Persiapan Data Simulasi Reservoir

PENGOLAHAN DATA ENGINERING PERSIAPAN SIMULASI RESERVOIR

Oleh: Joko Pamungkas

Referensi Utama: Acuan Studi Reservoir (Simulasi dan Decline Analysis): BPMIGAS 2008

SISTIMATIKA

1. Data Produksi dan Tekanan

Format Data

Plot Data Produksi

Bubble Map

Plot Data Tekanan2. Data Scal

Data Input (Format)

End Point data Scal

Normalisasi Relative Permeability Curve

Rekontruksi Relative Permeability

Kurva Relative Permeability untuk Fracture3. Data PVT

Data (Format)

Analisa Data

Perhitungan4. Penentuan Rock Region

Data Swi

Data Permeabilitas5. Mekanisme Pendorong


Dalam mengolah data produksi hal-hal yang perlu disiapkan :

Data yang tersedia. Data Sumuran :

Total jumlah sumur, Status sumur (jumlah sumur masih produksi, jumlah sumur sudah shutin atau abandon dan jumlah sumur injeksi dll)Jelaskan penyebab status sumur yang sudah shutin atau abandon dalam bentuk matrik.

Sejarah komplesi untuk tiap-tiap sumur. Data produksi per sumur, per reservoar/lapisan dan

lapangan. Data tes sumur dan summary hasil analisa well testing Data tekanan Data laporan sumur (well report) termasuk masalah-

masalah sumur seperti kepasiran dll Data artificial well (sumur flowing, pompa termasuk

kapasitas)

1. Data Produksi dan Tekanan(Format Data)

Copyright Dadang Rukmana (BPMIGAS)

Contoh data produksi untuk lapangan :

GORDATE OIL WATER GAS WATER GAS OIL WATER GAS WATER GAS WC

bopd bwpd mscfpd bwpd mscfpd mstb mstb mmscf mstb mmscf % Active Total Active Total

DATA PRODUKSIWELL

PRODUCER INJECTIONstb/ scf

PRODUCTION CUMULATIVE PROD. CUM. INJEC.INJECTION

Contoh data produksi per sumur :

GOR GLRWELL DATE OIL WATER GAS LIQUID OIL WATER GAS WC WOR

bopd bwpd mscfpd blpd mstb mstb mmscf % mmscf

WELL DATE WATER GAS WATER GASbwpd mscfpd mstb mmscf

stb/ scf

INJECTION

DATA PRODUKSI

stb/ scf

PRODUCTION CUMULATIVE PROD.

DATA INJEKSICUM. INJEC.


Buat Plot sejarah produksi untuk Lapangan :

Grafik 1 => Sumbu Y1 : Oil rate, Y2 : WC dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Jika jumlah sumur producer lebih dari 20 sumur plot Sumur aktif vs Date dan apabila jumlah sumur kurang dari 20 sumur buatkan barchart sumur active vs Date.

Grafik 1 => Sumbu Y1 : Liquid rate, Y2 : GLR dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Pressure vs Date

Grafik 1 => Sumbu Y1 : Np & Wp, Y2 : Gp dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Pressure vs Date

Plot Sumbu Y1 : GOR, Y2 : WOR dan Sumbu X : Date

Jika lapangan sudah ada injeksi water misalkan: Grafik 1 => Sumbu Y1 : Oil rate & Injection rate, Y2 : WC dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Jika jumlah sumur injector lebih dari 20 sumur plot Sumur injeksi aktif vs Date dan apabila jumlah sumur kurang dari 20 sumur buatkan barchart sumur injeksi active vs Date.

Note :o

Grafik 1 dan grafik 2 dalam lembar yang sama, usahakan skala sumbu x untuk kedua grafik tsb harus sama.

o

Semua data pressure harus sudah di konversi pada suatu datum.

