BAB V KARAKTERISASI DAN APLIKASI

BAB V KARAKTERISASI DAN APLIKASI V. Kurva Fractional flow History matching dilakukan terhadap data produksi aktual dibandingkan dengan data produksi hasil perhitungan. History matching ini menggunakan persamaan fractional flow (4.) untuk produksi aktual dan persamaan fractional flow (4.7) untuk produksi hasil perhitungan. fw = q q w t = qw q + q w o fw = µ w + µ o kr kr o w Kurva fractional flow hasil perhitungan dapat dilihat pada gambar V.. dan tabel variabel-variabel hasil iterasi pada tabel V.. Validasi dilakukan pada kurva fractional flow seperti terlihat pada gambar V.3 dan V.4 yang otomatis menunjukkan profil data produksi. Validasi terhadap reliabilitas model juga dilakukan dengan hanya menggunakan data produksi sampai bulan Juni 2006 untuk history matching, sedangkan dari bulan Juli 2006 sampai April 2007 akan digunakan untuk validasi reliabilitas model. Selengkapnya dapat dilihat pada lampiran. Setelah history matching dianggap sesuai, maka kurva fractional flow hasil perhitungan dapat digunakan untuk proses selanjutnya dalam menentukan variabel-variabel pembentuk kurva permeabilitas relatif. 27

Kurva Fractional Flow.00 0.90 0.80 0.70 Fractional flow 0.60 0.50 0.40 BEKA0009-0 BEKA004-0 BEKA009-0 BEKA0025-0 BEKA0008-0 BEKA006-0 BEKA0022-0 BEKA0029-0 0.30 BEKA0030-0 BEKA003-0 0.20 BEKA0034-0 BEKA0036-0 BEKA0035-0 BEKA0038-0 0.0 BEKA0040-0 BEKA004-0 - 0 0. 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Saturasi air Gambar V.. Fractional flow hasil perhitungan. Tabel V.. Variabel hasil iterasi. Sumur Swirr Oil Water Kemiringan Sor Kro(Swir) Krw(Sor) Iterasi exponent exponent Krw/Kro #08 0.233 0.494 0.358 0.259.977.24 4.965 #09 0.45 0.266 0.330 0.37.872.458 23.445 #4 0.42 0.262 0.408 0.290.78.344 20.996 #6 0.340 0.439 0.324 0.36.708.499 33.493 #9 0.282 0.489 0.398 0.293.802.252 28.34 #22 0.249 0.250 0.366 0.274.806.430 3.928 #25 0.368 0.29 0.402 0.275.954.387 20.996 #29 0.37 0.434 0.353 0.275.773.3 33.493 #30 0.334 0.450 0.385 0.296.949.270 3.260 #3 0.376 0.48 0.38 0.294.845.250 3.97 #34 0.336 0.379 0.354 0.262.979.583 26.542 #35 0.234 0.473 0.38 0.297.959.24 23.06 #36 0.34 0.443 0.328 0.80.963.445 34.30 #38 0.205 0.499 0.379 0.272.95.208 22.689 #40 0.493 0.428 0.396 0.282.943.383 93.780 #4 0.327 0.273 0.364 0.272.84.345 6.948 28

