DISAIN WAKTU BUKA SUMUR UJI BACK PRESSURE PADA SUMUR MINYAK SEMBUR ALAMI UNTUK MEMBERIKAN HASIL PERMEABILITAS YANG LEBIH AKURAT

JTM Vol. XVI No.4/2009 DISAIN WAKTU BUKA SUMUR UJI BACK PRESSURE PADA SUMUR MINYAK SEMBUR ALAMI UNTUK MEMBERIKAN HASIL PERMEABILITAS YANG LEBIH AKURAT Deddy Surya Wibowo 1, Tutuka Ariadji 1 Sari Metode pengujian sumur yang akan dibahas dalam paper ini adalah metode back pressure test. Penulis menggunakan metode simulasi reservoir untuk memperkirakan waktu buka sumur minyak sembur alami agar dapat diperoleh parameter sifat batuan yang akurat sebagai hasil analisis dari uji sumur. Metode dimulai dengan memasukkan parameter untuk membuat model reservoir. Kemudian dilanjutkan dengan melakukan history matching dan melakukan validasi terhadap hasil yang diperoleh dengan menggunakan sensitivitas permeabilitas. Berdasarkan pemodelan reservoir dan melalui setiap tahap yang telah ditetapkan dalam prosedur, didapatkan hasil berupa waktu buka sumur minyak dengan keakuratan 100% sebesar 82 jam. Namun, dengan pertimbangan biaya uji sumur yang mahal, diambil waktu 22 jam dengan keakuratan di atas 70%. Kemudian dilakukan validasi dengan menggunakan sensitivitas permeabilitas yang nilainya lebih besar dan lebih kecil dari permeabilitas yang dihasilkan dari history matching pada simulasi reservoir. Kata kunci: simulasi reservoir, pressure drawdown, pressure build up, back pressure test, waktu buka sumur. Abstract The testing method that will be discussed in this paper is the back pressure test method. The author using the reservoir simulation method to estimate the opening time of natural flowing oil well. From this time, we can get the accurate parameter as the result of well test analization. The method is begun by entering the parameter to make a reservoir model. Then it is continued by doing the history matching and validate the result got by using the permeability sensitivity. Based on the reservoir modeling and through every step determined in the procedure, we get the opening time of the oil well. It is 82 hours with 100% accuracy. But, by the consideration about the cost of well test, we can take 22 hours with 70% accuracy. Then the validation is done using the permeability sensitivity with greater and lower values than the history matching at the reservoir simulation results. Keywords: reservoir simulation, pressure drawdown, pressure build up, back pressure test, well opening time. 1) Program Studi Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung Email: fili_wibowo@yahoo.com I. PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Pengujian sumur merupakan salah satu hal yang cukup penting dalam rencana mengembangkan lapangan. Ada beberapa informasi yang bisa didapatkan dari pengujian sumur seperti permeabilitas, skin, dan radius investigasi. Berbagai jenis pengujian sumur anatar lain back pressure, isochronal test, dan modified isochronal test. Back pressure test dilakukan dengan mengubah laju sumur setiap tekanan dianggap mencapai kestabilan. Sampai saat ini, penentuan waktu buka back pressure test pada sumur minyak belum mempunyai acuan yang pasti di lapangan. Penentuannya didasarkan dengan rule of thumb. Dalam studi ini, akan dibahas mengenai waktu dengan cara yang lebih ilmiah untuk melakukan pembukaan sumur minyak. Hal ini tentunya dapat memberikan keakuratan dalam penentuan parameter-parameter yang ada pada batuan sebagai hasil dari analisis uji sumur. 1.2. Tujuan Tujuan dilakukannya studi ini adalah menentukan waktu yang tepat dalam melakukan pembukaan sumur minyak pada back pressure test agar dapat diperoleh parameter sifat batuan yang akurat sebagai hasil analisa uji sumur. Tujuan selanjutnya adalah menghasilkan pedoman untuk memperkirakan waktu buka sumur. 1.3. Metodologi Penyelesaian Dalam penulisan karya tulis ini metode-metode yang dilakukan terdiri dari: 1. Penggunaan metode simulasi reservoir. Tujuannya adalah memodelkan keadaan reservoir dengan mode sumur tunggal. 2. Melakukan matching pressure drawdown dan pressure build up. Matching dilakukan antara grafik yang dihasilkan dari simulasi reservoir dan grafik yang didapatkan dari data sebuah sumur di sebuah lapangan. 3. Menentukan waktu yang tepat untuk melakukan pembukaan sumur minyak dengan membuat perbandingan antara permeabilitas yang didapatkan pada simulasi dengan permeabilitas yang didapatkan dari hasil analisa uji sumur. 215

