permeabilitas absolut.
Kompresibilitas
Kompresibilitas adalah ukuran perubahan volume suatu benda akibat berubahnya tekanan
yang dialami benda tersebut.
Ada beberapa macam kompresibilitas :
• Kompresibilitas batuan
• Kompresibilitas pori-pori
• Kompresibilitas fluida (minyak, air, gas)
• Kompresibilitas sistim (total batuan, pori dan fluida)
W e tta b i l i t y
Wettability merupakan sifat kebasahan permukaan batuan. Batuan bersifat water-wet berarti
batuan tersebut lebih mudah dibasahi oleh air daripada minyak. Demikian juga sebaliknya
batuan oil-wet maksudnya batuan tersebut lebih mudah dibasahi oleh minyak daripada oleh
air.
Saturasi
Saturasi adalah perbandingan volume fluida terhadap volume pori-pori batuan.
• Saturasi air
• Saturasi minyak
• Saturasi gas
Faktor Volume Formasi
Adalah perbandingan volume fluida di dalam reservoir terhadap volume fluida bila berada
dipermukaan (kondisi permukaan).
Jenis faktor volume formasi :
• Gas (Bg)
• Minyak (Bo)
• Air (Bw)
History of Reserves Definitions
•
•
•
•
•
•
•
1936 - 1964
1939 - present
1964 - 1980
1979
1981 - present
1983
1997, 2000
Reservoir Engineering
: American Petroleum Institute (API)
: DeGolyer and MacNaughton (D&M)
: Society of Petroleum Engineers (SPE)
: U.S. Securities and Exchange Commission (SEC)
: SPE Revised Definitions
: World Petroleum Congress (WPC)
: SPE & WPC
Halaman 4 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Klasifikasi
Initial
Reserves
Cumulative
Production
Remaining
Reserves
Sales
Proved
Reserves
Inventory
Probable
Reserves
Possible
Reserves
Develop
Producing
Undeveloped
Ref: Reserves Definition, SPE & WPC, 2000
NonCommercia
Commercial
DISCOVERED
Field
on
Production
UNDISCOVERED
Field
under
Appraisal
Field
under
Development
Prospect
Lead
Play
Noncommercial Field
Decreasing Risk
Total Resources
Modified McKelvey box showing resource status categories.
Reservoir Engineering
Halaman 5 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
IDENTIFIED
UNDISCOVERED
DEMONSTRATED
ECONOMIC
MEASURED
INDICATED
INFERRED
HYPOTHETICAL
IN
KNOWN
DISTRICTS
SPECULATIVE
IN
UNDISCOVERED
DISTRICTS
INCREASING DEGREE OF ECONOMIC FEASABILITY
PARAMARGINAL
RESERVES
SUBMARGINAL
RESOURCES
INCREASING DEGREE OF GEOLOGIC ASSURANCE
Reservoir (Cadangan)
Awal isi minyak atau Gas ( Initial oil in place/initial gas in place ).
Adalah jumah minyak atau gas dalam suatu reservoir yang dihitung secara volumetris
berdasarkan data geologi serta pemboran, atau material balance berdasarkan data sifat-fisik
fluida dan batuan reservoir produksi serta ulah/kelakukan reservoir, atau dapat juga dengan
cara perhitungan simulasi reservoir.
Cadangan
1. Cadangan Terbukti (Proven) :
Jumlah fluida hidrokarbon yang dapat diproduksikan yang jumlahnya dapat dibuktikan
dengan derajat kepastian yang tinggi.
• Hasil analisa kualitatif log yang dapat dipercaya
• Penelitian dan pengujian kandungan yang berhasil
• Dapat menghasilkan pada tingkat produksi yang komersial
2. Cadangan Potensial (Probable dan Possible) :
Cadangan ini berdasarkan pada peta geologi dan masih memerlukan penelitian dengan
pemboran lebih lanjut.
Faktor pengurasan / Recovery Factor (RF).
Adalah angka perbandingan antara jumlah maksimum hidrokarbon yang dapat diproduksikan
dengan awal isi hidrokarbon.
Reservoir Engineering
Halaman 6 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Laju pengurasan / withdrawal rate / off-take rate (otr)
Adalah angka yang menunjukkan perbandingan antara produksi selama satu tahun dengan
cadangan pada awal tahun bersangkutan.
