Bab IV Model dan Optimalisasi Produksi Dengan Injeksi Surfaktan dan Polimer

Bab IV Model dan Optimalisasi Produksi Dengan Injeksi Surfaktan dan Polimer Pada bab ini akan dijelaskan tentang model yang telah dibuat oleh peneliti sebelumnya kemudian dari model tersebut akan dioptimalisasi pengembangan produksi pada Lapangan X dengan melihat peta penyebaran saturasi minyaknya yang masih diatas atau sama dengan 0.386 seperti terlihat pada Gambar IV.7 Dimana recovery factor yang diperoleh setelah injeksi air sebesar 26,18%. IV.1 Model Dari studi yang dilakukan sebelumnya bahwa dengan menggunakan simulator ECLIPSE 100 telah dibuat suatu model sistem grid reservoir dari Lapangan X. Pemodelan reservoir Lapangan X dilakukan dengan menggunakan model Black Oil 3-D, 3-fasa dan dengan tipe grid sel cartesian corner point sesuai dengan karakteristik area yang distudi. Dimensi grid sel yang digunakan adalah 48 sel arah X dengan panjang tiap sel 100 m, 93 sel arah Y dengan panjang tiap sel 100 m dan 18 lapisan arah Z. Jumlah sel aktif yang digunakan mencapai 80532 sel seperti Gambar IV.1 Gambar IV.1 Model Reservoir Lapangan X 3 Dimensi dalam bentuk grid 52

Reservoir dianggap sebagai satu region, mengingat tidak terdapatnya perbedaan karakteristik yang signifikan. Tipe solusi yang digunakan adalah fully implicite. Dengan mengacu kepada record data produksi yang ada, maka simulasi dimulai pada 1 Januari 1961 dan berakhir pada 1 Juli 2005. Namun pada prediksi injeksi polimer dan surfaktan model akan diprediksi mulai dari akhir injeksi air hingga 1 juni 2015 dengan pola five spot seperti terlihat pada Gambar III.40 dan mengambil beberapa sumur yaitu ; T-001, T-003, T-004, T-005 dan T-006. yang dijadikan sumur injeksi adalah T-001. Dari model geologi yang baru, Lapangan X di interpretasikan mempunyai 7 zona, yaitu zona F, E, D, Dc, B, dan A. Perbedaaanya dengan model geologi yang lama adalah tidak terdapatnya zona P. Untuk studi simulasi reservoir, zona-zona ini kembali didefinisikan sesuai dengan kebutuhan simulasi, dimana pada simulasi ini ada zona-zona dari model geologi yang dibagi menjadi beberapa lapisan. Pembagian jumlah lapisan di reservoir menurut simulasi semua tertera di Tabel IV.1. Terlihat bahwa tiap zona terdiri dari jumlah lapisan yang berbeda-beda, hal ini didasarkan pada pertimbangan tebal tipisnya zona dan performancenya. Dari Tabel IV.1 diperoleh pembagian jumlah lapisan dari tiap zona menurut simulasi, dimana jumlah keseluruhan sebanyak 18 lapisan dengan ketebalan yang berbedabeda. Zona Dc, B memiliki ketebalan yang paling besar, zona A, C yang memiliki ketebalan paling kecil. Tabel IV.1 Pembagian lapisan menurut simulasi No Zona Nama Layer Jumlah Layer Tebal per Layer (m) 1 F 1 1 139,35 2 E 2, 3 2 96,4 3 Dc 4 1 158,2 4 D 5, 6, 7, 8 4 77,25 5 C 9, 10, 11, 12 4 42,02 6 B 13, 14 2 153,26 7 A 15, 16, 17, 18 4 54,42 53

