BAB 3 Deskripsi Reservoir
-
Upload
dimaz-dimput -
Category
Documents
-
view
56 -
download
4
description
Transcript of BAB 3 Deskripsi Reservoir
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
BAB III
RESERVOIR DESCRIPTION
3.1 Kondisi Reservoir Awal
Pada pengembangan lapangan migas kali ini kita mengelolah /
mengidentifiasikan lapangan offshore TM-A dan TM-B. Reservoir yang kita miiki
adalah reservoir gas. Dan jenis reservoirnya adalah dry gas Berikut dibawah ini
adalah gambar penampang reservoir tersebut :
Gambar 3.1
Penampang Reservoir TM-A dan TM-B
Dari data yang di dapatkan Lapangan TMA terbagi atas 5 sumur yaitu
TMA-1, TMA-2, TMA-3, TMA-4 dan TMA-5.Pada TMB terbagi atas 3 sumur
yaitu TMB-1, TMB-2, dan TMB-3 dimana sumur TMB-3 nantinya akan dijadikan
sumur infill. Kita telah mendapatkan kondisi awal lapangan TMA dan juga TMB.
Berikut adalah kondisi awal lapangannya :
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Tabel 3.1
Kondisi awal lapangan TM-A dan TM-B
Pada kondisi awal reservoir diketahui bahwa dalam reservoir tersebut
hanya mengandung gas dengan jenis reservoir dry gas. Dari data tersebut kita
ketahui initial pressure Ti, initial Temperature, porositas rata-rata, saturasi air rata-
rata, initial gas FVF (Bgi), gas viscosity, Absolute Open Flow (AOF),
permeabilitas rata-rata,Lowest known Gas (LKG), hingga drive mechanism.
Selanjutnya kita ditugaskan untuk menganalisis dari mana data-data
tersebut diperoleh. Pertama-tama kita mengkorelasi Z untuk mendapatkan harga
Bg dari gas composition yang diketahui.
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Tabel 3.2
Gas Composision
Dari composition data diatas kita dapatkan harga Z korelasi :
TM-A : 0.89
TM-B : 087
3.2 Reservoir testing
• Setelah mencari harga Z korelasi, selanjutnya mencari harga Bg
gas FVF dan Gas viscosity. Harga Bg ditentukan untuk
mengkuantifikasikan ketidakpastian parameter-parameter geologi dan
reservoir dan mencari persamaan untuk estimasi perolehan minyak (RF).
Setelah mencari harga Z korelasi, selanjutnya mencari harga Bg gas FVF
dan Gas viscosity. Nilai Bg dapat ditentukan dengan menggunakan rumus:
• Bg = 0.02827 x (ZxT / P)
• Dimana : Bg = Faktor Volume Formasi Gas (scf/rcf)
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Z = Factor Kompresibilitas
T = Temperatur ®
P = Pressure (Psi)
Dari data diatas kita memperoleh harga Bg untuk masing-masing
tekanan,temperature dan Z korelasi :
Tabel 3.4
Initial Gas TM-A
P (psi) T ® Z Bg (cuft/scf) (scf/rcf)
1529 597 0.89 0.009823871 101.7929
1400 597 0.891 0.010741126 93.10011
1300 597 0.9 0.011684208 85.5856
1200 597 0.91 0.012798536 78.13394
1100 597 0.916 0.014054096 71.15363
1000 597 0.92 0.015527015 64.40388
900 597 0.93 0.017439763 57.34023
800 597 0.935 0.019725216 50.69653
700 597 0.94 0.022663655 44.12351
600 597 0.95 0.026722218 37.42204
500 597 0.96 0.032404205 30.86019
400 597 0.965 0.040716221 24.56024
300 597 0.97 0.054569581 18.32523
200 597 0.98 0.082698231 12.09216
100 597 0.99 0.167084181 5.985007
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Tabel 3.5
Initial Gas TM-B
P (psi) Ti ® Z Bg (cuft/scf) (scf/rcf)
1214 593 0.87 0.012014 83.23748
1100 593 0.89 0.013564 73.72626
1000 593 0.9 0.015088 66.27916
900 593 0.91 0.01695 58.99573
800 593 0.92 0.019279 51.87065
700 593 0.93 0.022272 44.89879
600 593 0.94 0.026264 38.07526
500 593 0.945 0.031684 31.5615
400 593 0.95 0.039815 25.11631
300 593 0.955 0.053366 18.73861
200 593 0.97 0.081306 12.29923
100 593 0.98 0.164288 6.086862
3.3 Driving Mechanism
Driving Mechanism pada Reservoir TMA-TMB adalah Depletion Drive. Hal tersebut disimpulkan pada kondisi awal tidak ditunjukkan adanya tudung gas bebas dan tidak ada water drive yang aktif. Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan disekitar lubang bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih sangat kecil (belum membentuk fasa yang contineu), maka gas-gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak, maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan.
