PENGGUNAAN SIMULASI RESERVOIR UNTUK MENGOPTIMALKAN FAKTOR PEROLEHAN MINYAK PADA FORMASI LOWER SIHAPAS, LAPANGAN X

(1)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 1

PENGGUNAAN SIMULASI RESERVOIR UNTUK MENGOPTIMALKAN FAKTOR

PEROLEHAN MINYAK PADA FORMASI LOWER SIHAPAS, LAPANGAN X

Oleh:

Jupiter Midian Nababan*

Dr. Ir. Taufan Marhaendrajana**

SARI

Dalam rencana pengembangan lapangan, diperlukan suatu studi komprehensif untuk mengetahui kinerja reservoir dalam mengalirkan fluida hidrokarbon dari reservoir sampai ke permukaan. Oleh karena itu, diperlukan suatu simulator untuk mensimulasikan kinerja reservoir secara dinamis, dengan biaya yang lebih murah, guna mengoptimisasi faktor perolehan minyak pada formasi Lower Sihapas, lapangan X – cluster AC.

Lapangan X merupakan lapangan minyak marginal dengan laju produksi minyak harian yang mengalami penurunan. Oleh sebab itu, perlu dilakukan usaha peningkatan perolehan minyak dengan berbagai skenario yang diajukan, a.l. infill drilling, injeksi air, dan injeksi polimer. Dari ketiga skenario yang diajukan, akan dipilih skenario terbaik yang dapat diimplementasikan pada lapangan X – cluster AC di formasi Lower Sihapas.

Kata kunci: Simulasi Reservoir, Infill Drilling, Injeksi Air, Injeksi Polimer, Incremental Recovery

ABSTRACT

In Plan of Development (POD), a comprehensive study is needed to know the reservoir performance in making hydrocarbon fluid flow from reservoir to surface. Therefore, a simulator should be needed to simulate the reservoir performance dynamically, with the lower cost, in optimizing oil recovery factor at Lower Sihapas Formation, X Field – AC Cluster.

X Field is an oil marginal field with decreasing oil rate production. Therefore, it needs an improving oil recovery method with some scenarios, i.e. infill drilling, water injection, and polymer injection. From all these scenarios, it would be chosen the best scenario that could be applied at X Field – AC Cluster, Lower Sihapas Formation.

Keywords: Reservoir Simulation, Infill Drilling, Water Injection, Polymer Injection, Incremental Recovery

*) Mahasiswa Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung **) Dosen Pembimbing Tugas Akhir – Institut Teknologi Bandung

I. PENDAHULUAN

Simulasi reservoir merupakan suatu alat prediksi yang dapat memperkirakan kinerja reservoir, termasuk memperkirakan faktor perolehan minyak dalam pengaplikasian beberapa skenario pengembangan lapangan. Dalam hal ini, akan dilakukan simulasi reservoir untuk mengoptimumkan faktor perolehan minyak pada formasi Lower Sihapas, lapangan X, cluster AC. Lapangan X (Gambar 1) adalah lapangan minyak (onshore) yang ditemukan pada tahun 1986 melalui sumur eksplorasi MSBG – 01. Total sumur yang telah dibor pada cluster AC sampai Desember 2009 berjumlah 31 sumur (25 sumur produksi dan 6 sumur abandon), dengan produksi kumulatif minyak untuk cluster AC adalah 44,2 juta STB. Original Oil in

Place (OOIP) untuk cluster ini adalah 120 juta STB, yang berarti bahwa faktor perolehan minyak sampai Desember 2009 sebesar 36,83%.