1. Data Produksi dan Tekanan(Plot Data Produksi)

Contoh Sejarah produksi dengan barchart sumur aktif :

WC belum ditampilkan

Grafik 1

Grafik 2

Sumur Aktif


Buat Plot sejarah produksi untuk Sumuran :

Grafik 1 => Sumbu Y1 : Oil rate, Y2 : WC dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => plot barchart sejarah komplesi vs Date

Grafik 1 => Sumbu Y1 : Liquid rate, Y2 : GLR dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Pressure vs Date (Jika

ada)

Grafik 1 => Sumbu Y1 : Np & Wp, Y2 : Gp dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Pressure vs Date (Jika

ada)

Plot Sumbu Y1 : GOR, Y2 : WOR dan Sumbu X : DateNote :

o

Grafik 1 dan grafik 2 dalam lembar yang sama, usahakan skala sumbu x untuk kedua grafik tsb harus sama.

o

Semua data pressure harus sudah di konversi pada suatu datum.


Contoh Sejarah produksi dengan barchart lapisan yg di komplesi :

WC belum ditampilkan

Grafik 1

Grafik 2

Skala pada sumbu X belum sama


Buat bubble map produksi dengan frekwensi Np tiap-tiap 5 tahun jika lapangan telah berproduksi lebih dari 10 tahun atau per 2.5 tahun jika lama produksi dibawah 10 tahun dan akhir produksi :

Bubble map untuk Kumulatif Oil dan overlay dengan :

Peta HPT (So x H x Por) pada total lapangan dan lapisan yang paling dominan produksinya.

Peta Facies pada lapisan yang paling dominan produksi oil.

Peta iso permeability pada lapisan yang paling dominan produksi oil.

Peta rock region pada lapisan yang paling dominan produksi oil.

Peta struktur dan telah dibatasi contact.

Bubble map untuk Kumulatif Water dan overlay dengan :


Peta Facies pada lapisan yang paling dominan produksi water.

Peta iso permeability pada lapisan yang paling dominan produksi water.

Peta rock region pada lapisan yang paling dominan produksi water.


1. Data Produksi dan Tekanan(Bubble Map)

Bubble map untuk Pressure (jika data mencukupi) dan overlay dengan :


Peta Facies pada lapisan yang paling dominan produksi water.

Peta iso permeability pada lapisan yang paling dominan produksi oil.

Peta rock region pada lapisan yang paling dominan produksi oil.


Jika ada, bubble map untuk Kumulatif Water/Gas Injeksi dan overlay dengan :

Peta iso permeability pd lapisan yang paling dominan produksi oil.

Peta Facies pada lapisan yang paling dominan produksi oil.



Hydrocarbon Pore Volume (HCPV)


Overlay Peta Top Strukturdan Buble Map Np

Overlay Peta Buble Map Npdan Oil Cut


Perbandingan Distribusi Water Cut Sebelum (kiri) dan Sesudah (kanan) Injeksi Air


Perilaku Tekanan Reservoir

1. Data Produksi dan Tekanan(Plot Tekanan)

SISTIMATIKA


Format Data

Plot Data Produksi

Bubble Map


Data Input (Format)

End Point data Scal




Data (Format)

Analisa Data


Data Swi


2. Data SCAL (INPUT DATA)

Format Data Scal (Water-Oil Relative Permeability), sbb :

Sumur Sample Ka Por Swc Kro@Swc Krw@Sor SorNumber (mD) (frac.) (frac.) (frac.) (frac.) (frac.)

Sumur X-1 - 605.75 0.258 0.2370 0.8600 0.3600 0.364Sumur X-2 19 116.00 0.253 0.2890 0.7400 0.2330 0.343

20 28.00 0.220 0.3640 0.6290 0.1840 0.34821 2.20 0.170 0.4800 0.4045 0.1160 0.295

Sumur X-3 29 4162 0.277 0.2090 0.7640 0.3090 0.42423 B 1743 0.261 0.2230 0.7400 0.2990 0.41216 236 0.215 0.2600 0.7288 0.2910 0.404

RINGKASAN WATER-OIL RELATIVE PERMEABILITY DATAContoh

Sumur Sample Ka Por Swc Sor Slr Kro@Swc Krg@SlrNumber (mD) (frac.) (frac.) (frac.) (frac.) (frac.) (frac.)

