BAB IV PEMBAHASAN. Pada lapangan XY menggunakan porositas tunggal atau single porosity.

BAB IV PEMBAHASAN Pada lapangan XY menggunakan porositas tunggal atau single porosity. Model porositas tunggal digunakan pada primary recovery yang hanya memerlukan nilai porositas dari pori-pori atau matriks batuan. Total dimensi reservoir lapangan XY adalah 59 x 59 x61 dengan total grid 212341 dan 52480 grid yang aktif. Dalam model geologi memuat data yang masih mentah. Data-data tersebut adalah data core, data logging sumur, dan data seismic. Model geologi memberikan gambaran nyata dari distribusi karakteristik batuan dan fluida reservoir. Seperti distribusi porositas, permeabilitas, ketebalan lapisan, tekanan reservoir, tekanan bubble point, persebaran batuan reservoir dan data-data yang lainnya. Pada tahap inisialisasi dilakuan penyelarasan nilai OOIP dan GIIP yang di run di simulator dengan hasil OOIP dan GIIP pada model statik lapangan XY. Pada model statik lapangan XY didapat nilai OOIP 6.352 MMSTB dan nilai GIIP 11.244 SCF. Pada awalnya hasil OOIP dari simulator didapat nilai 6.379 MSTB dan hasil GIIP 15.331 BSCF. Berdasarkan hasil perbedaan OOIP model statik dengan hasil simulator lebih besar 0.4 % dari hasil model statik. Hasil perbedaan GIIP model statik dengan hasil simulator lebih besar 36.3%. Berdasarkan hasil OOIP dan GIIP tersebut tidak dapat diterima karena toleransi inisialisasi OOIP atau GIIP lebih besar atau lebih kecil dari 5%. Maka dari itu dilakukan perubahan pada nilai volume modifiers agar nilai OOIP dan GIIP dapat diterima dengan 90

91 toleransi lebih besar atau lebih kecil dari 5 %. Perubahan nilai volume modifiers digunakan untuk merubah nilai volume pori model agar nilai OOIP dan GIIP pada simulator selaras dengan nilai OOIP dan GIIP volumetrik. Karena apabila merubah nilai parameter GOC, WOC, Bo & Bg, tekanan kapiler (Pc) dapat merubah hasil produksi menjadi terlalu besar atau terlalu kecil, maka dari itu dipilih perubahan parameter volume modifiers Sehingga nilai OOIP yang didapat adalah 6.365 MMSTB dan nilai GIIP 11.272 BSCF. Berdasarkan perubahan nilai volume modifiers tersebut didapat perbedaan OOIP model statik dengan simulator lebih besar 0.2 %. Hasil perbedaan GIIP model statik dengan hasil simulator lebih besar 0.2%. Hasil OOIP dan GIIP tersebut dapat diterima karena toleransi inisialisasi OOIP atau GIIP lebih besar atau lebih kecil dari 5%. Tahap selanjutnya yaitu history matching, tahap penyelarasan sejarah produksi aktual dengan sejarah produksi simulator. Agar mendapatkan nilai yang selaras, dengan merubah nilai permeabilitas relatif minyak air dan gas sampai selaras dengan sejarah produksi. Parameter yang dilakukan di history matching adalah cummulative liquid, liquid rate, cummulative oil, oil rate, cummulative water, water rate, cummulative gas dan gas rate. Berdasarkan test produksi didapat kumulatif liquid 1135 bbl, maka dari itu parameter constraint yang digunakan untuk history matching adalah STL (surface liquid rate) maksimum 1200 bbl/day. Pada history matching liquid, kumulatif produksi liquid dan laju alir produksi liquid sudah match dan mengikuti trend. Untuk history matching minyak, laju alir produksi minyak sudah mengikuti trend dan nilai kumulatif

92 produksi minyak pada simulator match dengan sejarah tes produksi. Untuk history matching air, laju alir produksi air sudah mengikuti trend dan nilai kumulatif produksi air pada simulator match dengan sejarah tes produksi. Untuk history matching gas, lajur alir produksi gas sudah mengikuti trend dan nilai kumulatif produksi gas pada simulator match dengan sejarah tes produksi. Setelah tahapan history matching selesai, langkah yang dilakukan selanjutnya adalah membuat skenario prediksi produksi. Pada tugas akhir ini berfokus pada penambahan 1 sumur baru (infill) dan mengoptimalkan sumber yang ada pada lapangan XY. Seperti sumur existing yaitu MR-1, MR-2 dan MR- 3. Namun sumur MR-2 dengan status suspended sehingga pada skenario prediksi produksi sumur MR-2 tidak disertakan. Skenario prediksi yang dilakukan pada lapangan XY ini terdiri dari sembilan skenario. Skenario 1 adalah pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 dengan pembukaan di zona minyak saja. Skenario 2 adalah pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 dengan pembukaan di zona minyak dan gas. Skenario 3 adalah pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 dengan pembukaan di zona gas saja dengan laju alir stabil 2 mmscfd. Skenario 4 adalah pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 dengan pembukaan di zona gas saja dengan laju alir stabil 4 mmscfd. Skenario 5 adalah pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 dengan pembukaan di zona gas saja dengan laju alir stabil 6 mmscfd. Skenario 6 adalah skenario 2 dengan penambahan 1 sumur baru (infill) dengan pembukaan di zona minyak dan gas. Sumur yang berproduksi yaitu MR-1, MR-3 dan MR-4 sebagai sumur infill. Skenario 7 adalah skenario 3