Produksi Kumulatif (Cumulative Recovery)
Jumlah produksi yang telah dihasilkan pada suatu saat.
Recovery Factor
Barells
RANGE OF RECOVERY ESTIMATES
Time
after J.J Arps
Sisa Cadangan (Remaining Reserves).
Jumlah sisa cadangan setelah diproduksikan pada suatu saat.
Menghitung Awal Isi Hidrokarbon
a. Secara volumetris
Minyak :
N = 7758 x A x h x ∅ x (1 - Swi) / Boi
Gas :
G = 43560 x A x h x ∅ x (1 - Swi) / Bgi
b. Secara Material Balance :
Jumlah massa yang masuk sama dengan yang keluar ditambah jumlah yang tertinggal di
dalam sistem.
Perhitungan Cadangan Minyak Metode Volumetris
CADANGAN = ( AWAL ISI MINYAK X RF ) - PRODUKSI KUMULATIF
PENGAMBILAN MAKSIMUM
Reservoir Engineering
Halaman 7 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
PRODUKSI
KUMULATIP
PENGAMBILAN MAKSIMUM PRIMER
ATAU + EOR
ULTIMATE RECOVERY PRIMER ATAU +
EOR
AWAL ISI MINYAK x RECOVERY
FACTOR PRIMER ATAU + EOR
STOIIP x RF
AWAL ISI MINYAK DITEMPAT
•
•
•
STOCK TANK OIL INITIALY IN
PLACE = STOIIP
VOL BANTUAN x POROSITAS x
SATURASI MINYAK x FAKTOR
KORELASI KE KONDISI STOCK
TANK
VOL x Ø x (1-sw) X 1
Boi
VOLUME BATUAN
( BULK VOLUME ) = VB
c. Secara “Production Decline Curves”
Memperkirakan besarnya cadangan dengan membuat suatu extrapolasi hasil produksi
terhadap waktu. Penurunan produksi dapat terjadi karena :
• Penurunan efesiensi peralatan produksi.
• Kerusakan formasi ataupun daerah disekitar lubang bor, sehingga mengurangi
kemampuan mengalirnya fluida.
• Penurunan tekanan reservoir, gas-oil ratio, kenaikan kadar air.
d. Secara Simulasi Reservoir
Dalam hal ini semua data reservoir dengan segala macam aspeknya, dinyatakan dalam
bentuk angka-angka, dijabarkan dalam suatu model matematis. Untuk penyelesaiannya
hanya dapat dilaksanakan oleh komputer.
Type of Reserves Estimates
•
•
Deterministic Based Reserves Estimates – setiap parameter menggunakan asumsi
yang terbaik.
Probabilistic Based Reserves Estimates – kuantifikasi uncertainty.
Reliability of Reserves Estimates
•
•
Kuantitas dan kualitas Data
Kompetensi dan Integritas Reserves Estimator
Reservoir Engineering
Halaman 8 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Deterministic Based Reserves Estimates
•
•
•
•
Single Best Estimate of Each Parameter
¾ Assessment (penilaian) setiap parameter terbaik secara subyektif ataupun
implisit.
Dapat diterima oleh setiap orang.
Volumetric: Single Wells Data atau Isopach Mapping.
Berdasar performance : Decline Curves, Material Balance, atau Simulation.
Probabilistic Based Reserves Estimates
• Distribusi Probalistik dibuat untuk setiap parameter, sampling secara iteratif digunakan
dalam kombinasi Reserves Estimate.
• Tidak umum digunakan, tetapi tidak diabaikan dalam Reserves Definition.
• Biasanya digunakan dalam kasus data yang belum jelas (misalnya eksplorasi)
• Monte Carlo Analysis
• Geostatistical Evaluation
¾ membuat model heterogenitas 3-Dimensi. (3-D)
Proved Reserves Guidelines
•
•
•
•
•
Known Reservoir
Existing Economic and Operating Conditions
Actual Production or Conclusive Formation Test
Improved Recovery under Certain Conditions
How to Incorporate New Technology
Known Reservoirs
•
•
•
•
Penetrated by a Wellbore and Confirmed as Hydrocarbon - Bearing
Downdip Limits - Contacts or Low Known Hydrocarbons - example
Immediately Adjoining Undrilled Analogous Areas
Examples - fault limitations and distance between wells.