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji 4. Melakukan sensitivitas terhadap permeabilitas. Hal ini dilakukan untuk melakukan validasi terhadap waktu yang diperoleh. II. TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Pengujian Sumur Tujuan utama dari suatu pengujian sumur hidrokarbon adalah untuk menentukan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan memadai serta hasilnya dianalisa secara tepat, maka ada beberapa informasi yang dapat diperoleh. Beberapa informasi tersebut antara lain (Lee, J., 1982 and Dake, L.P., 1979): 1. Permeabilitas efektif fluida. 2. Kerusakan atau perbaikan formasi disekeliling lubang pemboran yang sedang diuji. 3. Tekanan dan batas dari suatu reservoir. 4. Bentuk radius pengurasan. 5. Keheterogenan suatu lapisan. Ditinjau dari segi tujuan dari test, maka dapat dibedakan menjadi dua golongan besar, yaitu test untuk memperoleh kemampuan dari suatu sumur untuk berproduksi (deliverability test) dan tes untuk mengetahui sifat dari reservoir, Prinsip dasar dari pengujian sumur ini adalah memberikan suatu gangguan keseimbangan tekanan terhadap sumur yang diuji. Hal ini dilakukan baik dengan memproduksi dengan laju alir konstan atau penutupan sumur. Dengan adanya gangguan tekanan ini, perubahan tekanan akan disebarkan ke seluruh reservoir dan hal ini dapat diamati setiap saat dengan melakukan pencatatan tekanan lubang bor selama pengujian sumur berlangsung. Apabila perubahan tekanan tersebut diplot dengan suatu fungsi waktu, maka aka didapatkan analisa pola aliran yang terjadi dan juga karakteristik formasi. 2.2 Pressure Drawdown Testing (Lee, J., 1982) Pressure drawdown testing adalah suatu bentuk pengujian sumur yang dilakukan dengan cara membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Pengaturan laju produksi ini dilakukan di permukaan dengan menetapkan suatu constraint tertentu dengan laju alir yang telah diatur lebih dahulu. Sebagai langkah awal, sebelum pembukaan sumur dilakukan, tekanan hendaknya diseragamkan di seluruh reservoir. Hal ini dilakukan dengan menutup sumur sementara waktu agar keseragaman tekanan di dalam reservoir dapat dicapai. Sehubungan dengan uraian di atas, waktu yang paling ideal untuk melakukan pressure drawdown test adalah pada saat pertama suatu sumur berproduksi. Namun, pengujian ini juga dapat dilakukan pada : 1. Sumur-sumur lama yang telah ditutup sekian lama hingga dicapai keseragaman tekana reservoir. 2. Sumur-sumur produktif yang tidak memungkinkan dilakukannya pressure build up test. Apabila pengujian ini dilakukan dengan optimal, informasi yang dapat diperoleh antara lain permeabilitas formasi, faktor skin dan volume pori yang berisi fluida. Keuntungan ekonomis dengan melakukan pengujian jenis ini adalah produksi minyak masih dapat diperoleh selama pengujian berlangsung. Selain itu, keuntungan lainnya adalah volume reservoir dapat diperkirakan. Sedangkan kelemahan utamanya adalah kesulitan dalam mempertahankan laju aliran yang tetap. Sketsa dapat dilihat pada Gambar 1. 2.3 Pressure Build Up Testing (Lee, J., 1982) Pressure build up testing adalah suatu teknik pengujian transien tekanan yang paling dikenal dan paling banyak dilakukan di industri perminyakan. Pada dasarnya, pengujian ini dilakukan dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap, kemudian dilakukan penutupan sumur tersebut. Penutupan ini dilakukan dengan menutup kepala sumur di permukaan. Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan sumur yang dicatat dengan fungsi waktu. Tekanan yang dicatat disini biasanya adalah tekanan dasar sumur. Dari data tekanan yang didapat, kemudian dapat ditentukan permeabilitas formasi, besarya daerah pengurasan pada saat itu, adanya karakteristik kerusakan atau perbaikan formasi, batas reservoir, dan keheteregonan suatu formasi. Dasar analisa pressure build up ini diajukan oleh Horner, yang pada dasarnya adalah memplot tekanan terhadap fungsi waktu. Sketsa dapat dilihat pada Gambar 2. 2.4 Deliverability Test (Lee, J., 1982) Suatu hubungan antara penurunan laju produksi dengan tekanan reservoir diperlukan dalam perencanaan pengembangan lapangan. Hubungan ini (deliverability) bersifat relative konstan selama masa produksi dari dari sumur. 216