93 dengan penambahan 1 sumur baru (infill) dengan pembukaan di zona gas saja dengan laju alir stabil 2 mmscfd. Sumur yang berproduksi yaitu MR-1, MR-3 dan MR-4 sebagai sumur infill. Skenario 8 adalah skenario 4 dengan penambahan 1 sumur baru (infill) dengan pembukaan di zona gas saja dengan laju alir stabil 4 mmscfd. Sumur yang berproduksi yaitu MR-1, MR-3 dan MR-4 sebagai sumur infill. Skenario 9 adalah skenario 5 dengan penambahan 1 sumur baru (infill) dengan pembukaan di zona gas saja dengan laju alir stabil 6 mmscfd. Sumur yang berproduksi yaitu MR-1, MR-3 dan MR-4 sebagai sumur infill. Pada skenario 1, dilakukan pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 pada zona minyak saja. Kedua sumur tersebut dibuka pada 1 Januari 2017 hingga 1 Januari 2035 (18 tahun). Sebelum melakukan running prediksi parameter constraint harus dimasukkan terlebih dahulu. Yaitu STL (surface liquid rate) maksimum 2000 bbl/day, bottom hole pressure minimum 200 psi dan STO (surface oil rate) 10 bbl/day dengan tindakan shut in untuk kedua sumur. Yang artinya apabila produksi minyak sudah dibawah 10 bbl/day, maka sumur tersebut akan ditutup karena asumsi dari economic limit. Pada skenario ini diperoleh kumulatif produksi minyak 79.260 MSTB dan faktor perolehan minyak 1.24 %. Kumulatif gas 3.55 BSCF dan faktor perolehan gas 31.57 %. Pada skenario 1 ini mendapatkan kumulatif produksi dan faktor perolehan minyak yang sedikit karena lapangan XY ini reservoir oil rim yang merupakan reservoir dengan lapisan minyak tipis serta banyaknya gas dan air yang ikut terproduksikan sehingga menyebabkan minyak yang dapat terkuras hanya sedikit.

94 Pada skenario 2, dilakukan pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 pada zona minyak dan gas. Kedua sumur tersebut dibuka pada 1 Januari 2017 hingga 1 Januari 2035 (18 tahun). Sebelum melakukan running prediksi parameter constraint harus dimasukkan terlebih dahulu. Yaitu STL (surface liquid rate) maksimum 2000 bbl/day, bottom hole pressure minimum 200 psi dan STO (surface oil rate) 10 bbl/day dengan tindakan shut in untuk kedua sumur. Yang artinya apabila produksi minyak sudah dibawah 10 bbl/day, maka sumur tersebut akan ditutup karena asumsi dari economic limit. Pada skenario ini diperoleh kumulatif produksi minyak 63.737 MSTB dan faktor perolehan minyak 1 %. Kumulatif gas 5.3 BSCF dan faktor perolehan gas 47.08 %. Pada skenario 2 ini mendapatkan kumulatif produksi dan faktor perolehan minyak yang sedikit karena lapangan XY ini reservoir oil rim yang merupakan reservoir dengan lapisan minyak tipis serta banyaknya gas terproduksikan karena zona gas dibuka. Gas cap pada lapangan XY ini berperan penting untuk mengontrol tekanan reservoir. Sehingga apabila gas ikut terproduksikan maka tekanan reservoir menurun sehinnga minyak tidak dapat diproduksikan banyak ke permukaan, Pada skenario 3, dilakukan pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 dengan laju alir gas stabil 2 mmscfd. Kedua sumur tersebut dibuka pada 1 Januari 2017 hingga 1 Januari 2035 (18 tahun). Sebelum melakukan running prediksi. Sebelum melakukan running prediksi parameter constraint harus dimasukkan terlebih dahulu. Yaitu STG (surface gas rate) maksimum 2 mmscfd, bottom hole pressure minimum 200 psi dan STG (surface gas rate) 0.5 mmscfd dengan tindakan shut in untuk kedua sumur.yang artinya apabila produksi gas