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
3.4 Gas Initial In Place dan Viscosity Gas
Sebelum menetukan Recovery Factor kita harus menentukan viscosity gas pada
masing pressure dan temperatur pada masing-masing reservoir TMA dan TMB.
• Viskositas adalah ukuran kekentalan fluida yang menyatakan besar
kecilnya gesekan di dalam fluida. Semakin besar viskositas fluida, maka
semakin sulit suatu benda bergerak di dalam fluida tersebut. Di dalam zat
cair, viskositas dihasilkan oleh gaya kohesi antara molekul zat cair.
Sedangkan dalam gas, viskositas timbul sebagai akibat tumbukan antara
molekul gas.
• Nilai Viscositas didapat dari Grafik “Viscosity of Paraffin Hidrokarbon
gases” dengan memPlot harga Ma (Berat Molekul) vs Temperature (F).
• Nilai Gas Viscosity yang didapat :
TMA : 0.0121Cp
TMB : 0.0117 Cp
Selanjutnya mencari harga GIIP di masing TMA & TMB. Untuk mencari GIIP
diperoleh dengan nilai yang dipakai adalah 2P (0.9 P1+ 0.5 P2) ditentukan dengan
menggunakan Rumus :
GIIP = (43560 x VB x ⌀ x (1-Swi)) / Bgi
Maka didapatkan hasil sebagai berikut :
GIIP TMA = 474.9945193 bscf
GIIP TMB = 166.2433695 bscf
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Berikut ini adalah perolehan GIIP pada masing – masing area P1-P3 di lapangan TMA dan TMB :
Tabel 3.6
Reserves
Field GIIP (bscf)
Remarks
1P 489 GWC – 3344FT-SS
TMA 2P 474 Vertical limit at – 3356.5 ft-ss
(halfy between GWC and DHI)
3P 511 DHI and amplitude boundary
1P 103 LKG-2515 ft-ss radius 750 m
TMB 2P 166 LKG-2515 ft-ss and west major fault
3P 216 LKG-2515 ft-ss and amplitude boundary
• Untuk P1 didapat dari : 90% P1 (Provent)
• Untuk P2 didapatkan dari : 90% P1 + 50% P2 (Probable)
• Untuk P3 didapatkan dari : 90% P1 + 50% P2 + 10% P3 (Possible)
Hasil-hasil perhitungan data diatas digunakan untuk menetukan Recovery
Factor. Estimasi perolehan Hidrokarbon ditentukan untuk mengetahui seberapa
besar cadangan Hidrokarbon yang bisa diambil dari reservoir tersebut secara
alamiah (Natural Flow).
Recovery Factor didapatkan dengan menggunakan Rumus :
RF = [(bg-bgi)/bg] x 100
Satuan dari RF adalah %. Berikut adalah hasil RF yang didapat dari
masing-masing Reservoir :
TMA : 69.6%
TMB : 69.8%
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
3.2 Karakteristik Batuan
Pada Lapangan TMA dan TMB banyak mengandung batuan karbonat dan
mengandung gas methana sebesar 98-99 persen. Reservoir ini merupakan
reservoir gas. Batuan karbonat adalah batuan sedimen yang mempunyai
komposisi yang dominan (lebih dari 50%) terdiri dari garam-garam karbonat,
yang dalam prakteknya secara umum meliputi Batugamping dan Dolomit.
Proses Pembentukannya dapat terjadi secara insitu, yang berasal dari
larutan yang mengalami proses kimiawi maupun biokimia dimana pada proses
tersebut, organism turut berperan, dan dapat pula terjadi butiran rombakan yang
telah mengalami transportasi secara mekanik dan kemudian diendapkan pada
tempat lain, dan pembentukannya dapat pula terjadi akibat proses diagenesa dari
batuan karbonat yang lain (sebagai contoh yang sangat umum adalah proses
dolomitisasi, dimana kalsit berubah menjadi dolomite).