Sumur X 29 4162 0.277 0.094 0.352 0.446 0.605 0.28623 B 1743 0.261 0.117 0.328 0.445 0.618 0.35216 236 0.215 0.203 0.269 0.472 0.583 0.263

RINGKASAN GAS-OIL RELATIVE PERMEABILITY DATACONTOH

Format Data Scal (Gas-Oil Relative Permeability), sbb :

2. Data SCAL (End Point data Scal)

Pengolah data scal dimulai dari pengumpulan data yang ada, kemudian menentuka korelasi hubungan parameter satu dengan parameter yang lain. Korelasi ini akan menentukan flow fluida didalam model simulasi. Jika data scal cukup banyak end point dapat dipisahkan per facies atau per reservoar/formasi.

Jika data-data scal lebih dari 2 data dapat dibuat hubungan :

Water-Oil Relative Permeability

Swc vs log (Permeabilitas) atau Swc vs Permeabilitas

Swc vs Sor

Swc vs Kro@Sor

Swc vs Krw@Swc

Gas-Oil Relative Permeability

Swc vs Slr

Slr vs Kro@Swc

Slr vs Krg@Slr

2. Data SCAL (End Point data Scal)

Gas-Water Relative Permeability untuk Lapangan Gas

Swc vs Permeability

Swc vs Krg@Swc

Swc vs Krw@Sgr

Swc vs Sgr

2. Data SCALEnd Point data Scal (Water-Oil Relative Permeability)

Contoh hubungan Swc vs Permeabilitas.

Facies

A

Facies

B

Contoh Hubungan Swc vs K, tergambar bahwa kurva mempunyai trend yang sama secara lapangan. Tidak perlu dipisahkan baik secara facies atau formasi/reservoar.

Contoh Hubungan Swc vs K, Trend kurva yang tidak sama, harus dipisahkan secara facies.

Contoh hubungan Sor vs Swc, Kro@Swc vs Swc, Krw@Sor vs Swc

2. Data SCALEnd Point data Scal (Water-Oil Relative Permeability)

Contoh hubungan Slr vs Swc, Kro@Swc vs Slr, Krg@Slr vs Slr

2. Data SCALEnd Point data Scal (Gas-Oil Relative Permeability)

Contoh Plot Swc vs K, Sgr vs Swc, Krg@Swc vs Swc, Krw@Sgr vs Swc

2. Data SCALEnd Point data Scal (Gas-Oil Relative Permeability)

2. Data SCAL(Normalisasi Relative Permeability Curve)


Pada umumnya kurva relatif permeabilitas mempunyai bentuk yang berbeda pada suatu lapangan yang sama, untuk menentukan bentuk kurva yang akan digunakan, dapat dilakukan dengan cara normalisasi. Jika data scal cukup banyak dan trend dari normalisasi berbeda secara facies atau per reservoar/formasi, maka normalisa agar dipisahkan.

Persamaan sederhana dalam menentukan normalisasi :

Water-Oil Relative Permeability

Sw* = (Sw - Swc) / (1 Swc Sor)

Krow* = Krow / Krow@Swc

Krw* = Krw@Sorw

Gas-Oil Relative Permeability

Sg* = (Sg Sgc) / (1 Sgc Swc Sorg)

Krg* = Krg / Krg@Slr

Krog* = Krog / Krog@Sgc

2. Data SCALNormalisasi Relative Perm. Curve (Water-Oil System)

Contoh Normalisasi kurva Relative permeability. Trend dari beberapa data hampir sama, maka tidak perlu dipisahkan baik secara facies atau formasi/reservoar.

Contoh Normalisasi Relative Permeability. Trend yang tidak sama, harus dipisahkan secara facies/formasi.