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat Pada reservoir minyak, permeabilitas akan mempengaruhi lama waktu aliran dalam mencapai kondisi stabil. Pada reservoir yang ketat, kestabilan dicapai pada waktu yang cukup lama. Sesuai dengan keadaan ini, maka ada 3 macam test yang dapat digunakan untuk memperoleh deliverability. Metode-metode tersebut antara lain : 2.4.1 Back Pressure Pelaksanaan dari test konvensional ini dimulai dengan menstabilkan tekanan reservoir dengan jalan menutup sumur. Laju produksi diubahubah dan setiap kali sumur tersebut dibiarkan produksi sampai tekanan mencapai kondisi kestabilan. Analisa deliverability didasarkan pada kondisi aliran yang stabil. Sketsa dapat dilihat pada Gambar 3. 2.4.2 Isochronal Test Penyelesaian test back pressure membutuhkan waktu yang lama. Hal ini disebabkan karena waktu yang dibutuhkan untuk mencapai kestabilan tekanan untuk setiap laju produksi membutuhkan waktu yang lama. Untuk itu, maka dikembangkan metode isochronal test. Metode test ini terdiri dari serangkaian proses penutupan sumur sampai mencapai keadaan stabil, kemudian disusul dengan pembukaan sumur, sehingga menghasilkan laju tertentu selama jangka waktu tertentu, tanpa menanti kondisi stabil. Setiap perubahan laju produksi, didahului oleh penutupan sumur sampai tekanan mencapai kestabilan. Sketsa dapat dilihat pada Gambar 4. 2.4.3 Modified Isochronal Test Pada reservoir yang ketat, penggunaan tes isochronal belum tentu menguntungkan bila diinginkan penutupan sumur sampai mencapai keadaan stabil. Untuk itu, maka test jenis ini diperkenalkan. Perbedaan modified isochronal test dengan isochronal test terletak pada persyaratan bahwa penutupan sumur tidak perlu mencapai keadaan stabil. Selain itu, waktu penutupan dan pembukaan sumur dibuat sama besar. Sketsa dapat dilihat pada Gambar 5. 2.5 Konsep Radius of Investigation Konsep ini sangat penting, baik di dalam analisa maupun perencanaan suatu pengujian sumur. Jari-jari pengamatan menggambarkan sejauh mana pencapaian transien tekanan akibat suatu produksi atau penutupan sumur. Jarak yang ditempuh oleh transien tekanan ini berhubungan dengan sifat-sifat fisik batuan dan fluida formasinya serta bergantung pada lamanya waktu pengujian. Pada suatu waktu t, gangguan tekanan akan mencapai jarak investigasi r i (radius in investigation). Hubungan antara t dan r i ini ditentukan oleh persamaan (Lee, J., 1982): kt 948 r = i φµ Ct 1 2 (1) Parameter yang diberikan oleh persamaan di atas menggambarkan jarak dimana gangguan tekanan masih berpengaruh sebagai akibat dari produksi atau injeksi fluida dengan laju yang tetap. Konsep ini dapat membantu dalam hal merrencanakan suatu pengujian. Pertanyaan yang sering timbul adalah berapa lamakah pengujian ini harus berlangsung. Waktu pengujian tidak dapat diduga atau ditentukan secara sembarangan. Alasannya adalah biaya pengujian sumur sangat mahal. Jika sumur yang diuji terletak di pusat reservoir yang berbentuk silinder, maka waktu yang diperlukan oleh tekanan untuk mencapai keadaan pesudosteadystate (t DA 0.1) dapat dinyatakan dalam persamaan (Lee, J., 1982): t DA 0.0002637kt = φµ C A (2) t III. Hasil dan Pembahasan Studi ini dilakukan dengan tujuan untuk mendapatkan waktu yang tepat untuk membuka sumur minyak dalam back pressure test. Waktu yang dimaksud adalah waktu yang dibutuhkan oleh sebuah sumur untuk menunggu respon tekanan akan memberikan data yang apabila dianalisis dengan pressure build up/pressure drawdown akan menghasilkan agar permeabilitas yang cukup akurat. Studi ini dilakukan dengan menggunakan simulasi reservoir. Selain itu digunakan pula salah satu sumur dari sebuah lapangan. Simulasi ini dimulai dengan membuat model reservoir. Model reservoir yang adalah radial (cylindrical), homogen, dan mempunyai single well dengan satu fasa yaitu minyak. Model reservoir radial dipilih dengan alasan bahwa proses pengurasan yang terjadi dengan satu sumur biasanya terjadi secara radial. Data-data yang dimasukkan ke dalam pemodelan berasal dari data sumur. Beberapa parameter yang diperoleh dari data sumur adalah : 217

