LONTARA-FIELD DEVELOPMENT OPTIMIZATION USING RESERVOIR SIMULATION
Optimasi Pengembangan Lapangan LONTARA dengan Simulasi Reservoir
Oleh :
Sakti Tanripada*
SARI
Rencana pengembangan lapangan merupakan hal yang sangat penting untuk dilakukan di industri perminyakan, mengingat biaya yang dibutuhkan dalam memproduksikan suatu lapangan sangatlah besar. Rencana pengembangan lapangan yang komprehensif dapat dilakukan dengan bantuan simulator secara hemat, yang dapat meramalkan performa reservoir dengan cukup akurat dengan mengakomodasi model geologi di bawah berbagai kondisi operasi.
Lapangan LONTARA merupakan lapangan minyak yang dapat dikategorikan sebagai marginal field. Marginal Field adalah lapangan minyak yang telah memasuki periode penurunan produksi. Pengembangan lapangan marjinal dapat dilakukan dengan menambah sumur atau mengoptimalkan sumur yang telah ada.
Rencana pengembangan lapangan yang diusulkan pada Lapangan LONTARA dibagi menjadi 6 skenario yaitu skenario dasar, workover, infill drilling, workover + infill drilling, peripheral water injection, dan pattern water injection. Area yang masih memiliki potensi yang baik berdasarkan analisa beberapa parameter kemudian diimplementasikan/disimulasikan kedalam lima skenario pengembangan lapangan yang diusulkan. Dengan demikian dapat diprediksi profil produksi serta perolehan minyak yang dihasilkan, sehingga dengan studi ini, dapat diperoleh suatu usulan skenario pengembangan terbaik yang dapat diimplementasikan pada Lapangan LONTARA.
Kata Kunci : Rencana Pengembangan Lapangan, Simulasi Reservoir, Workover, Infill Drilling, Peripheral Water
Injection, Pattern Water Injection, Incremental Recovery.
ABSTRACT
Plan of Development (POD) is a very important thing that have to conducted in oil industry, whereas a lot of money needed to producing an oil field. A comprehensive Plan of Development can be conducted thriftily by using simulator, which can predict reservoir performance accurately by accommodating the geological model under various operating condition.
LONTARA-Field can be considered as a marginal field/brownfield. Marginal field is an oilfield with declining production rate. The Development of marginal field can be done by adding more wells (infill drilling) or optimizing the existing wells.
The POD that offered in LONTARA-Field can be divided into six scenarios that are base case, workover, infill drilling, workover + infill drilling, peripheral water injection, and pattern water injection. Area that still have a good oil potential based on analysis of several paremeters then implemented into five development scenario that offered by reservoir simulation. Therefore the production profile and its incremental oil recovery can be predicted, therefore by this study, the best Plan of Development scenario can be recommended to be implemented in LONTARA field.
Keywords : Reservoir Simulation, Plan of Development, Workover, Infill Drilling, Peripheral Water Injection, Pattern Water Injection, Incremental Recovery.
I. INTRODUCTION
Lapangan LONTARA merupakan lapangan minyak yang dibagi menjadi empat area produksi (Fig.1) yang dipisahkan oleh patahan utama yang besifat sealing. Pada setiap area produksi terdapat beberapa patahan yang bersifat leaking. Studi optimasi pengembangan lapangan ini dilakukan pada seluruh area produksi.
Lapangan LONTARA mulai diproduksikan pada April 1937. Jumlah sumur yang telah dibor mencapai 44 sumur yang semuanya merupakan sumur produksi. Namun pada akhir tahun 2005, produksi minyak dari lapangan ini berhenti, sehingga tidak satupun sumur produksi yang aktif.
Kumulatif minyak yang telah diperoleh sampai dengan akhir 2005 berjumlah 19,059,900 STB dimana perolehan minyak yang dicapai baru sebesar 29.32% dari Original Oil in Place (OOIP) sebesar 65x106 STB.
Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan produksi minyak dari Lapangan LONTARA. Usaha yang dilakukan adalah dengan membuat suatu skenario pengembangan lapangan dengan menggunakan simulasi reservoir.