Tabel IV.2 Perbandingan hasil OOIP perlapisan di Lapangan X Zona Simulasi Model Volumetrik F 10.52 11.21 E 46.55 49.78 D 83.11 84.4 Dc 41.91 42.66 C - - B 80.32 83.83 A 195 195.37 Total 457.21 467.27 IV.2 History Matching Proses history matching juga telah dilakukan sebelumnya, dimana hasil dari proses ini dapat dilihat pada Gambar IV. 2 sampai IV.6 Dengan acuannya Liquid rate (LRAT), artinya dengan menetapkan bahwa laju produksi Liquid yang dihasilkan simulasi di buat sama dengan data pada lapangan, sedangkan laju produksi minyak, produksi air, produksi gas, tekanan diselaraskan (di-matching) dengan data lapangan yang sebenarnya. History matching yang dilihat adalah tekanan reservoir, laju produksi minyak, laju produksi liquid, water cut dan Gas Oil Ratio (GOR). Gambar IV.2 History Matching Tekanan Reservoir 54

Gambar IV.3 History matching Produksi Minyak Gambar IV.4 History matching Produksi Air 55

Gambar IV.5 History matching Produksi Gas Gambar IV.6 History matching Water Cut Selanjutnya penyebaran saturasi minyak pada Gambar IV.7 hingga IV.16 diambil pada saat awal akan dilakukan injeksi surfaktan dan polimer di setiap zona, yaitu mulai januari 2007 dan diakhiri setelah setelah 10 tahun injeksi. Dengan mengambil salah satu injeksi surfaktan sebagai parameter buat forecasting lainnya. Dan untuk zona lainnya dipilih lapisan yang benar-benar dekat dengan perforasi sumur injeksi yaitu: sumur T-001, (Tabel IV.3). Pada gambar penyebaran saturasi dengan pola penyapuan menggunakan injeksi kimia terlihat lebih efisien dibandingkan hanya menggunakan cara alamiah ataupun injeksi air. 56

Gambar IV.7 Penyebaran Saturasi Minyak Zona F (Awal) Gambar IV.8 Penyebaran Saturasi Minyak Zona F (Akhir) Gambar IV.9 Penyebaran Saturasi Minyak Zona E (Awal) 57

Gambar IV.10 Penyebaran Saturasi Minyak Zona E (Akhir) Gambar IV. 11 Penyebaran Saturasi Minyak Zona D (Awal) Gambar IV.12 Penyebaran Saturasi Minyak Zona D (Akhir) 58

Gambar IV.13 Penyebaran Saturasi Minyak Zona B (Awal) Gambar IV.14 Penyebaran Saturasi Minyak Zona B (Akhir) Gambar IV. 15 Penyebaran Saturasi Minyak Zona A (Awal) 59

Gambar IV.16 Penyebaran Saturasi Minyak Zona A (Akhir) Tabel IV.3 Pembagian Lapisan Yang Di perforasi Perzona No Zona Layer Perforasi 1 F 1 2 E - 3 D 7, 8 4 Dc - 5 B 14 6 A 15, 16, 17, 18 Akhir history matching dipilih 4 sumur produksi dan 1 sumur injeksi dengan pola five spot memiliki saturasi minyak residualnya masih dominan besar dan sumur injeksinya pernah dilakukan injeksi air (Tabel IV.4). Tabel IV.4 Tabulasi potensi pengembangan pilot area pada Lapangan X Sumur Produksi Zona Optimasi zona produktif Injeksi Polimer Injeksi Surfaktan T-003 A, B, E A, B, D, F T-001 T-001 T-004 A, B, E, F A, B, D, F T-005 A, B A, B, D, F T-006 A, B, D, E A, B, D, F 60