2. Data SCALNormalisasi Relative Perm. Curve (Gas-Oil System)

Contoh hasil Normalisasi untuk Lapangan Gas

2. Data SCALNormalisasi Relative Perm. Curve (Gas-Water System)

2. Data SCALRekontruksi Relative Permeability (Water-Oil System)Contoh Hasil Rekontruksi dengan 5 jenis kurva relatif permeabilitas untuk berbagai Swc, Kro, Krw dan Sor (Lapangan Minyak)

Contoh Hasil Rekontruksi dengan 5 jenis kurva relatif permeabilitas untuk berbagai Swc, Krg, Krw dan Sgc (Lapangan Gas)

2. Data SCALRekontruksi Relative Permeability (Gas-Water System)

2. Data SCALRelative Permeabilitas untuk Fracture

Dari data Pc menunjukkan Swc adalah fungsi dari permeabilitas. Dengan menggunakan korelasi maka Permeabilitas di fracture dapat ditentukan, sehingga swc di fracture dapat dihitung.

Relatif

Perm. Di

Fracture untuk

Kf

< 10 D

2. Data SCALCapillary Pressure J-Function

Untuk mengolah Capillary Pressure dapat dilakukan berbagai cara :1). Dengan Metode J-Funtion 2). Normalisasi Pc

Hal-hal yang perlu diperhatian dalam pembuatan J-Funtion / Normalisasi Pc :

Pisahkan berdasarkan Facies/ flow unit (jika data mendukung)

Jika bentuk kurva scatter pisahkan/kelompokkan.

0 Sw * 1.0

J(Sw )

SISTIMATIKA


Format Data

Plot Data Produksi

Bubble Map


Data Input (Format)

End Point data Scal




Data (Format)

Analisa Data


Data Swi


3. Data PVT(Analisa Fluida Reservoar)

Masalah dalam pengolahan PVT :1. Jumlah lapisan banyak, tetapi data PVT hanya pada lapisan tertentu,

bagaimana mengambil/membuat PVT pada lapisan yang tidak ada data ??2. Data PVT lebih dari satu sample, mana yang mau diambil ??

Ada Data PVT

Ada Data PVTData PVT

Pengolahan Data PVT untuk kasus 1 dapat dilakukan, sbb :

Buatkan tabel PVT semua parameter-parameter data PVT Cari hubungan beberapa parameter dengan cara plot :

Kedalaman vs Tek.Saturasi (Pb)

Pb vs T, Pb vs Rs, Pb vs Bo@Pb (Bob), Pb vs Sg(gas) dan Pb vs API

Tentukan datum untuk masing-masing lapisan

Dari masing-masing datum akan diperoleh Tekanan Saturasi (Pb)

Dari Pb dapat menentukan Temperatur reservoar, Bob, API, Sg dan RS

Untuk membuat hubungan P vs Bo, P vs RS, P vs viskositas (minyak) dan untuk gas P vs Z, P vs Bg & P vs viskositas gas bisa menggunakan metode standing, vasquez, glaso dan Trijana K.

Tentukan metode mana yang akan digunakan dengan cara menghitung paramter Pb dan sebagai input Sg atau Rs.

3. Data PVT(Analisa Fluida Reservoar)

3. Data PVT (Format Data)

Data PVT baik dari laboratorium atau berasal dari hasil well test dikumpulkan dalam format yang sama untuk memudahkan dalam analisa lanjut.

Contoh Format Data PVT :

Lap. / Sumur Tanggal Datum Pi Pr Pb T oAPI Den. Bob Rs GasOil

Res. ftss psi psi psi oF gm/cc bbl/stb scf/stb GravityX1 S-19 2-11-84 4268 - 1796 1792 173 38.6 0.745 1.265 440 0.820

S-37 3-7-92 6330 - 2721 2243 211 33.7 0.729 1.353 598 0.813S-42 12-7-92 4580 2035 - 2035 205 35.9 0.698 1.399 600 0.740S-13 9-10-83 2972 - 1262 1262 140 41.4 0.745 1.237 379 0.694S-31 24-9-85 2816 1160 1139 1022 131 22.2 0.874 1.075 152 0.668