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji Tabel 1. Beberapa Parameter yang digunakan Parameter Bo Nilai 1.1635 B/STB µ o 0.4673 cp h 11 ft Φ 0.241 Ct k r i t A 9.27e-006/psi 91.97 md 2298 ft 12 jam 267.4 Acre Dengan memasukkan data di atas didapatkan waktu yang dibutuhkan sumur untuk mencapai batas reservoir : 2 948φµ Ct ri t = k 948 0.241 0.4673 9.27 10 t = 91.97 t = 227.3 jam 6 4596 Dengan memasukkan data yang diperoleh dari sumur di sebuah lapangan maka model reservoir dapat ditampilkan seperti pada Gambar 6.. Data-data di atas juga dapat membantu dalam mencari kondisi reservoir kita. Dengan memasukkan data-data tersebut ke dalam rumus t DA didapatkan nilai t DA sebesar 0.0024. Nilai ini 0.1, maka dapat disimpulkan bahwa reservoir ini bersifat infinite acting. Proses perhitungan terlampir. Gambar model reservoir dengan gridnya dapat dilihat pada Gambar 7. Setelah memperoleh model reservoir, dilakukan proses kedua yaitu history matching. History matching dilakukan dengan menetapkan constrain berupa laju produksi minyak sesuai dengan constrain laju produksi yang berasal dari sumur yang digunakan untuk melakukan studi ini. Constrain ini ditetapkan dengan tujuan untuk memperoleh perubahan tekanan yang terjadi di dalam sumur selama proses pengujian. Hasil dari proses history matching ini dapat dilihat dalam pada Gambar 8. Setelah proses history matching dilakukan, didapatkan permeabilitas yang harus dimasukkan ke dalam model adalah 85 md. Permeabilitas merupakan parameter yang 2 penting dalam melakukan studi ini. Sementara itu, nilai permeabilitas yang didapatkan dari data sumur adalah 91.97 md. Dapat dilihat bahwa, permeabilitas yang diperoleh dari model reservoir mempunyai nilai yang tidak terlalu jauh dengan data sebenarnya yang berasal dari sumur. Dengan ini, dapat disimpulkan bahwa proses history matching dapat dianggap berhasil. Constrain laju alir minyak yang ditetapkan di sumur dilakukan dalam selang waktu 12 jam. Pressure drawdown testing dilakukan dengan constraint laju alir minyak sebanyak 3 buah constraint yang berbeda. Constraint yang pertama adalah dengan laju alir minyak 155 bbl/day, constrain yang kedua adalah dengan laju alir minyak sebesar 331.9 bbl/day, dan constraint yang ketiga adalah dengan laju alir minyak sebesar 373.9 bbl/day. Dengan selang waktu masing-masing 12 jam. Jadi total waktu yan dibutuhkan selama proses drawdown testing adalah 36 jam. Seperti telah dijelaskan dalam tinjauan pustaka diatas, bahwa pressure drawdown testing dilakukan dengan membuka sumur. Jadi dapat disimpulkan bahwa waktu buka sumur yang dibutuhkan adalah 36 jam. Studi ini dilanjutkan dengan melakukan penambahan jumlah waktu untuk masingmasing constraint. Tujuannya adalah untuk melihat sampai berapa lamakah waktu yang dibutuhkan sumur ini agar memberikan data yang apabila dianalisis dengan pressure build up/pressure drawdown akan menghasilkan harga permeabilitas yang cukup akurat. Setelah melakukan penambahan jumlah waktu, maka dilakukan running simulator untuk melihat hasil grafik yang diperoleh. Dari nilainilai perubahan tekanan dan constraint laju produksi minyak yang ada, dapat diperoleh nilai permeabilitas. Nilai permeabilitas ini didapatkan dengan cara memasukkan nilai perubahan tekanan dan constraint laju produksi minyak ke dalam software saphir untuk memperoleh nilai permeabilitas. Nilai permeabilitas yang dihasilkan kemudian dibandingkan dengan nilai permeabilitas yang ada didalam model reservoir yang dianggap sebagai permeabilitas simulasi. Sementara itu, nilai permeabilitas yang didapatkan dari hasil penambahan waktu ini dianggap sebagai permeabilitas well test. Semua permeabilitas yang ada merupakan permeabilitas absolut. Hal ini dapat disimpulkan berdasarkan dari sumur yang digunakan hanya mempunyai satu fasa saja yaitu minyak. Plot antara distribusi tekanan dan jari-jari investigasi pada nilai permeabilitas 85 md 218