95 dibawah 0.5 mmscfd, maka sumur tersebut akan ditutup. Pada skenario ini diperoleh lajur alir gas stabil 2 mmscfd selama 48 bulan atau 4 tahun dengan kumulatif produksi gas 6.606 BSCF dan faktor perolehan gas 58.614 %. Pada skenario 4, dilakukan pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 dengan laju alir gas stabil 4 mmscfd. Kedua sumur tersebut dibuka pada 1 Januari 2017 hingga 1 Januari 2035 (18 tahun). Sebelum melakukan running prediksi. Sebelum melakukan running prediksi parameter constraint harus dimasukkan terlebih dahulu. Yaitu STG (surface gas rate) maksimum 4 mmscfd, bottom hole pressure minimum 200 psi dan STG (surface gas rate) 0.5 mmscfd dengan tindakan shut in untuk kedua sumur.yang artinya apabila produksi gas dibawah 0.5 mmscfd, maka sumur tersebut akan ditutup. Pada skenario ini diperoleh lajur alir gas stabil 4 mmscfd selama 8 bulan atau 0.6 tahun dengan kumulatif produksi gas 6.609 BSCF dan faktor perolehan gas 58.64 %. Pada skenario 5, dilakukan pembukaan sumur existing yaitu MR-1 dan MR-3 dengan laju alir gas stabil 2 mmscfd. Kedua sumur tersebut dibuka pada 1 Januari 2017 hingga 1 Januari 2035 (18 tahun). Sebelum melakukan running prediksi. Sebelum melakukan running prediksi parameter constraint harus dimasukkan terlebih dahulu. Yaitu STG (surface gas rate) maksimum 6 mmscfd, bottom hole pressure minimum 200 psi dan STG (surface gas rate) 0.5 mmscfd dengan tindakan shut in untuk kedua sumur.yang artinya apabila produksi gas dibawah 0.5 mmscfd, maka sumur tersebut akan ditutup. Pada skenario ini diperoleh lajur alir gas stabil 6 mmscfd selama 3 bulan atau 0.25 tahun dengan kumulatif produksi gas 6.607 BSCF dan faktor perolehan gas 58.616 %.

96 Pada skenario 6 merupakan skenario 2 dengan penambahan 1 sumur baru (infill) dengan pembukaan di zona minyak dan gas. Sumur yang berpoduksi yaitu MR-1, MR-2 dan MR-3. Ketiga sumur tersebut dibuka pada 1 Janari 2017 hingga 1 Januari 2035 (18 tahun). Sebelum melakukan running prediksi parameter constraint harus dimasukkan terlebih dahulu. Yaitu STL (surface liquid rate) maksimum 2000 bbl/day, bottom hole pressure minimum 200 psi dan STO (surface oil rate) 10 bbl/day dengan tindakan shut in untuk ketiga sumur. Yang artinya apabila produksi minyak sudah dibawah 10 bbl/day, maka sumur tersebut akan ditutup karena asumsi economic limit. Pada skenario ini diperoleh kumulatif produksi minyak 25.365 MSTB dan faktor perolehan minyak 0.398 %. Kumlatif gas 2.675 BSCF dan faktor perolehan gas 23.73 %. Pada skenario 6 ini mendapatkan kumulatif produksi dan faktor perolehan minyak yang sedikit karena lapangan XY ini reservoir oil rim yang merupakan reservoir dengan lapisan minyak tipis serta banyaknya gas terproduksikan karena zona gas dibuka. Gas cap pada lapangan XY ini berperan penting untuk mengontrol tekanan reservoir. Sehingga apabila gas ikut terproduksikan maka tekanan reservoir menurun sehinnga minyak tidak dapat diproduksikan banyak ke permukaan, Pada skenario ini diperoleh kumulatif produksi minyak lebih kecil daripada skenario 1 yang hanya mengandalkan sumur existing sedangkan pada skenario ini telah ditambah sumur baru dengan harapan agar kumulatif produksi minyak bertambah. Dari hasil kumulatif produksi minyak ini, mengindikasikan bahwa penambahan sumur baru untuk memproduksikan minyak menimbulkan interferensi antar sumur produksi yang cenderung menurunkan kumulatif produksi minyak yang diperoleh.