IV.3 Skenario Produksi dengan Injeksi Air Injeksi air merupakan suatu cara untuk meningkatkan oil recovery yang termasuk kedalam injeksi tak tercampur. Skenario ini sebelumnya telah dilakukan pengubahan pola sumur injeksi. Agar lebih terpola dan pada saat penyapuan memberikan efisiensi yang lebih baik. Dari perubahan ini diperoleh produksi kumulatif sebesar 166.49 MMSTB dengan prediksi selama 20 tahun dan faktor perolehan sebesar 36.41%. Ternyata dari perolehan tersebut masih diperoleh saturasi minyak yang tertinggal relatif sebesar 0.389 ini juga karena kondisi reservoir yang dominan oil wet. IV.4 Skenario Produksi dengan Injeksi Polimer Seperti telah dijelaskan pada bab II, bahwa injeksi polimer merupakan injeksi yang dapat meningkatkan kualitas air injeksi, yang nantinya akan menyebabkan efisiensi penyapuan bertambah dan oil recovery meningkat. Salah satu cara untuk meningkatkan kualitas injeksi air adalah dengan penambahan polimer sebelum diinjeksikan ke reservoir, sehingga mobilitas dari air akan menurun. Pada injeksi ini akan dilakukan uji sensitivitas dengan beberapa konsentrasi yang berbeda dan laju injeksi polimer pada waktu yang sama yaitu 10 tahun dan dilakukan setelah injeksi air. Lapangan ini menggunakan salinitas sebesar 4134 ppm. Tabel IV.5 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas injeksi polimer. Cumulative Production (STB) Sensitivity Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Water Flooding 745.469.56 2.691.339.0 2.637.014 2.401.050.3 544.876 Cons = 100 ppm 660.960.06 3.556.366.8 6.264.767.5 2.050.063.5 8.599.905 Cons = 500 ppm 654.694.25 3.575.717.8 6.278.275.5 2.050.087.5 8.569.462 Cons = 700 ppm 654.507.31 3.575.355.5 6.274.221.5 2.050.939.3 8.569.168 Cons = 1000 ppm 654.705.19 3.575.380.0 6.169.379.0 2.050.137.6 8.561.747 61

10,000,000 9,000,000 8,000,000 Cumulative production,stb 7,000,000 6,000,000 5,000,000 4,000,000 3,000,000 2,000,000 1,000,000-0 200 400 600 800 1000 1200 Concentration,ppm Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Gambar IV.17 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas injeksi polimer. Semakin besar konsentrasi polimer yang dibutuhkan maka produksi akan semakin meningkat namun pada konsentrasi 500 ppm sampai 1000 ppm produksi minyak malah mengalami penurunan jika dibandingkan dengan konsentrasi 100 ppm. Ini menunjukkan injeksi polimer akan optimum pada konsentrasi 100 ppm. Melihat dari hasil produksi kumulatif injeksi polimer dengan konsentrasi 500 ppm mengalami penurunan karena larutan polimer semakin kental sehingga minyak sulit mencapai breaktrought ditambah keadaan reservoir yang tidak memungkinkan misalnya dilihat dari permeabilitas yang dominan kecil. Jika hanya melihat dari Gambar IV.17 tersebut tidak terlihat perubahan yang begitu jelas. Namun dari Tabel IV.5 terlihat bahwa sumur T-002 dan T-005 malah mengalami penurunan setelah dilakukannya injeksi polimer, dikarenakan pada lapisan tertentu disekitar sumur terdapat air yang dominan besar dan injeksi polimer tidak efisien dilakukan di sumur tersebut (Gambar IV.5), walaupun telah dilakukan dengan konsentrasi yang mencapai 1000 ppm. Konsentrasi yang tinggi laju produksinya lebih rendah dibandingkan dengan konsentrasi yang rendah laju produksi tinggi. Ini sesuai dengan persamaan Darcy yang dapat kita lihat pada Tabel IV.3. 62

Tabel IV.6 Laju alir produksi minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas injeksi polimer. Production Rate Sensitivity Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Water Flooding 26.921.455 2.852.633 29.431.39 51.671.169 42.478.681 Cons = 100 ppm 10.490.984 12.375.107 163.837.72 45.177.932 181.934.010 Cons = 500 ppm 10.770.609 13.108.462 154.202.80 46.24.7048 184.506.910 Cons = 700 ppm 10.425.480 12.550.684 162.704.91 45.404.568 181.657.670 Cons = 1000 ppm 10.229.298 12.803.503 163.029.21 45.891.423 181.068.590 Pada Tabel IV.7 dan IV.8 terlihat bahwa slug 4 bulan berpengaruh pada sumur T- 002, T-004, T-006 sedangkan sumur T-003 dan T-005 lebih naik sedikit pada slug 6 bulan jika dibandingkan pada slug 4 bulan. Tapi pada keadaan ini tetap injeksi air yang memiliki peranan yang tinggi, dengan terlihatnya injeksi pada keadaan tersebut lebih tinggi. Hal ini sama dengan yang dilakukan dengan sensitivitas berbeda pada injeksi polimer tapi dengan waktu yang semakin pendek akan membuat polimer melakukan penyapuan yang lebih baik jika dibandingkan dengan waktu yang lama. Tabel IV.7 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi polimer. Cumulative Production (STB) Sensitivity Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Water Flooding 745.469.56 2.691.339 2.637.014 2.401.050 544.876 Slug 4 bln 658.464.25 3.575.857.3 6.246.784 2.050.257 8.585.416 Slug 6 bln 634.694.25 3.557.717.8 6.078.275 2.050.087 8.569.462 63