X2 S-35 16-2-79 5680 - 2412 2350 165 32.4 0.748 1.256 498 0.659S-46 15-2-79 7110 - 2855 2802 191 31.9 0.735 1.290 527 0.560S-99 28-8-85 6779 2882 2880 2554 190 36.5 0.703 1.402 695 0.688

X3 S-7 29-7-84 3405 1454 - 1448 157 40.7 0.704 1.343 615 0.725S-21 22-5-85 2990 1246 1159 1246 132 42.7 0.661 1.633 1024 0.841

X4 S-24 4-4-80 8600 3820 3820 3770 180 28.5 0.746 1.348 654 0.679S-6 14-12-80 8295 3600 3600 3498 185 33.1 0.748 1.355 724 0.897

S-18 11-9-79 8815 3833 3833 3325 195 29.3 0.734 1.294 616 0.637S-90 3-2-85 9686 4164 4164 3720 217 30.8 0.749 1.407 957 0.922

X5 S-6 16-10-75 1286 532 511 684 120 36.5 0.804 1.107 200 0.913S-2 19-8-75 3406 1517 1267 1438 142 27.0 0.834 1.145 280 0.923

5716-57187140-71576779-6782

3480-3490

3410-34162980-2990

-9768-9776

8768-87748293-8297

--

2962-29722816-2822

4260-4275

Interval

ftProduksi

8850-8866

Setelah data-data PVT terkumpul dan hasil plot beberapa parameter PVT mempunyai trend yang bagus, maka PVT dapat ditentukan untuk masing-masing lapisan/reservoar.

Untuk memilih metode mana yang cocok dan parameter apa saja sebagai dasar perhitungan, dapat dilakukan dengan dua cara :

Rs data sebagai input dan Sg gas yang akan dihitung dengan cara coba-coba sehingga akan diperoleh harga Pb, kemudian di matching dengan Pb data. Jika Pb belum cocok maka Sg di coba lagi. Rs data dan Pb data adalah hasil dari korelasi-korelasi.

Caranya sama, hanya Sg data sebagai input dan Rs gas yang dihitung.

3. Data PVT (Perhitungan)

Contoh hasil perhitungan dengan berbagai metode dimana Rs sebagai input dan harga Sg dicoba-coba :

Harga API, Bob, Rsi dan Sg(gas) pada lapisan/ reservoar tertentu dan dihasilkan dari plot data PVT

Harga Rs sebagai input data

METHOD RS SGgas Pb Bobm Bobc Perbedaan Keterangan(SCF/STB) (psig) (V/VR) (%)

STANDING 286.60 0.788 1153.3 1.166 1.1733 0.626 SGgas dihitungOil Gravity = 36.56 (oAPI

@ 60 oF ) VASQUEZ & 286.60 0.882 1153.0 1.166 1.1348 2.676 SGgas dihitungBob @Pb = 1.166 (V/VR) BEGGSRsi = 286.6 (scf/stb) GLASO 286.60 0.892 1153.9 1.166 1.153 1.115 SGgas dihitungPsep = 35 (psig)

Tsep = 84 (oF) TRIJANA K. 286.60 - - 1.166 - -SGgas tidak dapat

dihitungSggas = 0.8326

Sg Dihitung

Harga Sg hasil coba-coba sehingga Pb hitungan = Pb data (hasil dari plot)

Perbedaan Bob hasil coba- coba Sg dengan Bob dari data, diperoleh perbedaan yg kecil 0.626% metode Standing dg parameter Sg gas = 0.788


Contoh hasil perhitungan dengan berbagai metode dimana Sg sebagai input dan harga Rs dicoba-coba :

Harga API, Bob, Rsi dan Sg(gas) pada lapisan/ reservoar tertentu dan dihasilkan dari plot data PVT