Simulasi reservoir ini dilakukan dengan tujuan agar dapat ditentukan suatu skenario pengembangan lapangan terbaik untuk meningkatkan perolehan minyak yang dapat dijadikan usulan dalam pengembangan Lapangan LONTARA, dengan biaya yang relatif murah, serta usaha yang efektif dan efisien.
Untuk menyusun skenario pengembangan lapangan, diperlukan pengamatan serta analisis terhadap model reservoir yang representatif dengan kondisi reservoir aktual. Beberapa paramater yang perlu diperhatikan dalam menentukan zona yang masih berpotensi diantaranya adalah dengan memperhatikan peta distribusi saturasi fluida, permeabilitas, oil per unit area, tekanan, dan letak geologikal sumur. Dengan berdasarkan analisa parameter-parameter tersebut dapat diusulkan beberapa skenario pengembangan yang kemudian disimulasikan sehingga diperoleh skenario pengembangan lapangan yang terbaik untuk diimplementasikan pada Lapangan LONTARA.
Fig. 1 – Production Area
II. RESERVOIR MODEL
Dalam melakukan simulasi reservoir perlu dibentuk suatu model reservoir yang dapat merepresentasikan kondisi reservoir yang sebenarnya.
Dalam melakukan simulasi reservoir pengembangan Lapangan LONTARA ini digunakan simulator komersial CMG (Computer Modelling Group), dengan tipe Black Oil Simulator/IMEX. Tipe grid yang digunakan adalah non-orthogonal corner
point dengan gridding model 119x175x8, sehingga
struktur reservoir dapat dimodelkan dengan sangat baik. Deskripsi properti reservoir pada Lapangan LONTARA ditunjukkan pada tabel dibawah ini :
Table 1 - Reservoir Properties
Parameter Value Depth, ft 2240 Thickness, ft 64 Porosity 0.19 Permeability, mD 571 Initial Pressure, psi 1278 Nowdays Pressure, psi 964 Temperature, oF 162 Bubble Point Pressure, psi 1149 Rock Compessibility, psi‐1 3 x 10-5
Deskripsi properti fluida pada Lapangan LONTARA ditunjukkan pada tabel berikut ini :
Table 2 - Fluid Properties Parameter Value Oil Density, kg/m3 766.67 Stock Tank Oil Gravity 0.7674 Stock Tank Oil Gravity, API 58.88 Gas Density, kg/m3 1.8697 Gas Gravity 1.5285 Water Density, kg/m3 989.854 Water Compressibility, kPa‐1 1x10-7 Water FVF 1.01686 Water Viscosity, cp 0.5079
PVT properties dari Lapangan LONTARA ditunjukkan oleh grafik-grafik dibawah ini :
Oil Formation Volume Factor 1 1.05 1.1 1.15 1.2 1.25 1.3 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 Pressure (psi) Bo (b b l/ S TB )
Fig. 2 – Oil Formation Volume Factor
Oil & Gas Viscosity 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 Pressure (psi) Vi sc o si ty (c p) 0.011 0.012 0.013 0.014 0.015 0.016 0.017 0.018 0.019 0.02 0.021 Oil Gas
Fig. 3 – Oil and Gas Viscosity
Solution Gas Oil Ratio 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 Pressure (psi) Rs (s cf /S T B )
Fig. 4 – Solution Gas Oil Ratio
Gas Formation Volume Factor 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 Pressure (psi) Bg (c u ft /s cf)
Fig. 5 – Gas Formation Volume Factor
Meskipun Lapangan LONTARA memiliki PVT
property yang sama di semua area produksi, namun
dalam pemodelan dibagi menjadi tiga daerah PVT dikarenakan memiliki perbedaan kondisi awal water oil
contact (WOC) dan gradient tekanan reservoir antara
area 1, area 2 & 3, serta area 4, seperti yang ditunjukkan pada tabel berikut ini :
Table 3 – Initial Water Oil Contact PVT Zone Area WOC (ft) Ref Pres (psi) Ref Depth (m) 1 1 3047.6 1460 3047.6 2 2 & 3 2598.5 1309 2598.5 3 4 2438 1206.6 2438
Pembagian PVT region dalam model reservoir Lapangan LONTARA ditunjukkan oleh gambar berikut ini :
Fig. 7 - PVT Region 2-D
Dalam pemodelan rock type pada Lapangan LONTARA terdapat 16 tipe/sifat batuan yang berbeda dalam hal karakteristik permeabilitas relatifnya. Profil permeabilitas relatif keenambelas tipe batuan tersebut ditunjukkan pada lampiran (Fig. 32).