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat yang terdapat dalam model reservoir dapat dilihat pada Gambar 43. Dari hasil plot tersebut dapat dilihat bahwa reservoir masih berada dalam kondisi infinite acting Plot tekanan dan jari-jari investigasi untuk nilai permeabilitas 70 md, 85 md, dan 150 md dapat dilihat pada Gambar 46. Dari gambar di atas dapat dilihat kondisi reservoir ini masih berada dalam kondisi infinite acting reservoir. Hal ini juga berlaku kedua nilai permeabilitas yang lain. Plot untuk masing-masing harga permeabilitas dapat dilihat pada lampiran. Setelah memperoleh nilai permeabilitas simulasi dan permeabilitas hasil uji sumur, maka dilakukan plot antara perbandingan permeabilitas simulasi dan permeabilitas hasil uji sumur. Hasil perbandingannya dapat dilihat pada tabel berikut: Tabel 2. Perbandingan Nilai Permeabilitas simulasi dan well test (K simulasi = 85 md) Case t (jam) k simulasi /k well test 1 4 0.447 2 8 0.214 3 12 0.521 4 22 0.787 5 32 0.754 6 42 0.886 7 52 0.795 8 62 0.864 9 72 0.9056 10 82 1 Dari tabel tersebut, diperoleh plot yang ditampilkan dalam Gambar 20. Dari hasil plot tersebut, dapat disimpulkan bahwa waktu akurat yang dibutuhkan oleh sumur berdasarkan perbandingan permeabilitas adalah 82 jam. Hal itu dapat ditentukan dengan cara melihat dimana nilai perbandingan antara permeabilitas simulasi dengan permeabilitas well test mencapai nilai 1 (keakuratan 100%). Namun dalam kenyataannya di lapangan, waktu test yang terlalu lama tidak dikehendaki oleh perusahaan. Alasannya adalah karena pekerjaan pengujian sumur membutuhkan biaya yang mahal. Oleh karena itu, waktu yang bisa dipilih sebagai alternatif kedua adalah 22 jam dengan keakuratan perbandingan permeabilitas sebesar 79 %. Keakuratan di atas 70% cukup dapat diterima dalam studi ini. Dengan waktu test yang lebih singkat, berarti biaya yang dibutuhkan pun akan menjadi lebih murah. 3.1 Validasi Hasil Dalam pembahasan di atas telah diperoleh bahwa waktu yang dibutuhkan sumur untuk mendapatkan hasil yang akurat (100%) adalah 82 jam. Tetapi dengan pertimbangan biaya pengujian sumur yang mahal, maka waktu 22 jam menjadi alternatif pilihan. Dalam bagian ini, akan dilakukan validasi terhadap hasil yang diperoleh. Validasi ini dilakukan dengan cara mengubah nilai permeabilitas simulasi. Dalam hal ini penulis menggunakan dua data permeabilitas yang berbeda, yaitu permeabilitas yang lebih besar dan yang lebih kecil dari permeabilitas yang sebenarnya dari model. Dua data ini diharapkan dapat mewakilkan bahwa hasil dari plot yang telah dilakukan tervalidasi. Nilai permeabilitas yang digunakan adalah 70 md dan 150 md. Seperti diketahui bersama, bahwa jika nilai permeabilitas berubah, maka laju produksi dari suatu sumur pun akan mengalami perubahan. Dengan nilai permeabilitas yang semakin besar, maka laju produksi minyak pun akan mengalami kenaikan dan begitu pula sebaliknya, jika nilai permeabilitas semakin kecil, maka laju produksi minyak pun akan mengalami penurunan. Pemikiran inilah yang mendasari bahwa dengan nilai permeabilitas yang berbeda, maka nilai constraint yang adapun harus diubah. Hal ini bertujuan untuk mendapatkan proses penurunan tekanan yang hampir sama dengan proses penurunan tekanan yang terjadi apabila sumur mempunyai permeabilitas 85 md. Karena dengan proses penurunan tekanan yang relatif sama, maka waktu akurat yang diperoleh pada bagian sebelumnya dapat divalidasi. Dengan menggunakan metode yang sama, yaitu dengan melakukan perubahan waktu dan membandingkan nilai permeabilitas simulasi dan permeabilitas well test, maka untuk kedua data permeabilitas di atas, didapatkan waktu yang diperlukan oleh sumur untuk mencapai keakuratan 100% adalah 82 jam. Dengan menggunakan pertimbangan tentang biaya well test, maka alternatif yang dapat dipilih adalah 22 jam dengan nilai keakuratan 74% untuk perrmeabilitas 70 md, dan nilai keakuratan sebesar 70% untuk permeabilitas 150 md. Selengkapnya dapat dilihat pada gambar 47. Proses matching, perhitungan tabel, dan plot dapat dilihat pada bagian lampiran. Dengan 219