Harga Sg sebagai input data

Harga Rs hasil coba-coba sehingga Pb hitungan = Pb data (hasil dari plot)

Perbedaan Bob hasil coba- coba Rs dengan Bob dari data, diperoleh perbedaan yg kecil 0.026% metode Trijana dg parameter Rs = 332.4

METHOD RS SGgas Pb Bob Perbedaan Keterangan(SCF/STB) (psig) (V/VR) (%)

STANDING 302.90 0.833 1153.0 1.166 1.1856 1.681 Rs dihitungOil Gravity = 36.56 (oAPI

@ 60 oF ) VASQUEZ & 272.20 0.833 1153.3 1.166 1.1281 3.250 Rs dihitungBob @Pb = 1.166(V/VR) BEGGSRsi = 286.6 (scf/stb) GLASO 267.50 0.833 1153.2 1.166 1.1385 2.358 Rs dihitungPsep = 35 (psig)Tsep = 84 (oF) TRIJANA K. 332.40 0.833 1153.3 1.166 1.1663 0.026 Rs dihitungSggas = 0.8326

RS Dihitung


3. Data PVT (Analisa Data)

Contoh dalam menganalisa data PVT dengan membuat hubungan Tekanan Saturasi dengan Kedalaman.

Contoh hubungan tekanan saturasi dengan temperatur reservoar dan faktor volume minyak pada tekanan saturasi.


Contoh hubungan tekanan saturasi dengan Rs dan Sg.


Setelah hasil perhitungan PVT selesai dengan kedua cara tsb kemudian bandingkan mana perbedaan bob yang kecil, kemudian tentukan paramter Rs, Bo, Viskositas oil, Bg dan viskositas gas untuk berbagai tekanan dan berbagai lapisan/reservoar.


Pengolahan Data PVT untuk kasus 2, dimana ada dua data PVT atau lebih dan pengambilan sample pada kedalaman yang sama.

Untuk menentukan data PVT mana yg akan diambil, dapat dengan cara : Plot performance GOR dan Tekanan reservoar vs Waktu Amati performance GOR dan pada saat GOR naik tentukan tekanan

reservoar. Tekanan reservoar pada saat GOR eqivalen dengan tekanan saturasi (Pb)

Contoh Kasus-2 : Dari pengukuran ada 2

data PVT dari 2 sumur .

PVT (1) : Pb = 2485 psi

PVT (2) :Pb = 2155 psi

GOR mulai naik

Trend Pr

Pb = 2485 psi


Untuk reservoar gas, komposisi gas yang harus di plot terhadap kedalaman.Contoh hasil analisa untuk PVT reservoar gas untuk berbagai zone.


SISTIMATIKA


Format Data

Plot Data Produksi

Bubble Map


Data Input (Format)

End Point data Scal




Data (Format)

Analisa Data


Data Swi


4. Penentuan Rock Region

Rock Region didalam model simulasi reservoar diperlukan untuk membagi atau memisahkan antara property yang bagus dengan property yang jelek.

Penentuan Rock Region, dapat berfungsi :

Mengelompokkan produksi yang memiliki performance yang sama atau performance tekanan yang sama.

Dapat membantu mempercepat dalam proses history matching.

Hasil prediksi dari simulasi tidak over/under estimate.

Akan membantu dalam menentukan skenario pengembangan lapangan.

Contoh Rock Region secara Lateral


Penentuan Rock Region dapat dilakukan dengan dua cara :

Berdasarkan data Swi.Data Sw diambil dari hasil distribusi 3D property model

Urutkan data Swi dari nilai yang kecil ke nilai besar, usahakan untuk membagi berdasarkan Reservoar atau Formasi.

Plot Swi vs Number of Sample (Cumulative Data)

Bagi beberapa interval, dimana setiap interval mempunyai trend yang sama. Tiap-tiap interval dapat mewakili rock region.

Swi setiap rock region dapat dicari dengan mengambil rata-rata harga Swi pada tiap-tiap interval.