97 Pada skenario 7 merupakan skenario 3 dengan penambahan sumur baru (infill) dengan pembukaan zona gas saja dengan laju alir gas stabil 2 mmscfd. Sumur yang berproduksi yaitu MR-1, MR-3 dan MR-4. Ketiga sumur tersebut dibuka pada 1 Januari 2017 hingga 1 Januari 2035 (18 tahun). Sebelum melakukan running prediksi parameter constraint harus dimasukkan terlebih dahulu. Yaitu STG (surface gas rate) maksimum 2 mmscfd, bottom hole pressure minimum 200 psi dan STG (surface gas rate) 0.5 mmscfd dengan tindakan shut in untuk ketiga sumur. Yang artinya apabila produksi gas dibawah 0.5 mmscfd, maka sumur tersebut akan ditutup. Pada skenario ini diperoleh laju alir gas stabil 2 mmscfd selama 102 bulan atau 8.5 tahun dengan kumulatif produksi gas 9.613 BSCF dan faktor perolehan gas 85.294 %. Pada skenario 8 merupakan skenario 4 dengan penambahan sumur baru (infill) dengan pembukaan zona gas saja dengan laju alir gas stabil 4 mmscfd. Sumur yang berproduksi yaitu MR-1, MR-3 dan MR-4. Ketiga sumur tersebut dibuka pada 1 Januari 2017 hingga 1 Januari 2035 (18 tahun). Sebelum melakukan running prediksi parameter constraint harus dimasukkan terlebih dahulu. Yaitu STG (surface gas rate) maksimum 4 mmscfd, bottom hole pressure minimum 200 psi dan STG (surface gas rate) 0.5 mmscfd dengan tindakan shut in untuk ketiga sumur. Yang artinya apabila produksi gas dibawah 0.5 mmscfd, maka sumur tersebut akan ditutup. Pada skenario ini diperoleh laju alir gas stabil 4 mmscfd selama 48 bulan atau 4 tahun dengan kumulatif produksi gas 9.575 BSCF dan faktor perolehan gas 84.955 %.

98 Pada skenario 9 merupakan skenario 5 dengan penambahan sumur baru (infill) dengan pembukaan zona gas saja dengan laju alir gas stabil 6 mmscfd. Sumur yang berproduksi yaitu MR-1, MR-3 dan MR-4. Ketiga sumur tersebut dibuka pada 1 Januari 2017 hingga 1 Januari 2035 (18 tahun). Sebelum melakukan running prediksi parameter constraint harus dimasukkan terlebih dahulu. Yaitu STG (surface gas rate) maksimum 6 mmscfd, bottom hole pressure minimum 200 psi dan STG (surface gas rate) 0.5 mmscfd dengan tindakan shut in untuk ketiga sumur. Yang artinya apabila produksi gas dibawah 0.5 mmscfd, maka sumur tersebut akan ditutup. Pada skenario ini diperoleh laju alir gas stabil 6 mmscfd selama 30 bulan atau 2.5 tahun dengan kumulatif produksi gas 9.567 BSCF dan faktor perolehan gas 84.885 %. Berdasarkan hasil prediksi variasi laju alir gas, apabila lajur alir gas stabil semakin kecil maka lifetime produksi gas nya semakin lama. Dari sembilan skenario prediksi yang telah dibuat, dilakukan 3 skenario mengoptimalkan produksi minyak dan 6 skenario mengoptimalkan produksi gas. Untuk mengoptimalkan produksi minyak, dipilih kumulatif produksi minyak dan faktor perolehan minyak terbesar. Maka dipilih skenario 1 dengan kumulatif produksi minyak 79.260 MSTB dan faktor perolehan minyak 1.24 %. Untuk mengoptimakan produksi gas, dipilih laju alir gas stabil terlama, kumulatif produksi gas terbesar dan faktor perolehan gas terbesar. Maka dipilih skenario 7 dengan laju alir stabil 2 mmscfd selama 102 bulan atau 8.5 tahun, kumulatif produksi gas 9.613 BSCF dan faktor perolehan gas 85.294 %.

99 Skenario 6 memiliki 1 sumur infiill namun tidak memiliki kumulatif produksi minyak dan faktor perolehan minyak lebih besar daripada skenario 1 dan 2 yang berfokus pada produksi minyak. Dari hasil kumulatif produksi minyak ini, mengindikasikan bahwa penambahan sumur baru untuk memproduksikan minyak menimbulkan interferensi antar sumur produksi yang cenderung menurunkan kumulatif produksi minyak yang diperoleh. Sehingga untuk lapangan XY diperlukan studi lanjut untuk memproduksikan gas agar dapat mengoptimalkan gas yang ada. Karena potensi gas pada lapangan XY ini besar dengan GIIP 11.244 BSCF dan mampu memproduksikan gas pada laju alir stabil 2 mmscfd selama 102 bulan atau 8.5 tahun hanya dengan menambahkan 1 sumur infill.