III. RESERVOIR MODEL VALIDATION
Model reservoir yang dibuat perlu untuk divalidasi terhadap kondisi serta performa reservoir aktual, sehingga model reservoir tersebut mampu merepresentasikan sebaik mungkin kondisi sebenarnya di reservoir aktual.
Validasi model reservoir yang dilakukan adalah dengan menyelaraskan OOIP pada model reservoir dengan OOIP di reservoir aktual.
Hasil perhitungan secara volumetrik oleh geologist menyatakan OOIP pada Lapangan LONTARA adalah sebesar 65x106 STB, nilai ini hanya berbeda 0.085% dari OOIP pada model reservoir sebesar 64,944,570 STB.
Validasi model reservoir yang berikutnya adalah dengan menyelaraskan performance reservoir aktual dengan hasil simulasi pada model reservoir yang dibangun, dimana performance ini dinyatakan dalam
production history dari lapangan aktual, sehingga
proses validasi ini dikenal dengan istilah history
matching.
Hasil history matching ditunjukkan oleh grafik-grafik pada gambar berikut ini :
Fig. 8 - Liquid Rate Matching
Fig. 9 - Oil Rate Matching
Fig. 10 - Water Rate Matching
IV. RESERVOIR PROPERTY DISTRIBUTION
Berikut merupakan gambar distribusi properti pada model reservoir Lapangan LONTARA pada waktu awal (April 1937) serta pada saat akhir sebelum dimulainya simulasi skenario pengembangan (January 2009).
Distribusi properti reservoir ini merupakan acuan dalam menyusun skenario pengembangan lapangan.
Fig. 11 - Porosity Distribution – 2D Map
Fig. 12 - Permeability Distribution – 2D Map
Fig. 13 - Initial WOC – 2D Map
Fig. 14 - WOC in Jan 2009 – 2D Map
Fig. 15 - Initial Oil Saturation – 2D Map
Fig. 16 - Oil Saturation in Jan 2009 – 2D Map
Fig. 17 – Initial Pressure Distribution – 2D Map
V. DEVELOPMENT SCENARIO
Skenario pengembangan pada Lapangan LONTARA terdiri atas enam skenario yaitu base case, workover, infill drilling, workover+infill, peripheral water injection, dan pattern water injection.
Keenam skenario pengembangan tersebut disimulasikan selama sepuluh tahun dimulai pada tahun 2009 sampai dengan 2019.
Dalam memilih kandidat sumur beberapa properti reservoir menjadi hal yang penting untuk diperhatikan, diantaranya adalah peta distribusi saturasi fluida, tekanan, permeabilitas, oil per unit area, dan letak geologikal sumur pada lapangan tersebut.
Skenario 1 (Base Case)
Skenario 1 merupakan skenario dasar dimana lapisan-X diproduksikan dengan menggunakan kondisi operasi yang ada pada saat ini.
Skenario 2 (Workover/Perforation Shifting) Pada skenario 2 dilakukan workover pada sumur-sumur yang terletak di daerah yang masih memiliki potensi untuk diproduksikannya minyak. Pada proses workover ini perforasi sumur diperbaiki dengan menutup perforasi pada zona yang memiliki saturasi air yang tinggi kemudian membukanya pada zona minyak.
Pemilihan sumur yang akan diworkover adalah berdasarkan peta distribusi saturasi fluida, permeabilitas, oil per unit area, tekanan, dan letak geologikal sumur.
Letak sumur-sumur yang diworkover ditunjukkan pada Fig. 19 - 21.