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji demikian dapat disimpulkan, bahwa hasil yang diperoleh dengan menggunakan simulasi reservoir untuk menentukan waktu buka sumur minyak ini tervalidasi. IV. KESIMPULAN DAN SARAN 4.1 Kesimpulan 1. Waktu yang paling akurat untuk membuka atau sumur minyak berdasarkan studi yang telah dilakukan adalah 82 jam atau sekitar 36% dari waktu untuk mencapai batas sumur. 2. Berdasarkan pertimbangan keekonomian maka disarankan waktu buka sumur minyak adalah 22 jam atau sekitar 10% dari waktu untuk mencapai batas sumur. 3. Hasil studi ini telah divalidasi dengan cara mengambil nilai permeabilitas yang lebih kecil (k = 70 md) dan nilai permeabilitas yang lebih besar (k = 150 md). Validasi berupa waktu yang didapatkan sama dengan waktu yang dibutuhkan dengan permeabilitas 85 md yaitu 42 jam dengan nilai keakuratan 70%. Nilai ini dianggap dapat direkomendasikan untuk industri perminyakan. 1. Perlu dikembangkan studi untuk memperoleh waktu buka sumur yang akurat untuk berbagai parameter fisik yang lain. 2. Perlu juga dikembangkan studi dengan menggunakan reservoir radial dan homogen dengan menggunakan beberapa sumur dan yang mempunyai aliran lebih dari satu fasa. V. DAFTAR SIMBOL Φ = Porositas t DA = Dimensionless time µ = Viskositas (cp) C t = Kompresibilitas total (1/psi) r i = Radius of Investigation (ft) k = Permeabilitas (md) h = Ketebalan formasi (ft) B o = Faktor Volume Formasi (B/STB) A = Luas Reservoir (ft 2 ) VI. DAFTAR PUSTAKA 1. Lee, J., 1982. Well Testing, AIME, Newyork. 2. Dake, L.P., 1979. Fundamentals of Reservoir Engineering, Elsivier, Amsterdam. 4.2 Saran 220