Seluruh proses pembentukan batuan karbonat tersebut terjadi pada
lingkungan laut, sehingga praktis bebas dari detritus asal darat.
Batuan karbonat memiliki nilai ekonomi yang penting, sebab mempunyai
porositas yang memungkinkan untuk terkumpulnya minyak dan gas alam,
terutama batuan karbonat yang telah mengalami proses dolomitisasi, sehingga hal
ini menjadikan perhatian khusus pada geologi minyak bumi. Disamping sebagai
reservoir minyak dan gas alam, batuan karbonat juga dapat berfungsi sebagai
reservoir airtanah, dan dengan adanya porositas dan permeabilitasnya serta
mineral-mineral batuan karbonat yang mudah untuk bereaksi maka batuan
karbonat dapat menjadi tempat berkumpulnya endapan-endapan bijih.
Karena pantingnya Batuan karbonat sebagai batuan yang dapat
menyimpan mineral ekonomis maka penting untuk mengatahui genesa, dan energi
yang mempengaruhi pembentukan batuan karbonat tersebut, sehingga dapat
diperoleh gambaran untuk kegiatan eksplorasi.
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Gambar 3.2
Batuan Karbonat
3.2.1 Kedalaman Tiap Lapisan
Berdasarkan cross section statigrafi Lapangan Beta didapat nilai
kedalaman zona sumur , sebagai berikut:
Tabel 3.1
Kedalaman Lapisan
Zona
Kedalaman Lapisan Sumur
TMA-4
1 3102 Feet
2 3116 Feet
3 3152 Feet
4 3166 Feet
5 3223 Feet
6 3237 Feet
7 3266 Feet
8 3280 Feet
9 3294 Feet
10 3308 Feet
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
3.2.2 Penentuan porositas (Φ)
Porositas adalah perbandingan antara volume ruang yang kosong (pori-pori)
terhadap volume total dari suatu batuan. Pada formasi renggang biasanya besar
porositas tergantung pada distribusi ukuran butiran, tidak pada ukuran butir
mutlak. Porositas akan menjadi tinggi jika semua butirannya mempunyai ukuran
yang hampir sama dan akan menjadi rendah jika ukuran butirnya bervariasi
sehingga butiran yang kecil akan mengisi ruang pori diantara butiran yang lebih
besar.
Porositas yang digunakan dalam perhitungan adalah porositas efektif,
karena porositas efektif merupakan bagian dari batuan yang mampu mengalirkan
fluida yang ada di dalamnya.
Dalam logging, nilai porositas biasanya tidak langsung didapat. Nilai
porositas biasanya diukur dari beberapa jenis dari log porositas yang
dikombinasikan. Log porositas diantarnya adalah neutron log, density log, dan
sonic log.
Kombinasi yang umum dalam mendapat nilai porositas biasanya dengan
menggunakan neutron-density log. Apabila ada hidrokarbon di suatu lapisan,
kedua log ini akan merespon dengan membentuk suatu cross over. Namun, pada
kondisi ini cross over tidak terjadi sepanjang zona prospek. Hal ini dikarenakan
zona yang terlalu tipis-tipis. Sehingga dilakukan sharp log dan nilai porositas
efektif dapat langsung dibaca.