Fig. 19 - Workover Well in Area 1
Fig. 20 - Workover Well in Area 2
Fig. 21 - Workover Well in Area 3 & 4
Skenario 3 (Infill Well)
Skenario 3 dilakukan dengan menambah beberapa sumur baru pada daerah yang memiliki potensi produktivitas yang masih tinggi serta belum terkuras. Penempatan sumur baru ini juga memperhitungkan penyebaran permeabilitas disekitar lubang sumur. Letak sumur-sumur baru ditunjukkan pada Fig. 22 – 23.
Fig. 23 – Infill Well in Area 2
Skenario 4 (Workover + Infill Drilling)
Skenario 4 merupakan penggabungan antara skenario 2 (workover) dan skenario 3 (infill drilling). Pada skenario ini dilakukan workover pada sumur-sumur yang terletak pada daerah-daerah yang masih memiliki potensi untuk diproduksikannya minyak dan juga dengan membuat beberapa sumur baru pada daerah yang memiliki produktivitas yang masih tinggi dan belum terkuras.
Skenario 5 (Peripheral Water Injection)
Pada skenario ini sumur-sumur yang terletak di tepi reservoir dan telah memiliki saturasi air yang tinggi diubah menjadi sumur injeksi. Fluida injeksi yang digunakan adalah air. Dengan demikian sumur-sumur injeksi akan mengelilingi sumur-sumur produksi yang terletak di tengah dan berada pada zona minyak yang masih produktif, sehingga minyak akan terdesak oleh injeksi air dari sumur peripheral menuju sumur-sumur produksi, seperti ditunjukkan pada Fig. 24 - 25
Fig. 24 - Peripheral Water Injection in Area 1
Fig. 25 - Peripheral Water Injection in Area 2
Skenario 6 (Pattern Water Injection)
Pada skenario ini beberapa sumur produksi diubah menjadi sumur injeksi yang keseluruhan sumur injeksi dan produksi yang diberlakukan membentuk suatu pola sumur produksi-injeksi berupa five-spot pattern water injection seperti yang ditunjukkan oleh Fig. 26.
Production Well Injection Well
FIVE - SPOT PATTERN
Pattern Boundary
Fig. 26 - Five-Spot Pattern Water Injection
Namun karena letak sumur yang ada tertentu/fix (a
given condition), sehingga implementasi five-spot
pattern water injection pada Lapangan LONTARA tidak mampu memberikan geometri yang terlalu sempurnya seperti yang ditunjukkan oleh Fig. 26.
Sumur-sumur produksi yang terletak pada daerah yang potensinya tinggi tetap dipertahankan sebagai sumur produksi, sedangkan sisanya diubah menjadi sumur injeksi.
Dengan skenario pengembangan lapangan berupa pattern water injection, diharapkan area pendesakan minyak yang dapat dijangkau oleh sumur-sumur injeksi menjadi lebih baik dan merata dibandingkan dengan peripheral water injection. Skenario five-spot pattern
water injection pada Lapangan LONTARA ditunjukkan pada Fig. 27.
Fig. 27 - Five-Spot Pattern Water Injection in Area 2
VI. RECAPITULATION
Profil produksi minyak berbagi skenario ditunjukkan pada Fig. 28 berikut ini.
Fig. 28 – Oil Rate Production Profile
Sedangkan profil kumulatif produksi minyaknya ditunjukkan pada Fig. 29 berikut ini.
Fig. 29 – Cumulative Oil Production Profile
Table 4 berikut ini merupakan hasil rekapitulasi perolehan minyak dari berbagai skenario yang disimulasikan pada Lapangan LONTARA.
Table 4 – Recovery Recapitulation for each Scenario
Scen RF (%) ΔRF (%) Oil Gain (STB)
1 29.32 0 0 2 33.92 4.6 2,988,503 3 31.24 1.92 1,243,946 4 33.98 4.66 3,027,010 5 39.27 9.95 6,466,409 6 39.62 10.3 6,692,383
Pada skenario workover, infill drilling, serta penggabungan antara keduanya, harus diperhitungkan besarnya laju alir air yang terproduksikan. Hal ini perlu diperhatikan karena surface facility memiliki keterbatasan dalam mengolah air yang terproduksikan. Kapasitas surface facility di Lapangan LONTARA dapat dilihat dari sejarah produksi airnya, dimana kapasitas maksimumnya adalah laju alir air tertinggi dalam sejarah produksi lapangan. Skenario pengembangan yang dilakukan ini telah memperhitungkan hal tersebut, sehingga tidak melebihi kapasitas maksimum pengolahan air pada Lapangan LONTARA, seperti yang terlihat pada Fig. 30 berikut ini.