V.2 Kurva Permeabilitas Relatif Kemampuan reservoir untuk menyimpan fluida di dalamnya disebut dengan porositas, dan kemampuan reservoir untuk mengalirkan fluida tersebut disebut dengan permeabilitas. Kedua parameter tersebut merupakan dua parameter yang sangat mempengaruhi kualitas suatu reservoir. Semakin bagus suatu kualitas reservoir akan ditunjukkan oleh semakin besarnya nilai porositas dan permeabilitasnya. Hal-hal yang mempengaruhi besaran parameter tersebut meliputi ukuran butir, tekstur dan lingkungan pengendapan, analisis dari semua data reservoir tersebut baik secara kualitatif ataupun kuantitatif merupakan suatu proses dalam karakterisasi suatu reservoir Permeabilitas relatif merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif suatu fluida terhadap permeabilitas absolut batuan yang dilewatinya. Permeabilitas relatif merupakan suatu konsep yang sulit, karena merupakan fungsi dari properti batuan dan properti fluida. Permeabilitas relatif ini akan tergantung dari karakter permukaan batuan, geometri pori-porinya, dan keberadaan jumlah fase fluida yang bergerak pada ruang pori pada saat yang bersamaan. Gambar kurva di bawah ini memperlihatkan kurva permeablitas relatif dari masing-masing sumur horisontal, tidak satupun memperlihatkan kesamaan antara satu dan yang lain, sehingga dengan hanya melihat kurva permeabilitas relatif saja, regionisasi reservoir akan sulit dilakukan. Untuk mempermudah analisis region dilakukan perbandingan antara permeabilitas relatif air terhadap minyak yang akan dibahas pada sub-bab selanjutnya. 29

Kurva Permeabilitas Relatif 0.60 0.50 Kro-08 Krw -08 Kro-09 Krw -09 Kro-4 Krw -4 Kro-6 Krw -6 Kro-9 Krw -9 Kro-22 Krw -22 Kro-25 Krw -25 Kro-29 Krw -29 Kro-30 Krw -30 Kro-3 Krw -3 Kro-34 Krw -34 Kro-35 Krw -35 Kro-36 Krw -36 Kro-38 Krw -38 Kro-40 Krw -40 Kro-4 Krw -4 Permeabilitas Relatif 0.40 0.30 0.20 0.0-0 0. 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Saturasi Air Gambar V.2. Kurva permeabilitas relatif sumur 3 4. V.4 Regionisasi Karakterisasi lapisan pasir 950 dengan menggunakan permeabilitas relatif bertujuan untuk mengetahui region yang memiliki karakter aliran fluida yang sama, pemetaan akan dilakukan dengan menggunakan perbandingan antara kurva permeabilitas relatif minyak terhadap kurva permeabilitas relatif air. Regionisasi di lapisan pasir 950 ini menggunakan perbandingan antara permeabilitas relatif, karena hubungan ini secara kuantitatif lebih mudah digunakan untuk menganalisis kelakuan aliran fluida daripada menggunakan nilai permeabilitas relatif secara individu. Perbandingan ini memperlihatkan kemampuan reservoir dalam mengalirkan satu fase fluida yang berhubungan dengan kemampuannya dalam mengalirkan fase fluida yang lain dalam suatu 30

sistem aliran. Perbandingan antara permeabilitas relatif tersebut nilainya dapat bervariasi, dari nol sampai tak terhingga, sehingga kurva perbandingan permeabilitas relatif ini diplot dengan menggunakan skala semilog antara log Kro/Krw sebagai fungsi dari saturasi air (Ahmed, 200). Gambar di bawah ini memperlihatkan kurva-kurva perbandingan permeabilitas relatif untuk masing-masing sumur, terlihat ada beberapa kurva yang memiliki kemiringan yang sama. Kemiringan kurva permeabilitas ini merupakan pencerminan dari karakter aliran fluida sumur tersebut, sehingga regionisasi di lapisan pasir 950 ini dapat dibentuk dengan menggunakan kemiringan kurvanya. Kurva Perbandingan Permeabilitas Relatif Krw / Kro 000000.00 08 00000.00 09 4 0000.00 6 9 000.00 22 00.00 25 29 0.00 30 3.00 34 35 0.0 36 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 38.0 0.0 40 4 0.00 0.00 0.00 Saturasi Air (Sw) Gambar V.3. Kurva perbandingan permeabilitas relatif. 3