Dengan banyaknya cadangan yang masih tersisa (63.17% atau 75,8 juta STB), segala upaya dibutuhkan untuk meningkatkan faktor perolehan minyak dengan menggunakan simulasi reservoir, yang biayanya rendah dan efektif dalam melakukan skenario pengembangan cluster AC. Beberapa parameter yang perlu diperhatikan dalam skenario pengembangan ini adalah distribusi Hydrocarbon Pore Volume (HCPV), porositas, permeabilitas, tekanan, well spacing, fault, laju alir injeksi air, konsentrasi polimer, dan lain – lain. Setelah semua skenario disimulasikan pada simulator, ditentukan skenario terbaik berdasarkan faktor

(2)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 2 perolehan minyak terbesar, yang dapat diaplikasikan

pada cluster AC.

II. MODEL RESERVOIR

Software simulasi yang digunakan adalah software komersial ECLIPSE, dengan tipe simulator Black Oil (E100) dan tipe grid yang digunakan adalah Cartesian dengan tipe geometri Corner Point. Model reservoir ini memiliki 118*78*95 cells (874.380 cells) dengan 83.510 active cells.

Cluster AC memiliki 4 area produksi (East, Central East, Central West, and West; ditunjukkan pada Gambar 2) dan 6 zona minyak (G-10xx, G-20xx, G-203x, G-30xx, G-40xx, and G-50xx). Pembagian 4 area produksi berdasarkan posisi fault, yang memisahkan masing – masing area (vertical seal fault).

Properti reservoir dan properti fluida ditunjukkan pada Tabel 1 dan Tabel 2. Properti pressure – volume – temperature (PVT) minyak ditunjukkan pada Gambar 3 – 5. Terdapat 3 fasies batuan reservoir berdasarkan volume clay yang terkandung, yaitu fasies 1 (21% < Vcl < 32%), fasies 2 (10% < Vcl < 21%), dan fasies 3

(Vcl < 10%). Kurva relative permeability masing –

masing fasies ditunjukkan pada Gambar 6 – 8. Tabel 1 – Properti Reservoir

Parameter Value

Kedalaman, ft 4504 - 5052

Net Thickness (rata-rata), ft 141.64 Porositas (rata-rata), fraction 0.24 Permeabilitas (rata-rata), mD 809

Initial Pressure, psi 1934

Nowadays Pressure, psi 1617 Tekanan Bubble Point, psi 406

Temperatur, oF 273

Tabel 2 – Properti Fluida

Parameter Value

Densitas Minyak, kg/m3 810.88

Oil Gravity, oAPI 43

Viskositas Minyak, cp 0.64 Gas Gravity 0.81 Densitas Gas, kg/m3 0.9908 Densitas Air, kg/m3 986 Water FVF, RB/STB 1.0 Viskositas Air, cp 0.21

Pada Tabel 2, dapat dilihat bahwa oil gravity 43

o

API dan temperature reservoir - nya pada Tabel 1 sebesar 273 oF. Hal ini mengindikasikan jenis fluida reservoir - nya adalah volatile oil.

III. VALIDASI MODEL RESERVOIR

Model reservoir harus selalu di – update untuk rencana pengembangan lapangan yang selanjutnya. Hal ini perlu dalam membuat suatu prediksi kinerja reservoir (forecasting), sehingga dapat diketahui faktor perolehan minyak yang dapat diambil. Proses ini disebut history matching. Gambar 9 – 11 menunjukkan

history matching untuk laju produksi minyak, laju produksi air, dan field pressure.

IV. SKENARIO PENGEMBANGAN

Skenario pengembangan yang diajukan adalah infill drilling, infill + injeksi air, dan infill + injeksi polimer (metoda Enhanced Oil Recovery – EOR). Semua skenario dimulai pada 1 Januari 2012 dan performa reservoir diamati sampai 1 Januari 2021 (akhir kontrak lapangan – PSC).

4.1 Base Case

Base case merupakan kondisi operasi terkini tanpa adanya metoda – metoda Improving Oil Recovery (IOR). Gambar 12 menunjukkan laju produksi minyak dan laju produksi kumulatif minyak pada kondisi base case (sampai akhir kontrak, 1 Januari 2021), dengan laju produksi kumulatif minyak sebesar 48,5785 juta STB (faktor perolehan minyak 40,48%).

Nilai ini sesuai pada suatu water drive reservoir dengan ultimate recovery factor sebesar 35% - 75%, yang artinya water drive mechanism pada reservoir ini cukup baik dalam memelihara tekanan reservoir dan mendorong minyak menuju sumur produksi. Gambar 13 menunjukkan distribusi HCPV yang menjadi dasar pelaksanaan skenario yang akan dilakukan.

4.2 Infill Drilling

Pada skenario ini, dilakukan pengeboran sumur infill pada area yang HCPV – nya tinggi, yaitu sebanyak 3 sumur infill (Gambar 14). Penetapan lokasi sumur infill perlu diperhatikan terhadap posisi fault (vertical seal fault) yang akan berdampak negatif pada skenario selanjutnya, infill + injeksi air atau infill + injeksi polimer. Dampak negatifnya adalah tidak terjadinya koneksi aliran antara sumur injeksi dan sumur produksi karena dipisahkan oleh lapisan yang impermeable.

Tiga sumur infill yang dibor terletak pada west area, central west area, dan east area (1 sumur infill pada masing – masing area), dengan produksi kumulatif minyak sampai akhir kontrak (1 Januari 2021) adalah 49,7403 juta STB atau oil gain dari base case sebesar 1,1618 juta STB. Gambar 15 menunjukkan laju produksi minyak pada skenario infill drilling.

4.3 Infill + Injeksi Air

Pada skenario ini, dilakukan injeksi air berpola 5 titik (five – spot pattern) dan injeksi five – spot inverted pada area sumur infill sebelumnya (skenario sebelumnya).

4.3.1 Injeksi Five - Spot

Injeksi five – spot merupakan injeksi air berpola 5 titik, terdiri dari 1 sumur produksi dan 4 sumur injeksi di sekitarnya (Gambar 16), dengan luas pattern sebesar 42,198 acre/pattern. Dalam hal ini, dilakukan analisa baik secara analytical maupun secara numerik.

(3)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 3 Secara analytical, dengan menggunakan

Macro-Excel for Waterflooding, oleh Divisi EOR Kondur Petroleum S.A., didapatkan bahwa injeksi air pada seluruh area produksi menghasilkan 44 pattern dengan luas per pattern adalah 42,918 acre/pattern dan menghasilkan oil gain sebesar 3,1 juta STB, mulai dari awal injeksi (1 Jan, 2012) sampai keadaan residual oil saturation – nya (terlampir).

Analisa dengan cara numerik yaitu dengan menggunakan simulasi. Parameter yang di – sensitivity dalam simulasi ini adalah laju injeksi air (qw)inj.yang

mempengaruhi produksi kumulatif minyak (Tabel 3).

Gambar 16 – Injeksi Five – Spot

Tabel 3 – Sensitivitas Laju Injeksi Air (qw)inj./sumur injeksi

(STB/D)

Produksi Kumulatif Minyak ( * 106 STB)

1000 49,5759

500 49,7008

250 49,7504

50 49,7936

Base Case = 48,5785 juta STB

Dari hasil simulasi di atas, didapatkan bahwa produksi kumulatif minyak terbesar dihasilkan oleh (qw)inj./sumur injeksi = 50 STB/D. Laju injeksi ini

sangat tidak realistik, jika diaplikasikan di lapangan. Artinya, water drive mechanism pada reservoir ini sudah cukup baik untuk mendorong minyak ke sumur produksi dan hanya membutuhkan sedikit dorongan atau tambahan injeksi, (qw)inj./sumur injeksi = 50

STB/D, agar pendesakan minyak sempurna. Sebaliknya, jika laju injeksi air diperbesar, maka air akan chanelling, melewati minyak dalam reservoir. Akibatnya, produksi kumulatif minyak menurun dan produksi kumulatif air bertambah. Gambar 17 – 19 menunjukkan area injeksi untuk infill + injeksi air. Dari Tabel 3, didapatkan bahwa oil gain ((qw)inj./sumur

injeksi = 50 STB/D) dari base case sebesar 1,2151 juta STB. Gambar 20 menunjukkan laju produksi minyak untuk injeksi air five – spot.