Dalam menentukan density porosity digunakan persamaan atau menggunakan
rumus sebagai berikut :
Ød=
Dimana adalah densitas matriks yaitu 2.71 , didapat dari hasil
perhitungan dan yang jumlahnya sebesar 1.1
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Setelah itu kita mencari data porositas neutron yang dapat kita peroleh dari
log pada track III yaitu pada garis yang berwarna biru dengan range 0.6 – 0
Setelah mendapat data density porosity dan neutron density kita baru bisa
menghitung berapa besar porositas dengan menggunakan rumus sebagai berikut :
Ø=
Berikut data hasil pengamatan dan perhitungan dari density porosity,
neutron porosity dan porositas rata-rata :
Tabel 3.2
Penentuan Porositas
Kedalaman
Lapisan ∅D ∅N ∅3102 0.5031055923 0.05 0.3520703933
3116 0.6211180124 0.14 0.4607453416
3152 0.6211180124 0.05 0.4307866749
3166 0.5652173913 0.04 0.3901449275
3223 0.6211180124 0.27 0.5040786749
3237 0.6024844722 0.05 0.4193229813
3266 0.6086956523 0.05 0.4237971015
3280 0.6211180124 0.05 0.4321200827
3294 0.6211180124 0.07 0.4391200827
3308 0.5900621184 0.09 0.4233747412
∑Ø = 0.4275
3.2.3 Penentuan Resistivity water
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
Resistivity water adalah parameter yang dibutuhkan untuk mencari
data saturation water. Untuk mencari data resitivity water kita
membutuhkan data rw zona air yaitu dengan mengalikan porositas rata-rata
kuadrat dengan resistivity zona water. Lalu kita mencari nilai gradien
temperature yaitu dengan mengurangkan BHT dengan T.surface dibagi
dengan perbedaan kedalaman lalu hasil tersebut dikali 100%. Setelah
mendapatkan gradien temperature kita menentukan temperature kedalaman
dengan cara menambahkan temperature di permukaan kedalaman zone
pertama sampai zone sepuluh yang telah dibagi seratus lalu hasil tersebut
dikalikan dengan gradien temperature. Setelah mendapat semua data yang
ada baru kita bisa menghitung nilai resistivity water dengan rumus :
Berikut data-data perhitungan resistivity water :
Tabel 3.3
Perhitungan Resistivity Water
Rt Rw
17 0,52542
16 0,52416
40 0,52038
105 0,51912
18 0,51408
45 0,51282
40 0,51156
30 0,51033
30 0,50652
19 0,50526
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
3.2.4 Penentuan saturasion water
Saturasi merupakan perbandingan volume fluida yang menempati pori-
pori batuan (dalam hal ini air) dengan volume pori batuan seluruhnya. Harga
saturasi diperoleh dari analisa core di laboratorium dan dari hasil analisa
petrofisik. Nilai saturasi umumnya berupa persen atau fraksi.
Nilai saturasi bisa dihitung dengan menggunakan suatu persamaan. Pada
suatu lapisan shally ada beberapa persamaan untuk menghitung besarnya saturasi,
diantaranya adalah metode ratio, persamaan Simandoux, formula Indonesia,
Waxman & Smitts Model, Dual Water Model, Laminated Sand & Shale Model,
Dispersed Shaly Sand Model, dll. Berikut rumus untuk mencari water saturation :
Tabel 3.4
Penentuan Saturation Water
rt Rw sw
sw rata-
rata
17 0,52542 0,411205639 0,31657166
16 0,52416 0,423352539
40 0,52038 0,266784457
105 0,51912 0,164463471
18 0,51408 0,39528408
45 0,51282 0,249693043
40 0,51156 0,26451391
UNIVERSITAS TRISAKTI
PLAN OF DEVELOPMENT (POD)
UNIVERSITAS TRISAKTI
30 0,51033 0,305066939
30 0,50652 0,303926027
19 0,50526 0,381426515
3.2.5 Penentuan Permeabilitas
Permeabilitas adalah kemampuan batuan mengalirkan fluida formasi.
Permeabilitas dinyatakan dalam millidarcies (Md). Permeabilitas sangat
tergantung pada ukuran dan bentuk butiran dari batuan. Nilai permeabilitas
biasanya didapat dari analisa core di laboratorium dan/atau menggunakan suatu
metode perhitungan yang ada. Besaran permeabilitas satu darcy didefinisikan
sebagai permeabilitas yang melewatkan fluida dengan viskositas 1 centipoises
dengan kecepatan alir 1 cc/det melalui suatu penampang dengan luas 1 cm2
dengan penurunan tekanan 1 atm/cm. Persamaan 4 Darcy berlaku pada kondisi :
1. Alirannya mantap (steady state)
2. Fluida yang mengalir satu fasa
3. Viskositas fluida yang mengalir konstan
4. Kondisi aliran isothermal
5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal
6. Fluidanya incompressible
Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir,
permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :
• Permeabilitas absolute (Kabs)
Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang
mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100%
fluida, misalnya hanya minyak atau gas saja.
• Permeabilitas efektif (Keff)
Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang
mengalir lebih dari satu fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas), (gas dan
minyak) atau ketiga-tiganya. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko,