BAB IV SIMULASI RESERVOIR REKAH ALAM DENGAN APLIKASI MULTILATERAL WELL Simulasi reservoir pada reservoir rekah alam dilakukan pada studi ini untuk mengetahui performance dari reservoir dan memprediksi besarnya oil productivity pada reservoir. Dengan menggunakan multilateral well diharapkan dapat menguras minyak yang masih tertinggal didalam reservoir rekah alam sehingga dapat diproduksikan minyak dengan maksimal. Reservoir rekah alam terdapat rekahan rekahan yang sebagian besar minyak tersimpan didalam rekahan, oleh karena itu dengan menggunakan multilateral well dapat memotong rekahan rekahan tersebut, sehingga dapat dihasilkan oil recovery yang cukup besar. IV.1 Pemodelan Reservoir Lapangan X Pemodelan reservoir pada lapangan X ini dengan menggunakan metoda Warren and Root dengan Complete phase segregation. Untuk reservoir rekah alam ini menggunakan model dual porosity, seperti yang dijelaskan sebelumnya bahwa pada reservoir jenis ini terdapat dua media aliran yaitu matriks dan fracture. Dimana dua parameter tersebut sangat menentukan besarnya oil produktivity suatu reservoir. source of fluid to transport of fluid source of fluid to Gambar IV.1 Dual Porosity Model 29
Matriks akan mengalirkan fluida lewat jaringan fracture dan fluida yang terdapat pada fracture mengalir kedalam lubang sumur. Mekanisme fluida pada reservoir rekah alam dapat dilihat pada gambar IV.1 IV.2 Model Grid Reservoir Simulator yang digunakan pada studi ini yaitu CMG (Computer Modeling Group), dengan model grid corner point geometry dan menghasilkan grid reservoir dengan dimensi sebagai berikut : - Arah x, 35 cell dengan panjang 300 ft - Arah y, 90 cell dengan lebar 300 ft - Arah z, 12 cell dengan tebal 100 ft Gambar IV.1 memperlihatkan model 2D yang dibangun dari peta struktur geologi Lapangan X beserta kedua sumur. Gambar IV.2 memperlihatkan model 3D. Tabel IV.1 Parameter Model Reservoir Rekah Alam Lapangan X Parameter Reservoir Porositas Matriks 0.146 Porositas Fractures 0.007 X 3.23 Md Permeabilitas Matriks Y 3.23 Md Z 3.23 Md X 500 Md Permeabilitas Fractures Y 500 Md Z 500 Md X 0. 5 ft Fracture Spacing Y 0.5 ft Z 0. 5 ft Kompresibilitas Matriks 2.40E-06 Kompresibilitas Rekahan 1.75E-05 PVT Type 1 API minyak 32 API Gas 0.76 Pb 1200 Psi WOC 11960 ft Temperature Reservoir 150 F Pi 4200 Psi 30
Gambar IV.2 Lapangan X (2D) Gambar IV.3 Lapangan X (3D) 31
IV.3 Original Oil In Place Lapangan X Penentuan besarnya cadangan minyak di reservoir rekah alam sangat penting, karena dapat diperoleh besarnya cadangan minyak yang tersimpan didalam reservoir. Menentukan cadangan minyak di reservoir rekah alam dilakukan secara volumetrik dari peta geologi lapangan X. Sedangkan OOIP simulasi ditentukan dari model simulasi reservoir. Hasil OOIP untuk lapangan X dapat dilihat pada tabel IV.2. Tabel IV.2. Original Oil In Place Lapangan X OOIP Simulasi Reservoir MMSTB Matriks Fracture Lapangan X 118.90 3.93 122.83 IV.4 Design Multilateral Well Tujuan dari mendesign sumur di lapangan X ini dengan multilateral teknologi yaitu untuk memperoleh oil productivity yang lebih besar dibandingkan dengan design sumur lain, dimana dapat menguras oil yang masih tertinggal di reservoir dan juga dapat mengantisipasi terjadi breakthrough water yang terdapat di reservoir. Seperti di jelaskan di bab sebelumnya bahwa pada studi ini dilakukan analisa terhadap beberapa model sumur yaitu Vertical Well, Horizontal Well, Dual Horizontal dan Multi Branch Well. Dari beberapa model sumur tersebut dapat dilihat performance produksinya dengan membandingkan design sumur yang paling besar memperoleh oil recovery. Dari sumur tersebut dengan penampilan 2D dan hasil dari performance untuk design sumur tersebut dapat dilihat pada Gambar IV.4 IV.9. 32
Gambar IV.4 Cross Section of Horizontal Wells (2D) Gambar IV.5 Cross Section of dual Horizontal Wells (2D) Gambar IV.6 Cross Section of Multi Branch Wells (2D) 33
Gambar IV.7 Hasil Horizontal Wells 34
Gambar IV.8 Hasil dual Horizontal Wells Gambar IV.9 Hasil Multi Branch Wells 35
Table IV.3 Hasil Design Multilateral Well Technology Case Oil Production Cumulative, Bbl Oil Recovery Factor,% 10 Vertikal Well 1.27E+07 10.92 (Horizontal Well) 2.43E+07 19.75 ( Dual Horizontal Well) 2.71E+07 22.06 (Multi Branch Well) 2.69E+07 21.92 Hasil dari design sumur tersebut dapat dilihat pada table IV.2. dari hasil simulasi tersebut diperoleh bahwa dengan dual horizontal well diperoleh oil recovery yang optimum dibandingkan dengan design sumur lain. 36