4.3.2 Injeksi Five – Spot Inverted

Pada injeksi ini, status sumur produksi pada injeksi five – spot diubah menjadi sumur injeksi sehingga terdapat 1 sumur injeksi dan 4 sumur produksi (Gambar 21). Untuk harga laju injeksi air, diambil 4 * (qw)inj. terbaik pada injeksi five – spot,

sehingga laju injeksi air yang di – set pada injeksi five – spot inverted = 4 * 50 = 200 STB/D/sumur injeksi. Harga ini kemudian disimulasikan pada simulator, dan didapatkan hasil produksi minyak kumulatif sebesar 50,6799 juta STB atau oil gain dari base case sebesar 2,1014 juta STB. Gambar 22 menunjukkan laju produksi minyak untuk skenario ini.

Gambar 21 – Injeksi Five – Spot Inverted

4.4 Infill + Injeksi Polimer

Pada skenario ini, dilakukan injeksi polimer berpola 5 titik (five – spot pattern) dan injeksi five – spot inverted pada area sumur infill sebelumnya (skenario sebelumnya).

4.4.1 Injeksi Five – Spot

Sama halnya dengan injeksi air five – spot, injeksi polimer five spot juga dilakukan analisa secara analytical maupun numerik. Secara analytical (terlampir), didapatkan bahwa oil gain sebesar 15.7 juta STB. Baik untuk analytical injeksi air maupun polimer five spot, keduanya tidak dapat dijadikan sebagai rujukan penambahan minyak, karena metoda analytical ini tidak dapat merepresentasikan kondisi dan geometri reservoir yang sesungguhnya. Contohnya, adanya fault pada reservoir.

Untuk analisa numerik, dilakukan sensitivitas terhadap konsentrasi polimer (Cp) dari 250 gr/m3 –

1000 gr/m3 dan laju injeksi air (qw)inj/sumur injeksidari

250 STB/D – 1000 STB/D, yang diperlukan untuk mendorong polimer di depan. Gambar 23 - 26 menunjukkan sensitivitas terhadap Cp dan (qw)inj.

dengan lama waktu injeksi 6 bulan. Dari hasil sensitivitas Cp dan (qw)inj. di atas, didapatkan bahwa

produksi minyak kumulatif terbesar adalah 49,7513 juta STB dengan penggunaan Cp = 1000 gr/m3 dan

(qw)inj./sumur injeksi = 500 STB/D. Oil gain yang

diperoleh sebanyak 1.1728 juta STB.

Jika dibandingkan dengan injeksi air five – spot, nilai incremental recovery untuk injeksi polimer five – spot lebih kecil. Hal ini dikarenakan, injeksi air five –

(4)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 4 spot dilakukan sampai akhir kontrak (1 Januari 2021),

sedangkan injeksi polimer five – spot dilakukan selama 6 bulan dari 1 Januari 2012 (berakhir 1 Juli 2012). Tabel 4 menunjukkan produksi minyak kumulatif untuk injeksi polimer five – spot selama beberapa bulan dengan Cp = 1000 gr/m3 dan (qw)inj./sumur injeksi

= 500 STB/D.

Tabel 4 – Produksi Minyak Kumulatif Untuk Injeksi Polimer Selama Beberapa Bulan Lama Waktu Injeksi

(bulan)

Produksi Kumulatif Minyak ( * 106 STB)

6 49,7513

12 49,8899

24 52,4223

Dari Tabel 4 di atas, didapatkan bahwa semakin lama waktu injeksi, maka semakin besar produksi kumulatif minyak. Hal ini sesuai dengan fungsi polimer yang menaikkan efisiensi pengurasan secara luas (makroskopis). Semakin lama waktu injeksi polimer, maka areal sweep efficiency – nya semakin besar sehingga oil gain yang diperoleh semakin banyak. Gambar 27 menunjukkan laju produksi minyak untuk injeksi polimer five – spot.

4.4.2 Injeksi Five – Spot Inverted

Pada injeksi ini, konsetrasi polimer yang digunakan adalah 4 * Cp terbaik pada injeksi polimer

five – spot dan laju injeksi air adalah 4 * (qw)inj. terbaik

pada injeksi polimer five – spot. Jadi, Cp yang

digunakan = 4 * 1000 = 4000 gr/m3 dengan laju injeksi = 4 * 500 = 2000 STB/D. Dari hasil simulasi, didapatkan bahwa produksi kumulatif minyak sebesar 50,5597 juta STB untuk lama waktu injeksi 6 bulan. Oil gain yang diperoleh sebesar 1,9812 juta STB. Gambar 28 menunjukkan laju produksi minyak untuk injeksi polimer five – spot inverted.

V. REKAPITULASI

Semua hasil skenario direkapitulasi pada Tabel 5. Table 5 – Rekapitulasi Perolehan Minyak

Skenario RF (%) ΔRF (%) Oil Gain ( * 106 STB) 1 40,48 - - 2 41.45 0.97 1,1618 3.1 41.49 1.01 1,2151 3.2 42.23 1.75 2,1014 4.1 41.46 0.98 1,1728 4.2 42.13 1.65 1,9812 4.3 43.68 3.2 3.8438 Keterangan: 1 : Base Case 2 : Infill Drilling

3.1 : Injeksi Air Five – Spot

3.2 : Injeksi Air Five – Spot Inverted

4.1 : Injeksi Polimer Five – Spot 4.2 : Injeksi Polimer Five – Spot Inverted 4.3 : Injeksi Polimer Five – Spot (24 bulan)

Untuk injeksi polimer (4.1, dan 4.2), lama waktu injeksi dilakukan selama 6 bulan. Jika waktu injeksi diperpanjang, skenario 4.3, maka oil gain yang terperoleh akan lebih banyak, namun akan semakin banyak pula jumlah polimer yang dibutuhkan. Untuk semua skenario yang telah dilakukan, skenario 2 (infill drilling) merupakan skenario terbaik karena hanya membutuhkan 3 sumur produksi baru dengan oil gain sebesar 1,1618 juta STB. Sementara, untuk skenario lainnya, perubahan oil gain tidak terlalu besar dibandingkan infill drilling, dan membutuhkan banyak sumur injeksi serta chemical (untuk injeksi polimer) yang harganya mahal.

VI. KESIMPULAN

1. Jenis fluida reservoir pada cluster AC, lapangan X adalah Volatile Oil (43 oAPI).

2. Jenis batuan reservoir pada cluster AC adalah sandstone dengan porositas rata – rata 24% and permeabilitas rata – rata 809 mD.

3. Skenario terbaik yang dapat diaplikasikan pada cluster AC adalah skenario infill drilling.

4. Cluster AC pada formasi Lower Sihapas memiliki water drive mechanism yang cukup baik dan memerlukan tertiary recovery method yang lebih intensif untuk mengoptimumkan faktor perolehan minyak pada cluster AC.

VII. REKOMENDASI

1. Dibutuhkan beberapa metoda EOR yang lebih intensif, untuk mengoptimumkan faktor perolehan minyak pada cluster AC.

2. Dibutuhkan analisis ekonomi dalam menghitung keekonomisan skenario yang diajukan.

3. Untuk water rate matching, profile yang ditunjukkan tidak match. Hal ini harus diperhatikan, sehingga dapat diprediksikan produksi air di permukaan dan water treatment facilities yang dibutuhkan.

SIMBOL

OOIP = Original Oil In Place STB = Stock Tank Barrel kro = Oil Relative Permeability

krw = Water Relative Permeability

Sw = Water Saturation

Bo = Oil Formation Volume Factor

Rs = Solution Gas Oil Ratio

µo = Oil Viscosity VIII. REFERENSI

1. Siregar, Septoratno. Diktat Kuliah Teknik Peningkatan Perolehan Minyak (Enhanced Oil Recovery). Institut Teknologi Bandung. 2002.

(5)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 5 2. Gomaa, Ezzat. Concepts and Mechanism of

Enhanced Oil Recovery. Kondur Petroleum S. A. 2008.

3. Craft, B. C. and Hawkins, M. F. Applied Petroleum Reservoir Engineering. Prentice Hall Inc. N. J. 1959.

4. McCain, William D. The Properties of Petroleum Fluids. PennWell Publishing Company. 1990.

(6)

LAMPIRAN

Gambar 1 – Peta Lokasi Lapangan X

Gambar 2 – Area Produksi Cluster AC

Gambar 3 – Oil FVF

Gambar 4 – Solution Gas Oil Ratio

Gambar 5 – Viskositas Minyak

Gambar 6 – Permeabilitas Relatif Fasies 1

Gambar 7 – Permeabilitas Relatif Fasies 2 1.08 1.1 1.12 1.14 1.16 1.18 0 2000 4000 6000 B o (R B /S TB ) Pressure (psia) 0 50 100 150 0 2000 4000 6000 R s (sc f/ST B ) Pressure (psia) 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 2000 4000 6000 µ o (c p ) Pressure (psia)

(7)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 7 Gambar 8 – Permeabilitas Relatif Fasies 3

Gambar 9 – Oil Rate Matching

Gambar 10 – Water Rate Matching

Gambar 11 – Field Pressure Matching

Gambar 12 – Laju Produksi Minyak (Base Case)

(8)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 8 Gambar 14 – Infill Drilling 3 - D

Gambar 15 – Laju Produksi Minyak (Infill Drilling)

Gambar 17 – Injeksi Air Five – Spot (East Area)

Gambar 18 – Injeksi Air Five – Spot (Central West Area)

Gambar 19 – Injeksi Air Five – Spot (West Area)

Gambar 20 – Laju Produksi Minyak (Injeksi Air Five – Spot)

(9)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 9 Gambar 22 – Laju Produksi Minyak

(Injeksi Air Five - Spot Inverted)

Gambar 23 – Sensitivitas Injeksi Polimer (Cp = 250 gr/m3)

Gambar 27 – Laju Produksi Minyak (Injeksi Polymer Five – Spot)

49.58 49.6 49.62 49.64 49.66 49.68 49.7 0 200 400 600 800 1000 1200 P rod uk si K um ul at if M iny ak , * 1 0 6ST B

(qw)inj./sumur injeksi, STB/D

Cp = 250 gr/m

3 49.68 49.685 49.69 49.695 49.7 49.705 49.71 49.715 49.72 49.725 0 200 400 600 800 1000 1200 P rod uk si K um ul at if M iny ak , * 1 0 6ST B

Cp = 600 gr/m

3 49.695 49.7 49.705 49.71 49.715 49.72 49.725 49.73 49.735 49.74 0 200 400 600 800 1000 1200 P rod uk si K um ul at if M iny ak , * 1 0 6ST B

Cp = 800 gr/m

3 49.705 49.71 49.715 49.72 49.725 49.73 49.735 49.74 49.745 49.75 49.755 0 200 400 600 800 1000 1200 P rod uk si K um ul at if M iny ak , * 1 0 6ST B

(10)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 10 Gambar 28 – Laju Produksi Minyak

(Injeksi Polimer Five – Spot Inverted)