Fig. 30 – Water Rate Production Profile
Produksi air yang berlebihan pada skenario yang melibatkan injeksi air dapat diatasi karena air yang
terproduksikan akan dijadikan sumber air bagi sumur-sumur injeksi.
Skenario water injection memberikan efek yang signifikan dalam peningkatan perolehan minyak karena air yang diinjeksikan mampu mendorong minyak menuju sumur-sumur produksi. Dalam melakukan skenario injeksi air, perlu dilakukan optimasi laju alir injeksi. Hal ini dikarenakan laju alir injeksi yang terlalu rendah kurang mampu mendorong minyak ke sumur-sumur produksi, sedangkan laju alir injeksi yang terlalu besar dapat menyebabkan air mendahului minyak menuju sumur-sumur produksi sehingga menyebabkan efek pendesakan minyak oleh air menjadi kurang efektif. Dalam melakukan optimasi laju alir injeksi perlu diperhatikan batasan berupa tekanan rekah batuan, sehingga bisa saja laju alir yang seharusnya masih bisa ditingkatkan karena masih memberikan efek positif dalam peningkatan perolehan minyak harus tertahan oleh karena BHP sumur injeksi harus lebih kecil dari tekanan rekah batuan. Fig. 31 berikut ini menunjukkan grafik optimasi rate injeksi pada skenario pengembangan Lapangan LONTARA.
Water Injection Rate Optimization 34% 35% 36% 37% 38% 39% 40% 500 1000 1500 2000 Rate of Injection (STB/day) Re co v e ry Fac tor Pattern WI Peripheral WI
Fig. 31 – Water Injection Rate Optimization
Pada skenario peripheral water injection, rate injeksi optimum yang diperoleh sebesar 2000 bbl/day, sedangkan untuk five-spot pattern water injection rate injeksi optimumnya adalah 1800 bbl/day. Dengan melihat trend pada grafik optimasi rate injeksi yang dihasilkan, maka rate injeksi pada kedua skenario water injection ini pada dasarnya masih bisa ditingkatkan, namun terbatas pada BHP yang dihasilkan tidak boleh melebihi tekanan rekah batuan.
Pattern water injection memberikan recovery
factor lebih besar dikarenakan mampu menjangkau
daerah pendorongan zona minyak yang lebih besar dibandingkan dengan peripheral water injection.
VII. CONCLUTION & RECOMMENDATION
1. Skenario pengembangan yang terbaik untuk
diimplementasikan ditinjau dari segi keteknikan adalah skenario 6 yaitu dengan melakukan skenario five-spot pattern water injection.
2. Perlu dilakukan studi keekonomian untuk
memvalidasi setiap skenario pengembangan sehingga diperoleh skenario pengambangan terbaik dengan memperhitungkan sisi keekonomian.
SYMBOL
BHP = Bottom Hole Pressure
PVT = Pressure Volume Temperature
RF = Recovery Factor
ΔRF = Incremental Recovery Factor
WI = Water Injection
STB = Stock Tank Barrel
Kro = Relative Permeability to Oil Krw = Relative Permeability to Water
Bo = Oil Formation Volume Factor
Bg = Gas Formation Volume Factor
Rs = Solution Gas Oil Ratio
REFERENCE
1. Fanci, J.R. 2001. “Principles of Applied Reservoir Simulation”. Woburn : Gulf Professional Publishing.
2. Mattax, C.C. and Dalton R.L. 1989. “Reservoir Simulation”. Texas : Monograph volume 13 SPE.
3. Willhite, G. Paul : “Waterfllooding” SPE
Textbook Series Vol. 3, USA, 1986.