Kemiringan kurva yang dimaksud di atas adalah kemiringan di bagian tengah kurva yang membentuk garis linier, dan kemiringannya dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan logaritma: Krw = bsw a e.... (5.) Kro Keterangan rumus: Krw Kro a b = Perbandingan kurva permeabilitas relatif air dan minyak = Titik potong kurva dengan sumbu X = Kemiringan kurva Dengan menggunakan interpolasi dua titik, kemiringan kurva dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut ini: b Krw Krw Ln Ln Kro Kro Sw Sw 2 =.... (5.2) 2 Hasil perhitungan kemiringan kurva tersebut dapat dilihat pada tabel V.2. di bawah ini. Kemudian data kemiringan dipopulasikan dengan menggunakan perangkat lunak DSS untuk memetakan besaran kemiringan tersebut dalam bentuk kontur. Region-region yang dibentuk dengan teknik interpolasi dapat dilihat pada gambar V.4. di bawah ini. Lapisan pasir 950 di lapangan Bekasap ini merupakan endapan fluvial yang dipengaruhi oleh pasang surut laut yang kuat, kualitas reservoir yang rendah dicirikan dengan semakin besarnya kemiringan kurva perbandingan Krw/Kro di daerah tersebut. 32

Tabel V.2. Kemiringan dan titik potong perbandingan Krw/Kro. Sumur Krw/Kro Krw/Kro 2 Sw Sw 2 Kemiringan Titik Potong (b) (a) 08 5 0.3 0.624 0.436 4.96 4.40E-04 09 5 0.3 0.664 0.544 23.45 8.67E-07 4 5 0.3 0.656 0.522 2.00 5.22E-06 6 5 0.3 0.58 0.434 33.49.46E-07 9 5 0.3 0.448 0.348 28.3.68E-05 22 5 0.3 0.62 0.4 3.93 9.93E-04 25 5 0.3 0.6 0.476 2.00.37E-05 29 5 0.3 0.52 0.428 33.49.78E-07 30 5 0.3 0.484 0.394 3.26.34E-06 3 5 0.3 0.522 0.434 3.97 2.83E-07 34 5 0.3 0.538 0.432 26.54 3.4E-06 35 5 0.3 0.436 0.34 23.06 2.5E-04 36 5 0.3 0.5 0.48 34.3.77E-07 38 5 0.3 0.42 0.288 22.69 4.36E-04 40 5 0.3 0.64 0.448 6.95.5E-04 4 5 0.3 0.44 0.288 22.33 4.83E-04 Skala : 3400 2.5 20.0 27.5 35.0 U Gambar V.4. Regionisasi lapisan pasir 950. 33

V.3 Korelasi Sumur Untuk memvalidasi region yang terbentuk, dibuat korelasi sumur untuk mengetahui kualitas reservoir berdasarkan log Gamma Ray, densitas dan resisitivitas. Arah korelasi dibuat dari arah tenggara barat laut dan dari arah barat daya timur laut BL2 TL2 BL TL BD2 TG2 BD TG U Gambar V.5. Peta korelasi sumur. Timur Laut Barat Daya Gambar V.6. Korelasi sumur berarah timur laut barat daya. 34

TimurLaut2 BaratDaya2 Gambar V.7. Korelasi sumur berarah timur laut 2 barat daya 2. Barat Laut Tenggara Gambar V.8. Korelasi sumur berarah barat laut tenggara. Barat Laut 2 Tenggara 2 Gambar V.9. Korelasi sumur berarah barat laut 2 tenggara 2. 35