Tabel 6 – Sumur Base Case Sumur Produksi pada cluster AC

(MSAC – NN) 02 13 21 30 05 14 22 31 06 15 23 32 08 16 24 33 09 17 27 11 18 28 12 19 29

Table 7 – Sumur Infill dan Sumur Injeksi

Sumur Infill Sumur Injeksi

WELL-01 INJ-1 INJ-2 INJ-3 INJ-4

WELL-03 INJ-9 INJ-10 INJ-11 INJ-12

(11)

Injeksi Air (Analytical Initialization)

General Data

Pattern area 42.91886364 acre/pattern

Reservoir thickness (Net thickness) 141.6417 ft

NTG 0.896016667

Porosity 0.2366

Permeability 809 mD

Reservoir oil density 817.44 kg/m3

Reservoir water density 986 kg/m3

Superficial velocity 0.2 m/day

g 9.8 m/s2

Initial water saturation 0.2582

Polymer concentration 0 g/m3

Surfactant concentration 0% by volume

Polymer adsorption 0 g/kg of rock

Surfactant retention 0 kg/m3 of rock solid

Surfactant density 0 kg/m3

Rock solid density 2650 kg/m3

Capilary number 0.01

Original oil FVF 1.154 RB/STB

Current oil FVF 1.154 RB/STB

Np until Jan - 2012 45.30 MMSTB

OIP at flood start 74.70 MMSTB

Initial oil saturation 0.7418

Oil saturation at flood start (average) 0.39

Residual saturation 0.29

Mobile oil saturation 0.10

Water Flooding Water Flooding

Fractional flow of water 0.98 Distance between

injector - producer (mtr) 295

Water saturation behind front 0.72 Gravity number 0.370

Oil saturation behind front 0.28 Ngh/L 0.0542

Displacement efficiency 0.273 VDP 0.42

Mobility total behind front 0.651 X -0.01

Mobility @ intial 0.104 WOR 49.0

Water flood mobility ratio 6.27 Y 413.31

M0 1.39 Vertical sweep efficiency 0.980

Areal sweep efficiency

@ bt ( five spot) 0.88 Er = Ed*Ea*Ev 0.236

Oil Recovery Calculation

OIP/pattern 1.698 MMSTB/pattern

Nom/pattern 0.419 MMSTB/pattern

Np @ flood start 1.03 MMSTB/pattern

OOIP/pattern 2.727 MMSTB/pattern

Oil recovery 0.099 MMSTB/pattern

Ultimate recovery factor 0.414

Possible pattern 44 patterns

Practical number of pattern 31 patterns

(12)

Calculation Procedure (Water Injection)

1. Fractional flow of water (fw, desirable)

2. Water saturation behind front (

S

_w, from fw curve)

3. Oil saturation behind front,

S

_o = 1- water saturation behind front

4. Displacement efficiency,

 

_@ _{_} _

 

*

1 *

o behind front oi d

o _{flood start} o _current

S

B

E

S

B

 

5. Mobility total behind front,

 



4





 

3





 

2





 







15.91*

36.89 *

30.236 *

11.397 *

1.3766

t w w w w

M

 

S



S

 

S



S



6. Mobility @ initial,







3







2











1.438* 1

5.672* 1

3.41* 1

0.631

i oi oi oi

M

 



S





S

 



S



7. Waterflood mobility ratio, _water_{_}_flood t

i

M





8.

*

0.41*0.64

*

0.9*0.21

o rw o ro w

k

M

k





9. Areal sweep efficiency @ breakthrough (five – spot)





1 



1 0.2062 ln

0.0712

0.511 0.3048ln

0.123 0.4394

a _o _o w

E

M

f

M









_





_



10. Distance between injector – producer =

1 2

Pattern Area*4047

2 











11. Gravity number

*





*

rw w o o sp

K k

g

V









12.

Ngh

Gravity Number0.3048Thickness

L



Distance injector - producer

13. VDP (from VDP curve) 14.

X



1.6453



VDP



2



0.935 

VDP





0.6891

15. w w

f

WOR=

1 - f

16.