4. Craig Jr., F. F. : The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, 2nd Printing, SPE of AIME, Dallas, 1971.
5. Siregar, S. : Diktat Kuliah Teknik Peningkatan Perolehan (Enhanced Oil Recovery), Institut Teknologi Bandung, 2002.
APPENDIX
Table 5 – Wells in LONTARA Field
No. Wells in LONTARA Field
1 P036 P103 P174 P366 2 P037 P108 P192 P367 3 P041 P111 P198 P368 4 P059 P112 P207 P369 5 P066 P115 P225 P372 6 P076 P117 P243 R002 7 P085 P121 P261 R079 8 P088 P141 P268 R115 9 P093 P156 P270 R130 10 P098 P157 P364 R141 11 P101 P161 P365 R142
Table 6 – Active Wells in Workover Scenario Well Oil Gain Well Oil Gain
P103 701,880 P366 106,073.7 P192 495,487 P108 102,860 P098 390,052 P364 87,035.1 R079 287,994 R130 78,516.1 R115 280,460 P085 74,340 P115 203,467 P268 70,357.6 P088 109,980
Table 7 – Active Wells in Infill Scenario
No. Well Oil Gain
1 Infill – 1 456,170
2 Infill – 2
419,481
3 Infill – 3
223,329
4 Infill – 4
144,966
Table 8 – Active Wells in Infill + WO Scenario
Well Oil Gain Well Oil Gain
P103 607,480 P108 100,950 P098 361,105 P364 80,492.1 P192 247,832 R130 78,750.1 R079 98,158 P085 68,110 R115 278,199 P268 61,348.6 P115 134,670 Infill - 1 307,903 P088 110,270 Infill - 2 282,548 P366 93,290.13 Infill - 3 115,904
Table 9 – Active Wells in Peripheral WI Scenario
No. Injector Producer Oil Gain
1 P207 P103 821,200 2 P174 P243 799,704 3 P141 R079 683,714 4 P112 P192 444,471 5 P225 P088 424,240 6 P093 P117 404,895 7 P261 P098 397,719 8 P101 P041 383,770 9 P059 P365 349,250 10 P036 P369 342,593 11 P121 P366 302,632 12 P076 P364 293,861 13 P085 R115 289,738 14 P156 P367 202,507 15 P111 P270 125,250 16 P108 P115 119,502 17 P198 R130 81,362 18 P161
Table 10 – Active Wells in Pattern WI Scenario
No. Injector Producer Oil Gain
1 P207 P041 624590 2 P174 P088 764170 3 P141 P103 786950 4 P112 P115 124714 5 P225 P192 478905 6 P261 P243 789299.4 7 P101 P270 123240
8 P059 P364 488942.1 9 P157 P366 464995.7 10 P121 P367 158357.3 11 P076 R079 719444 12 P085 R115 288565 13 P098 R130 81345.1 14 P156 Infill - 4 780247 15 P111 16 P108 17 P198 18 P161
Fig. 32 – Rock Type Permeability Characteristic
Rock Type 1 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti ve Pe rm ea b il it y Krw Krow Rock Type 2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm e a b il it y Krw Krow Rock Type 3 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm e a b il it y Krw Krow Rock Type 4 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm ea b il it y Krw Krow Rock Type 5 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti ve Pe rm ea b il it y Krw Krow Rock Type 6 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm ea b il it y Krw Krow Rock Type 7 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm ea b il it y Krw Krow Rock Type 8 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti ve Pe rm ea b il it y Krw Krow
Rock Type 9 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm e a b il it y Krw Krow Rock Type 10 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti ve Pe rm ea b il it y Krw Krow Rock Type 11 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm e a b il it y Krw Krow Rock Type 12 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm e a b il it y Krw Krow Rock Type 13 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm ea b il it y Krw Krow Rock Type 14 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti v e Pe rm ea b il it y Krw Krow Rock Type 15 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti ve Pe rm ea b il it y Krw Krow Rock Type 16 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Water Saturation Re la ti ve Pe rm ea b il it y Krw Krow