Areal Extent
•
•
•
•
Areal Extent of the Reservoir Exhibits the Greatest Variability in Reserves Equation
Based on Geophysical, Geological, Well, and Performance Analyses
Multi-Well Evaluation - Conventional Geological Mapping
Single Well Evaluation - 640 acres for Gas Well and 40 acres for Oil Well, if reservoir
characteristics warrant
Existing Economic and Operating Conditions
•
•
•
Prices and Cost as of the Date of the Reserves Estimate
Price Change Only as Allowed by Contractual Agreement
¾ no escalations based on future condition
Existing Operating Conditions
¾ facilities and equipment in place
¾ limited to economically feasible projects and “state-of-the-art” technology
Production or Testing Requirements for Proved Reserves
•
•
Conclusive Formation Test
¾ Drill-Stem Test (DST)
¾ Repeat Formation Test (RFT) Existing Operating Conclusive Formation Test
Favourable Well Log Response or Core Analysis
Proved Reserves Guidelines Improved Recovery
•
•
•
Methods used to Supplement Natural Reservoir Energy to Increase Recovery
Waterflooding, Cycling, Thermal, and Others
Considered Proved When :
¾ Installed Program with Positive Pressure or Production Response
¾ Successful Testing by Pilot Project
Reservoir Engineering
Halaman 9 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Type of Proved Reserves
•
•
Proved Developed
¾ Producing
¾ Nonproducing
Proved Undeveloped
¾ Reserves Recoverable with Existing Equipment and Operating Methods
¾ Well Producing from Present Completion Intervals
¾ Developed Nonproducing Reserves behind Casing which Require only Moderate
Cost to Recomplete
¾ Reserves Recoverable from Additional Wells Yet to be Drilled
¾ Major Workover of Existing Wells (deepening, fracturing, etc...)
¾ Installation of Major Cost Facilities (e.g., compression, enhanced recovery)
Why Are Proved Reserves Important
•
•
Generally Only Reserves Category Reportable to Regulatory Agencies
Generally Only Reserves Category Used Lenders for Petroleum Based Loans
Probable Reserves Guidelines
• Reserves Anticipated to be Proved from Step-out Wells Yet to be Drilled
• Reserves Wich Appear to be Productive Based on Log Data but Lack Definitive Test
or Analogy
• Reserves Separated from Proved Reserves by Faulting and are Structurally Hingher
• Incremental Reserves Attributed to more Optimistic Interpretation of Performance
Trends than Proved Reserves
• Reserves Suggested by Geological Extrapolation Beyond Proved or Probable Areas
• Reserves Separated from Proved Reserves by Faulting and are Structurally Lower
• Reserves in Formations that Appear Hydrocarbon Productive Based on Log Analysis
but May not Produce at Commercial Rates
Probable & Possible Reserves
•
•
Probable :
¾ technique tested in other reservoirs, but not the target reservoir
¾ no agreement on unitization plan among owners
Possible :
¾ technical uncertainty regarding, for example, fluid injectability or clay compatibility
with injectant fluids
¾ regulatory hurdles remaining
Probable and Possible Reserves Guidelines Improved Recovery
• Reserves Suggested by Geological Extrapolation Beyond Proved or Probable Areas
• Reserves Separated from Proved Reserves by Faulting and are Structurally Lower
• Reserves in Formations that Appear Hydrocarbon Productive Based on Log Analysis
but May not Produce at Commercial Rates
Uji Kemampuan Sumur
Maximum Flow Efficiency
• Kemampuan produksi pada berbagai jepitan
• Pengambilan contoh minyak untuk analisis
• Pengukuran tekanan dasar dan tekanan kepala sumur, baik dalam keadaan mengalir
maupun sumur ditutup.
Uji Draw Down Sumur
Pengujian dengan cara mengukur tekanan dasar sumur pada suatu selang waktu tertentu,
dengan cara membuka sumur supaya berproduksi.
Uji Bentuk Tekanan (Pressure Buildup Test)
Pengujian dengan cara mengukur tekanan dasar sumur pada suatu selang waktu tertentu,
dengan cara menutup sumur sehingga tidak berproduksi.