0.4 * 18.948

2.499*

0.8094*

1.137 *10

o X

WOR

VDP

Y

M

VDP





_





_















17. Vertical Sweep Efficiency,

 



 



2



 



3

0.00043

_{ }





0.199 0.182 * ln

0.016 * ln

0.00462 * ln

0.000277 *

ln

v

E

Y







 









_



_{ }



_{ }



_

_



 



18.

E

_r



E

_d

*

E

_a

*

E

_v

19. Oil in Place per pattern,

OIP

@

flood

_

start

pattern



_{Possible Pattern}

20.

 

@ _

*

o flood start

OIP

_{Mobile Oil Saturation}

pattern

Nom

(13)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 13 21. Oil production cumulative @ start flooding,

@ _ @ _ flood start flood start

Np

Possible Pattern



22. Original Oil in Place/pattern,

OOIP

=

OOIP

pattern

_{Possible Pattern}

23.

Oil Recovery =

E

_r

*

Nom

pattern

24. @ _

Oil Recovery

Ultimate Recovery Factor =

Np

flood start

OOIP

pattern



25. Possible pattern (according to pattern design) 26. Practical Number of Pattern = 0.7 * Possible Pattern

(14)

Injeksi Polimer (Analytical Initialization)

General Data

Pattern area 42.918864 acre/pattern

Reservoir thickness (Net thickness) 141.6417 ft

NTG 0.8960167

Porosity 0.2366

Polymer IPV 0.3

Permeability 809 mD

Reservoir oil density 817.44 kg/m3

Reservoir water density 986 kg/m3

Superficial velocity 0.2 m/day

g 9.8 m/s2

Initial water saturation 0.2582

Polymer concentration 200 g/m3

Surfactant concentration 5% by weight

Polymer adsorption 0.005 g/kg

Surfactant retention 1.325 kg/m3

Surfactant density 1060 kg/m3

Rock solid density 2650 kg/m3

Capilary number 0.01

Original oil FVF 1.154 RB/STB

Current oil FVF 1.154 RB/STB

Np until Jan - 2012 45.30 MMSTB

OIP at flood start 74.70 MMSTB

Oil saturation at flood start (average) 0.39

Initial oil saturation 0.7418

Residual oil saturation 0.29

Mobile oil saturation 0.10

Polymer Flooding Polymer Flooding

Shear rate 24.345374 s-1 M0 0.0747578

Polymer viscosity 0.0039 Pa.s Areal sweep efficiency @ bt

five spot (Ea) 0.6312919

Polymer viscosity 3.9 cp Distance between

injector - producer (mtr) 294.697

Swp 0.0862415 Gravity number 0.3698424

Water saturation behind front 0.72 Ngh/L 0.054181

Fractional flow of water 0.98 VDP 0.4186

Oil saturation behind front 0.28 X -0.00941

Displacement efficiency (Ed) 0.4809922 WOR 49

Mobility total behind front 2.058 Y 1035.2622

Mobility @ initial 0.08 Vertical sweep efficiency (Ev) 0.974508

(15)

Jupiter Midian Nababan, 12206098, Semester II – 2009/2010 15 Oil Recovery Calculation

Possible pattern 44

Practical number of pattern 31

OIP at flood start/pattern 1.6977273 MMSTB/pattern

Np at flood start 1.0295455 MMSTB/pattern

OOIP 3.2711015 MMSTB/pattern

Oil recovery 0.5023675 MMSTB/pattern

Ultimate recovery factor 0.4683172 MMSTB/pattern Estimate additional reserves 15.573393 MMSTB

Total Polymer Required

PV polymer injected 0.3

Reservoir pore volume 309.94286 MMbbl

Required mass of polymer 1.8188541 MMkg

Rock solid volume 1000.0439 MMbbl

Mass of rock 421322.14 MMkg

Polymer adsorb by rock 2.1066107 MMkg