Metode ini dapat dilakukan, jika :

Dari data resistivity log tidak menunjukkan adanya transisi zone. Pc = 0

Dari data produksi dimana pada awal produksi air belum keluar walaupun dengan Sw cukup tinggi.

Dari data Scal harga Swir sama dengan data Sw hasil interpretasi log. Swi eqivalen Swc (Swirr)

Note : Inplace antara hasil dari Initialisasi simulasi dg 3D model umumnya kurang dari 10%.

4. Penentuan Rock Region

Contoh penentuan rock region untuk seluruh lapangan X1.

ST-058

ST-025

ST-13

ET-1

ET-2

ST-058

ST-025

ST-13

ST-058

ST-025

ST-13

ET-1

ET-2

Contoh Input Data Swi dari 3D Property model

4. Penentuan Rock Region(Berdasarkan Swi)

Contoh penentuan rock region pada lapangan X2, dimana penentuan rock region dibagi berdasarkan reservoar.


Contoh penentuan rock region pada lapangan X3, dimana penentuan rock region dibagi berdasarkan formasi.

Formasi T

Formasi D



Berdasarkan data Permeabilitas.Prosedure hampir sama dengan data Swi.

Data Permeabilitas diambil dari hasil distribusi 3D property model

Urutkan data Permeabilitas dari nilai yang kecil ke nilai besar, usahakan untuk membagi berdasarkan Reservoar atau Formasi atau Zonasi.

Plot Permeabilitas vs Number of Sample (Cumulative Data)

Bagi beberapa interval, dimana setiap interval mempunyai trend yang sama. Tiap-tiap interval dapat mewakili rock region.

Tentukan permeabilitas dari setiap rock region dengan cara mengambil rata-rata harga permeabilitas pada tiap-tiap interval.

Setelah mendapatkan harga permeabilitas rata-rata tiap-tiap rock region maka dapat menentukan Swc.

Tentukan Swc tiap-tiap rock region dengan menggunakan korelasi hubungan Swc vs Permeabilitas.

4. Penentuan Rock Region(Berdasarkan Permeabilitas)

Metode ini dapat dilakukan, jika :

Data resistivity log menunjukkan adanya transisi zone. Pc > 0

Dari data produksi dimana pada awal produksi air sudah keluar, terutama yang dekat dengan contact.

Dari data Scal dan data Sw hasil interpretasi log terutama dekat contact harga Swi selalu lebih besar dari harga Swc. Swi > Swc (Swirr)

Jika rock region menggunakan data permeabilitas :

Inplace antara hasil dari Initialisasi simulasi dengan 3D model umumnya lebih dari 10%.

Untuk me-matching inplace dapat menggunakan data kapiler pressure.


Contoh penentuan rock region untuk seluruh lapangan X1.

Nomor Sample vs Permeabilitas

0.1

1.0

10.0

100.0

1000.0

10000.0

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

Nomor Sample

P

e

r

m

e

a

b

i

l

i

t

a

s

,

(

m

D

)

Rock-1

Rock-2

Rock-3

Rock-4

Rock-5

Rock-1 : PermeabilitasK > 800Rock-2 : 105 < Permabilitas < 800Rock-3 : 45 < Permabilitas < 105Rock-4 : 12 < Permabilitas < 45Rock-5 : Permabilitas < 12


Contoh 3D Model untuk rock region

Rock-3K < 10 mD

Rock-1K > 100 mD

Rock-210 < K < 100

mD


SISTIMATIKA


Format Data

Plot Data Produksi

Bubble Map


Data Input (Format)

End Point data Scal




Data (Format)

Analisa Data


Data Swi


GAS CAP SOL.SIZE OIL GAS GOR

Pb Pd m Boi Bgi Rsi OIL GAS SOL. GAS( psia ) ( psia ) ( psia ) ( fraction ) ( bbl/stb) ( bbl/scf) ( scf/stb ) ( MM stb ) ( MMM scf ) ( MMM scf )

Comb. Gas (Depletion) & Water Drive withdominant Depletion Drive.