Reservoir Engineering
Halaman 10 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Uji Batas Reservoir (Reservoir Limit Test)
Pengujian dengan cara mengukur tekanan dasar sumur dengan cara memproduksikan dalam
waktu yang agak lama (misalnya satu bulan) pada suatu kecepatan produksi yang konstan,
sehingga diperkirakan sudah dapat menjangkau batas reservoir.
Uji Hubungan dan Antar Sumur (Interference Test)
Pengujian dengan cara mengukur tekanan dasar sumur yang sedang berproduksi pada suatu
selang waktu tertentu, dimana sumur lain juga diproduksikan untuk melihat adanya pengaruh
antar sumur-sumur tersebut.
Penentuan Tahap Produksi
a. Produksi Tahap Awal (primer)
• Secara alamiah, yaitu produksi yang terjadi karena tenaga reservoir tersebut mampu
untuk mengangkat fluida ke permukaan.
• Pengangkatan buatan, masih menggunakan tenaga reservoir tersebut ditambah
dengan tenaga dari luar (misalnya pompa angguk, pompa reda) atau dengan
mengurangi berat cairan di dalam kolom sumur (misalnya dengan gas lift).
Reservoir Engineering
Halaman 11 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
b. Produksi Tahap Kedua (Sekunder)
• Menjaga kestabilan dan/atau menambah tenaga reservoir secara langsung yaitu
dengan menginjeksikan air atau gas pada suatu sumur, untuk kemudian
memproduksikannya dari sumur lainnya.
c. Produksi Tahap Lanjut (Enhanced Oil Recovery)
• Injeksi panas : huff puff, steam (uap), in situ combustion
• Injeksi bahan : kimia, surfactant, polimer
• Injeksi terlarut (miscible): gas C02
• Lainnya
Simulasi Reservoir
Simulasi reservoir merupakan salah satu cara yang digunakan untuk :
X Memperkirakan isi minyak gas awal dalam reservoir.
Y Indentifikasi besar dan pengaruh aquifer (cadangan air).
Z Indentifikasi pengaruh patahan dalam reservoir.
[ Memperkirakan distribusi fluida.
\ Identifikasi adanya hubungan antar layer secara vertikal.
] Peramalan produksi untuk masa yang akan datang.
^ Peramalan produksi dengan memasukkan alternatif pengembangan :
▪ Jumlah penambahan sumur produksi
▪ Jenis/cara menambah produksi
▪ Jumlah penambahan sumur injeksi
▪ Sistim/bentuk/luas pattern
_ Membuat beberapa kasus untuk optimalisasi produksi minyak
Simulasi merupakan suatu bentuk/model reservoir yang dijabarkan secara matematis.
Dimana model tersebut dibuat dan dianggap seperti keadaan sebenarnya, sesuai dengan
parameter-parameter reservoir yang ada, atau asumsi-asumsi yang dapat dipercaya.
Peralatan Simulasi
• Perangkat keras (komputer dan peripheralnya)
• Perangkat lunak (simulator)
• Reservoir sebagai model
Langkah-Langkah Pelaksanaan Simulasi
• Persiapan data
• Inisialisasi
• Penyelarasan
• Peramalan
• Keekonomian
Jenis Simulator
• 1 Phase (gas reservoir)
• Black Oil Model
• Compositional Model
• Miscible Model
Titik Berat Kegiatan Eksplotasi Produksi
• Minimalkan kasus under/over estimate
• Pengurasan hidrokarbon efektif dan efisien
• Potensi alir dan mekanisme reservoir sedini mungkin
• Kerusakan formasi terantisipasi dan minimal
• Strategi pengembangan yang tajam dan akurat terlebih bila IOR dan EOR
Reservoir Engineering
Halaman 12 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Siklus Aktivitas Upstream
• Penaksiran dan Evaluasi Cekungan
• Penjabaran Prospect
• Appraisal
• Rencana Pengembangan
• Strategi Reservoir Manajemen
*****
Kontributor :
Kuswo Wahyono
Direktorat Hulu Pertamina
Reservoir Engineering
Halaman 13 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Reservoir Engineering
Halaman 14 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Reservoir Engineering
Halaman 15 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Reservoir Engineering
Halaman 16 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono
BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Reservoir Engineering
Halaman 17 dari 17
Kontributor : Kuswo Wahyono