Dilihat dari korelasi sumur di atas, secara kualitatif terlihat kualitas reservoir dari arah tenggara ke barat laut semakin menurun, sementara perubahan kualitas ini tidak terlalu terlihat jika dilihat dari arah barat daya ke timur laut. V.4 Normalisasi Permeabilitas Relatif Setelah mengetahui regionisasi, maka diperlukan suatu normalisasi kurva permeabilitas relatif yang dapat merepresentasikan region tersebut, sebelum menggunakannya dalam memprediksi produksi atau untuk simulasi, karena kurva permeabilitas relatif yang ada dalam satu region tersebut bermacam-macam tergantung dari nilai end point (Swir, Sor, Kro(Swir), Krw(Sor). Adapun langkah-langkah dalam melakukan normalisasi permeabilitas relatif tersebut adalah sebagai berikut: Normalisasi saturasi air (Sw*) dengan menggunakan persamaan: Sw Swir Sw * =.... (5.3) Swir Sor Normalisasi permeabilitas relatif (Kro* dan Krw) dengan menggunakan persamaan: Kro Kro * =.... (5.4) Kro( Swir) Krw Krw * =.... (5.5) Krw( Sor) Plot nilai-nilai hasil normalisasi antara Sw* vs Kro* dan Krw* untuk tiap sumur pada tiap region Hitung rata-rata permeabilitas relatif pada tiap titik Sw* dengan menggunakan persamaan: 36

n [ h Kro *] i i= Kro( avg) =.... (5.6) n h i= i n [ h Krw *] i i= Krw( avg) =.... (5.7) n h i= i Hasil normalisasi akan membentuk satu kurva dengan profil yang mencerminkan karakter aliran pada region tersebut, adapun hasil normalisasi kurva permeabilitas relatif pada lapisan pasir 950 dapat dilihat pada gambar V.0 V.2 di bawah ini. Kro dan Krw.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0. 0.0 Normalisasi Region 0 0.2 0.4 0.6 0.8 Saturasi air Kro*_08 Krw*_08 Kro*_22 Krw*_22 Kro*_40 Krw*_40 Kro_Reg Krw_Reg Gambar V.0. Normalisasi permeabilitas relatif region. 37

Kro dan Krw.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0. Normalisasi Region 2 0.0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 Saturasi air Kro*_09 Krw*_09 Kro*_4 Krw*_4 Kro*_25 Krw*_25 Kro*_34 Krw*_34 Kro*_35 Krw*_35 Kro*_38 Krw*_38 Kro*_4 Krw*_4 Kro*_Reg2 Krw*_Reg2 Gambar V.. Normalisasi permeabilitas relatif region 2. Kro dan Krw.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0. 0.0 Normalisasi Region 3 0 0.2 0.4 0.6 0.8 Saturasi air Kro*_6 Krw*_6 Kro*_9 Krw*_9 Kro*_29 Krw*_29 Kro*_30 Krw*_30 Kro*_3 Krw*_3 Kro*_36 Krw*_36 Kro_Reg3 Krw*_Reg3 Gambar V.2. Normalisasi permeabilitas relatif region 3. 38

V.5 Aplikasi Hasil interpretasi menunjukkan bahwa lapisan pasir 950 di lapangan Bekasap terbagi menjadi tiga region. Normalisasi kurva permeabilitas relatif dilakukan pada tiap-tiap region untuk menghasilkan satu kurva permeabilitas relatif yang dapat merepresentasikan kelakuan fluida pada region tersebut. Keterbatasan analisis khusus pada batuan inti untuk mengetahui kurva permeabilitas relatif dapat diminimumkan dengan menggunakan teknik ini. Permeabilitas relatif merupakan data kritis yang harus dimiliki dalam proses simulasi suatu reservoir. Adakalanya data permeabilitas relatif satu reservoir digunakan untuk mensimulasi reservoir lain dengan alasan keterbatasan jumlah batuan inti. Dengan menggunakan teknik ini, maka setiap reservoir dapat memiliki masing-masing permeabilitas relatif, bahkan resolusi setiap reservoir dapat diperkecil lagi dengan membuat regionisasi sehingga proses menyetarakan sejarah produksi pada proses simulasi akan lebih mudah. Selain untuk simulasi, kurva fractional flow yang merupakan bagian dari konsep permeabilitas relatif dapat digunakan untuk memprediksi produksi, dengan memperkirakan besarnya fluida yang akan diproduksi maka laju alir minyak dan air dapat diprediksi secara detail. 39