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat Gambar 1. Sketsa pressure drawdown test (Lee, J., 1982) Gambar 2. Sketsa pressure build up test (Lee, J., 1982) 221

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji Gambar 3. Sketsa back pressure test (Lee, J., 1982) Gambar 4. Sketsa isochronal test (Lee, J., 1982) 222

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat Gambar 5. Sketsa modified isochronal test (Lee, J., 1982) 1,000 0-1,000-2,000 Grid Top (ft) 1990-01-01 K layer: 1-3,000-2,000-1,000 0 1,000 2,000 3,000 Well-1-3,000-2,000-1,000 0 1,000 2,000 3,000 Gambar 6. Model Reservoir -2,000-1,000 0 1,000 2,000 0.00 710.00 1420.00 feet 0.00 215.00 430.00 meters File: CMGBuilder09 (K = 85mD).dat User: Administrator Date: 6/21/2009 Scale: 1:11077 Y/X: 1.00:1 Axis Units: ft 223

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji Gambar 7. Model Reservoir dan Grid Gambar 8. History Matching 224

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat Gambar 9. Result 4 jam (k = 85 md) Gambar 10. Result 8 jam (k = 85 md) 225

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji Gambar 11. Result 12 jam (k = 85 md) Gambar 12. Result 22 jam (k = 85 md) 226

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji Gambar 19. Result 92 jam (k = 85 md) 1.2 Hasil Plot Perbandingan antara permeabilitas simulasi dengan permeabilitas well test k simulasi /k well test 1 0.8 0.6 0.4 0.2 k = 85 md 0 0 20 40 60 80 100 Waktu (jam) Gambar 20. Plot Permeabilitas simulasi dan Permeabilitas Well Test (k sim = 85 md) 230

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat Model Reservoir 1,000 0-1,000-2,000 Proses Validasi dengan menggunakan Permeabilitas 70 md Grid Top (ft) 1990-01-01 K layer: 1-3,000-2,000-1,000 0 1,000 2,000 3,000 Well-1-3,000-2,000-1,000 0 1,000 2,000 3,000 Gambar 21. Model Reservoir (k = 70 md) -2,000-1,000 0 1,000 2,000 0.00 710.00 1420.00 feet 0.00 215.00 430.00 meters File: CMGBuilder09 (K = 85mD).dat User: Administrator Date: 6/21/2009 Scale: 1:11077 Y/X: 1.00:1 Axis Units: ft Hasil Matching Pressure Gambar 22. Matching Pressure (k = 70 md) 231