Comb. Gas (Depletion) & Water Drive withdominant Water Drive in early period.

Comb. Depletion, Gas Cap & Water Drivewith dominant Water Drive.

Comb. Depletion, Gas Cap & Water Drivewith dominant Depletion (Solution Gas) Drive.



Comb. Depletion, Gas Cap & Water Drivewith dominant Water Drive in late period.

RESERVOIR CLASSIFIKATION

ZONE/ LAYER

FORMATION

SATURATION PRESSURE ORIGINAL IN PLACE DRIVE MECHANISM

Pi* avg.

0.31487

-

-

-

-

0.07048

36.38

34.18

166.62

0.54239

0.01241

15.63

6.43

22.32

9.45

3.37

0.00334

2.31

338.99

-

-

-

-

0.07

46.92

36.85

167.14

1.60

1006.87

775.35

927.42

996.90

-

-

-

-

1.27092

0.00368

0.00113

0.04153

0.00196

0.00118

0.00175

0.00124

0.00115

0.00452

1.73583

1.66444

1.65969

1.70173

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0.12

0.35

0.13

0.09

0.7

-

-

-

-

1764.70

1705.67

1954.76

2985.00

3004.7

2820.57

2820.35

2523.75684.03

GAS (condensate)

GAS (condensate)

GAS (condensate)

GAS (condensate)

OIL (two-phase)

OIL (two-phase)

OIL (two-phase)

OIL (two-phase)

OIL (two-phase)E

T

A

F

B

R

F

914.48

2940.6

86.864

1605.7

2571.849

1845.4

2334.3

BRF-1

BRF-2

BRF-3

B2

C1

C2

D1

F V F

D2 2525.9

-

-

-

-

2972.25

5. Mekanisme Pendorong

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

0 400 800 1200 1600Cumulative Gas Production (Gp), MM scf

D

r

i

v

i

n

g

I

n

d

e

x

(

D

I

)

,

f

r

a

c

t

i

o

n

Gas Drive Index (GDI) Water Drive Index (WDI) Compressibility Drive Index (CDI)

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

0 50 100 150 200 250 300Cumulative Oil Production (Np), M stb

D

r

i

v

i

n

g

I

n

d

e

x

(

D

I

)

,

f

r

a

c

t

i

o

n

Water Drive Index (WDI)

Segregation (Gas Cap) Drive Index (SDI)

Depletion Drive Index (DDI)

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

0 2000 4000 6000 8000 10000Cumulative Oil Production (Np), M stb

D

r

i

v

i

n

g

I

n

d

e

x

(

D

I

)

,

f

r

a

c

t

i

o

n Water Drive Index (WDI) Segregation (Gas Cap) Drive Index (SDI) Depletion Drive Index (DDI)

5. Mekanisme Pendorong

PENGOLAHAN DATA ENGINERING PERSIAPAN SIMULASI RESERVOIROleh: Joko PamungkasSlide Number 2Slide Number 3Slide Number 4Slide Number 5Slide Number 6Slide Number 7Slide Number 8Slide Number 9Slide Number 10Slide Number 11Slide Number 12Slide Number 13Slide Number 14Slide Number 15Slide Number 16Slide Number 17Slide Number 18Slide Number 19Slide Number 20Slide Number 21Slide Number 22Slide Number 23Slide Number 24Slide Number 25Slide Number 26Slide Number 27Slide Number 28Slide Number 29Slide Number 30Slide Number 31Slide Number 32Slide Number 33Slide Number 34Slide Number 35Slide Number 36Slide Number 37Slide Number 38Slide Number 39Slide Number 40Slide Number 41Slide Number 42Slide Number 43Slide Number 44Slide Number 45Slide Number 46Slide Number 47Slide Number 48Slide Number 49Slide Number 50Slide Number 51Slide Number 52Slide Number 53Slide Number 54Slide Number 55Slide Number 56Slide Number 57

Documents

Persiapan Data Simulasi Reservoir