Cumulative Production,STB 1.00E+07 9.00E+06 8.00E+06 7.00E+06 6.00E+06 5.00E+06 4.00E+06 3.00E+06 2.00E+06 1.00E+06 0.00E+00 Water Flooding Slug 4 bln Slug 6 bln 2 3 4 5 6 Well Gambar IV.18 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi polimer Tabel IV.8 Laju produksi minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi polimer. Production Rate Sensitivity Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Water Flooding 26.921455 2.852633 29.431391 51.671169 4.2478681 Slug 4 bln 10.442207 12.408876 163.68022 4.5267215 182.14008 Slug 6 bln 8.7706099 13.108462 154.2028 4.6247048 184.50691 Cumulative Production,STB 2.00E+02 1.80E+02 1.60E+02 1.40E+02 1.20E+02 1.00E+02 8.00E+01 6.00E+01 4.00E+01 2.00E+01 0.00E+00 Water Flooding Slug 4 bln Slug 6 bln 2 3 4 5 6 Well Gambar IV.19 Laju alir produksi minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi polimer. 64

Produksi Komulatif, Sumur T-003 Produksi Komulatif, b Cons = 100 ppm Cons Cons = 500 = 100 ppm ppm Cons Cons = 700 = 500 ppm ppm Cons Cons = 1000 = 700 ppm ppm Cons = 1000 ppm 28-5-05 10-10-06 22-2-08 06-7-09 18-11-10 01-4-12 14-8-13 27-12-14 10-5-16 28-5-05 10-10-06 22-2-08 06-7-09 18-11-10 Waktu 01-4-12 14-8-13 27-12-14 10-5-16 Waktu Gambar IV.20 Produksi kumulatif minyak disumur menggunakan beberapa sensitivitas pada injeksi polimer. Laju produk 900 800 700 POLIMER=100 POLIMER=500 600 POLIMER=700 500 POLIMER=1000 400 300 200 100 0 14-1-04 10-10-06 06-7-09 01-4-12 27-12-14 22-9-17 waktu Gambar IV.21 Laju alir Produksi minyak disumur menggunakan beberapa sensitivitas pada injeksi polimer. 65

Productio 700 600 500 400 300 200 100 0 28-5-05 10-10-06 22-2-08 06-7-09 18-11-10 01-4-12 14-8-13 27-12-14 10-5-16 water rate water rate Time at water Injection Oil rate Gambar IV.22 Plot Laju alir produksi minyak dan air pada sumur T-002 1400 1200 1000 Production ra 800 600 400 200 0 28-5-05 10-10-06 22-2-08 06-7-09 18-11-10 01-4-12 14-8-13 27-12-14 10-5-16 Water Rate Time Water Rate in Water Injection Oil Rate Gambar IV.23 Laju alir produksi minyak dan air pada sumur T-003 Injeksi polimer yang telah ditunjukkan pada Gambar IV.17, menjelaskan bahwa injeksi polimer tidak efisien dilakukan. Ini dimungkinkan setelah dilakukannya injeksi air, saturasi minyak residual yang terperangkap didaerah penyempitan pori-pori tidak bisa tersapu atau terdesak seluruhnya oleh polimer (secara makroskopik). 66