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat Gambar 27. Result 92 jam (k = 70 md) Tabel 3. Perbandingan Nilai Permeabilitas simulasi dan well test (K simulasi = 70 md) Case t (jam) k simulasi /k well test 1 4 0.454 2 8 0.614 3 12 0.534 4 22 0.737 5 32 0.823 6 42 0.9 7 52 0.89 8 62 0.8997 9 72 0.985 10 82 1 237

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji k simulasi /k well test 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 Hasil Plot Perbandingan antara permeabilitas simulasi dengan permeabilitas well test 0 20 40 60 80 100 Waktu (jam) k = 70 md Gambar 28. Plot Permeabilitas simulasi dan Permeabilitas Well Test (k sim = 70 md) Proses Validasi dengan menggunakan Permeabilitas 150 md Model Reservoir 1,000 0-1,000-2,000 Grid Top (ft) 1990-01-01 K layer: 1-3,000-2,000-1,000 0 1,000 2,000 3,000 Well-1-3,000-2,000-1,000 0 1,000 2,000 3,000 Gambar 29. Model Reservoir (k = 150 md) -2,000-1,000 0 1,000 2,000 0.00 710.00 1420.00 feet 0.00 215.00 430.00 meters File: CMGBuilder09 (K = 85mD).dat User: Administrator Date: 6/21/2009 Scale: 1:11077 Y/X: 1.00:1 Axis Units: ft 238

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat Hasil Matching Pressure Gambar 30. Matching Pressure (k = 150 md) Gambar 31. Result 4 jam (k = 150 md) 239

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat Tabel 4. Perbandingan Nilai Permeabilitas simulasi dan well test Case t (jam) k simulasi /k well test 1 4 0.412 2 8 0.575 3 12 0.466 4 22 0.7 5 32 0.714 6 42 0.757 7 52 0.7537 8 62 0.867 9 72 0.893 10 82 1 k simulasi /k well test 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 Hasil Plot Perbandingan antara permeabilitas simulasi dengan permeabilitas well test 0 20 40 60 80 100 Waktu (jam) k = 150 md Gambar 42. Plot Permeabilitas simulasi dan Permeabilitas Well Test (k sim = 150 md) Proses Perhitungan t DA t DA 0.0002637 kt = φµ C A t t 0.0002637 91.97 12 = DA 0.241 0.4673 9.27e 6 1.164e8 t DA = 0.0024 245

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji P (psi) P vs r i 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 r i (ft) Gambar 43. Plot P vs r i untuk nilai permeabilitas 85 md t = 12 jam t = 42 jam t = 82 jam t = 92 jam P (psi) 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 P vs r i 0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 r i (ft) Gambar 44. Plot P vs r i untuk nilai permeabilitas 70 md t = 12 jam t = 42 jam t = 82 jam t = 92 jam 246

Disain Waktu Buka Sumur Uji Back Pressure pada Sumur Minyak Sembur Alami untuk Memberikan Hasil Permeabilitas yang Lebih Akurat P vs r i P (psi) 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 r i (ft) t = 12 jam t = 42 jam t = 82 jam t = 92 jam Gambar 45. Plot P vs r i untuk nilai permeabilitas 150 md P vs r i P (psi) 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 r i (ft) k = 70 md k = 85 md k = 150 md Gambar 46. Plot tekanan vs r i untuk berbagai harga permeabilitas 247

Deddy Surya Wibowo, Tutuka Ariadji 1.2 Plot untuk berbagai harga permeabilitas k simulasi /k well test 1 0.8 0.6 0.4 0.2 k = 70 md k = 85 md k = 150 md 0 0 20 40 60 80 100 t (jam) Gambar 47. Plot Perbandingan antara Permeabilitas simulasi dan Permeabilitas Well Test terhadap waktu 248