IV.5 Skenario produksi dengan injeksi surfaktan Sama seperti pada kasus injeksi polimer, tapi disini injeksi surfaktan tidak menurunkan mobilitas air tapi menurunkan tegangan antar muka dan mendesak minyak yang tidak terdesak hanya dengan menggunakan pendorong air. Injeksi surfaktan yang diprediksi pada penelitian ini menggunakan beberapa konsentrasi yang berbeda dan laju alir yang sama yaitu sebesar 2500 stb/day. Tabel IV.9 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas injeksi surfaktan. Cumulative Production (STB) Sensitivity Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Water flooding 745.469.56 2,691,339.00 2,637,014.00 2,401,050.30 544,876.25 Cons = 10 770,673.25 3,742,177.80 7,898,370.50 2,382,896.50 8,934,168.00 Cons = 25 771,395.50 3,744,402.30 7,907,588.00 2,384,326.50 8,942,146.00 Cons = 50 771,298.38 3,744,484.00 7,908,893.50 2,383,995.50 8,942,288.00 Cons = 75 771,287.88 3,744,656.80 7,911,669.00 2,383,762.00 8,943,153.00 Cons = 100 771,658.25 3,745,474.30 7,923,531.50 2,384,817.80 8,949,529.00 Cons = 200 883,409.38 4,893,081.00 10,015,571.10 2,946,799.00 14,049,349.00 Cons = 300 885,182.80 4,893,366.20 10,003,378.10 2,946,713.00 14,048,260.00 Cons = 500 886,482.38 4,895,033.50 10,007,425.00 2,947,285.30 14,049,722.00 Cons = 1000 887,585.10 4,896,832.00 10,018,732.00 2,948,858.10 14,053,467.00 2.E+07 1.E+07 Komulatif Production, S 1.E+07 1.E+07 8.E+06 6.E+06 2.E+06 0.E+00 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Concentration (ppm) Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Gambar IV.24 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas injeksi surfaktan. 67

Pada injeksi surfaktan terlihat dari tabel IV.6 dan IV.7, bahwa sensitivitas injeksi optimum berada pada konsentrasi 200 ppm. Injeksi surfaktan baik dilakukan pada semua sumur produksi dibandingkan injeksi polimer saja, karena injeksi surfaktan dapat melepaskan minyak yang menempel dibatuan sehingga minyak dapat tersapu dengan baik. Pada injeksi polimer sebelumnya, beberapa sumur tidak efisien diinjeksikan larutan polimer karena minyak berada pada penyempitan pori-pori batuan yang bekerja tekanan kapiler. Sehingga dibutuhkan surfaktan yang akan melepaskan minyak tersebut dengan membentuk fasa kontinu yang disebut oil bank. Tabel IV.10 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi surfaktan. Cumulative Production (STB) Sensitivity Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Water Flooding 745,469.56 2,691,339.00 2,637,014.00 2,401,050.30 544,876.25 Slug 2 bln 632,102.81 3,291,223.50 6,068,783.50 2,021,874.40 6,570,339.00 Slug 3 bln 632,386.06 3,291,166.80 6,098,584.50 2,022,185.00 6,570,985.50 Slug 6 bln 771,298.38 3,744,484.00 7,908,893.50 2,383,995.50 8,942,288.00 Komulatif product 1.E+07 9.E+06 8.E+06 7.E+06 6.E+06 5.E+06 2.E+06 1.E+06 0.E+00 2 3 4 5 6 Well Water Flooding Slug 2 bln Slug 3 bln Slug 6 bln Gambar IV.25 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi surfaktan. 68

IV.6 Skenario Produksi dengan Injeksi Surfaktan-Polymer Pada skenario ini dilakukan dengan menginjeksikan surfaktan dan diikuti dengan injeksi polimer dalam kondisi laju alir yang tetap yaitu sebesar 2500 stb/day. Tapi pada kasus ini injeksi polimer sensitivitas konsentrasinya tetap yaitu sebesar 10 lb/stb, karena dari skenario awal injeksi polimer konsentrasi tersebut sudah memperlihatkan oil recovery yang tinggi. Namun surfaktan dilakukan dengan beberapa konsentrasi yang berbeda. Tabel IV.11 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas dari penggabungan keduanya. Cumulative Production (STB) Sensitivity Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Water Flooding 745469.5 2691339 2637014 2401050 544876 Cons = 10 ppm 811685.4 3669171 7243660 2576812 6945700 Cons = 25 ppm 810725.0 3669268 7220380 2576230 6937369 Cons = 50 ppm 805996.9 3671192 7130387 2575479 6959182 Cons = 75 ppm 803695.4 3670785 7036230 2572783 6904033 Cons = 100 ppm 807031.7 3669840 7028088 2570650 6850402 8.E+03 7.E+03 Komulatif Production, S 6.E+03 5.E+03 4.E+03 3.E+03 2.E+03 1.E+03 0.E+00 0 25 50 75 100 125 Concentration (ppm) Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Gambar IV.26 Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan slug pada injeksi surfaktan-polimer. 69

Pada kombinasi keduanya diperoleh yang paling baik dilakukan pada konsentrasi 10 ppm karena injeksi surfaktan telah melakukan adsorbsi terhadap batuan di reservoir sehingga minyak bisa tersapu. Injeksi polimer membantu penyapuan tersebut secara makroskopik dengan melakukan pendesakan dan penyapuan. 5.E+06 5.E+06 Cumulative Production 2.E+06 2.E+06 1.E+06 5.E+05 0.E+00 07/01/22 08/06/22 09/11/22 11/04/22 12/09/22 14/02/22 Time, Day Cons = 10 Cons = 25 Cons = 50 Cons = 75 Cons = 100 Water flooding Gambar IV.27 Produksi kumulatif minyak disumur menggunakan beberapa sensitivitas dari penggabungan keduanya. Tabel IV.12 Laju alir produksi minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan beberapa sensitivitas dari penggabungan keduanya. Production Rate Sensitivity Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Water Flooding 26.921455 2.852633 29.431391 51.671169 4.2478681 Cons = 10 ppm 32.73792 61.95678 547.4264 91.0124 636.3586 Cons = 25 ppm 33.01301 62.25991 548.466 91.08751 633.0919 Cons = 50 ppm 33.81497 63.00065 547.8674 90.83203 643.1263 Cons = 75 ppm 33.76896 63.79125 553.7919 90.07663 630.9843 Cons = 100 ppm 34.07982 64.12719 561.3342 89.38702 618.6636 70

Production Rate, ST 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 07/01/22 08/04/22 09/07/22 10/10/22 12/01/22 13/04/22 14/07/22 Time,Day Water Flooding Cons = 10 Cons = 25 Cons = 50 Cons = 75 Cons = 100 Gambar IV.28 Laju alir produksi minyak disumur menggunakan beberapa sensitivitas dari penggabungan keduanya. Pada gambar terlihat dengan konsentrasi surfaktan yang semakin tinggi, maka akan menghasilkan produksi yang semakin besar. Tapi pada konsentrasi tertentu misalnya; polimer 100 ppm dan surfaktan 500 ppm, menunjukkan simulasi tidak berjalan atau dengan merubah konsentrasi polimer menjadi 500 ppm dan surfaktan hanya 50 ppm, ini juga menunjukkan run pada simulasi tidak berjalan. Sehingga, jika mengikuti design sebelumnya pada polimer hanya bisa dilakukan pada konsentrasi 100 ppm. Begitu juga dengan surfaktan hanya pada batas 100 ppm. Tabel IV.13. Produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan konsentrasi surfaktan 100 ppm dan polimer 100 ppm Production Kumulatif (STB) Sensitivitas Well T-002 Well T-003 Well T-004 Well T-005 Well T-006 Water flooding 745,469.56 2,691,339.00 2,637,014.00 2,401.050.30 544,876.25 Slug 4 bln 817,619.69 3,665,022.30 7,296,997.00 2,578,031.50 6,959,534.50 Slug 6 bln 807,031.69 3,669,840.30 7,028,087.50 2,570,650.00 6,850,402.00 Slug 8 bln 809,953.40 3,673,035.00 7,154,057.00 2,573,988.00 8,886,251.00 71

1.E+07 Cumulative Production,STB 9.E+06 8.E+06 7.E+06 6.E+06 5.E+06 2.E+06 1.E+06 0.E+00 Water Flooding Slug 4 bln Slug 6 bln Slug 8 bln 2 3 4 5 6 Well Gambar IV.29. Plot produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari sumur produksi menggunakan konsentrasi surfaktan 100 ppm dan polimer 100 ppm 72