1 volumetrik

Penentuan Cadangan, hal. 1

Penentuan Cadangan Pendahuluan (1)

Faktor penting dalam pengembangan reservoir dan perencanaan

produksi:

perkiraan volume awal hidrokarbon di tempat (initial volume in

place)

volume hidrokarbon yang dapat diperoleh (recoverable volume)

reserves atau cadangan



Definisi cadangan:

Perkiraan jumlah minyak mentah, gas alam, gas condensate, fasa

cair yang diperoleh dari gas alam, dan material lainnya (mis. sulfur),

yang dianggap bernilai komersial untuk diambil dari reservoir

dengan menggunakan teknologi yang ada pada suatu saat dalam

keadaan ekonomi dan dengan peraturan yang berlaku pada saat

yang sama


Penentuan Cadangan

Pendahuluan (3)

Cadangan:

tidak termasuk minyak, gas, dan material lainnya yang sudah

berada dalam tanki penimbun

cadangan yang diperoleh dengan mekanisme pendorongan

alamiah dibedakan dari cadangan yang diperoleh dengan metode

peningkatan perolehan (improved recovery methods)


Facts and Figures:

Jumlah lapangan minyak (in terms of reservoir) di dunia yang

diketahui = 30,000 lapangan dengan cadangan 140,000 Mton.

Lebih dari 50% cadangan minyak dunia (71,000 Mton)

terkandung hanya di 33 lapangan minyak (0.1% dari jumlah

lapangan); 26% berikutnya terkandung di 0,8% dari jumlah

lapangan; 0.91% lapangan minyak dunia mengandung 76% total

cadangan minyak dunia.

Lapangan minyak terbesar di dunia: Ghawar dengan cadangan

11,400 Mton, kedua Burgan dengan 9,800 Mton.

Cadangan minyak Indonesia = 5 milyar barrel. Konversi ke

Mton?


Penentuan Cadangan

Pendahuluan (4)

Besar cadangan diperkirakan berdasarkan

data hasil interpretasi geologi dan

data engineering

yang tersedia pada suatu waktu

Besar cadangan dapat berubah selama masa produksi sejalan

dengan

bertambahnya data/informasi reservoir

keadaan ekonomi yang memaksa adanya perubahan



Menghitung cadangan pada tahap sebelum produksi:

metode volumetrik (yang bersifat deterministik)

metode probabilistik (mis. metode simulasi Monte Carlo)

tidak tergantung pada data produksi.

Menghitung cadangan pada tahap setelah produksi:

metode material balance

metode simulasi numerik

makin banyak data produksi; makin baik perkiraan volume

hidrokarbon



Pokok bahasan Perhitungan isi awal hidrokarbon di tempat (IOIP

atau IGIP) dan cadangan (recoverable volumes) menggunakan:

metode volumetrik

metode probabilistik (yaitu simulasi Monte Carlo)


Definisi dan Istilah

Standar tertentu yang berlaku dan dapat diterima masyarakat

(industri) perminyakan

Tahun 1930-an – American Petroleum Institute (API)

Tahun 1997 – Society of Petroleum Engineers (SPE) dan World

Petroleum Congresses (WPC)

Menurut SPE/WPC cadangan minyak dan/atau gas bumi dikelompokkan menjadi tiga bagian yaitu:

proved reserves (cadangan terbukti)

probable reserves (cadangan mungkin)

possible reserves (cadangan harapan)



Non

Recoverable

Ditemukan/Discovered Belum/tidak ditemukan

Undiscovered

SDA Minyak/Gas Total

Unproved

Probable

Proved

Recoverable

Reserve Produksi kumulatif

Possible



Proved Reserves (1)

Jumlah hidrokarbon yang berdasarkan data geologi dan

engineering dapat diperkirakan dengan tingkat kepastian yang

pantas (reasonable) dan dapat diambil dengan menggunakan

teknologi dalam keadaan ekonomi dan dengan peraturan yang

berlaku pada suatu saat

Proved apabila produktivitas komersial didukung oleh data

produksi aktual atau oleh data hasil pengujian

Seringkali harus ditentukan berdasarkan data core, log, atau

pengujian lainnya



Proved Reserves (2)

Meliputi:

1. Daerah yang telah delineated oleh pemboran dan, jika ada,

dengan batas fluida yang jelas

Jika tidak ada batas fluida, volume HC didasarkan pada letak

HC terbawah yang diketahui (the lowest known occurrence -

LKO).

2. Daerah yang belum dibor namun berdasarkan data geologi dan

engineering terbukti sebagai daerah produktif dan bernilai

komersial.



Proved Reserves (3)

Berdasarkan status produksi:

Proved developed, daerah di mana instalasi fasilitas produksi dan transportasi sudah pasti dapat dilakukan.

Proved undeveloped, daerah di mana

lokasinya berada dalam atau berbatasan langsung dengan daerah proved producing

masih dapat dikembangkan dengan menambah sumur (infill wells)

dapat dikembangkan dengan memperdalam sumur

memerlukan biaya yang lebih tinggi untuk penyelesaian sumur dan instalasi peralatan produksi.



Probable Reserves (1)


engineering mempunyai kemungkinan terambil lebih besar dari

kemungkinan tidak terambil.

Jika menggunakan metode probabilistik, tingkat kemungkinan

proved reserves + probable reserves minimal 50%




Meliputi:

1. Daerah di luar batas proved atau merupakan bagian terbawah

dari struktur yang diperkirakan mengandung hidrokarbon

2. Daerah produktif yang hanya disimpulkan dari data log (tidak

didukung data lainnya sehingga dipandang kurang pasti)

3. Daerah yang jika dilakukan infill drilling dapat menjadi proved

reserves

4. Diperoleh dengan IOR yang telah terbukti berhasil sebelumnya

(namun belum terbukti dengan pilot project)




Meliputi: (Lanjutan)

5. Daerah produktif di sekitar proved reserves yang dipisahkan oleh

patahan/faults

6. Dapat diperoleh dengan cara perubahan mekanis (workover,

treatment, perubahan peralatan)

7. Daerah proved producing yang berdasarkan interpretasi kinerja

atau data volumetrik menunjukkan cadangan yang lebih dari

yang sudah dinyatakan proved



Possible Reserves (1)


engineering mempunyai tingkat kemungkinan terambil lebih

rendah dari tingkat kemungkinan terambil probable reserves

Jika menggunakan metode probabilistik, tingkat kemungkinan

proved reserves + probable reserves + possible reserves minimal

10%



Possible Reserves (2)

Meliputi:

1. Daerah di luar batas probable yang berdasarkan ekstrapolasi

struktur atau stratigrafi dapat terjadi

2. Daerah produktif yang dapat disimpulkan dari data log dan data core tetapi belum dapat ditentukan secara komersial

3. Diperoleh dari infill drilling namun mempunyai ketidakpastian dalam teknis pelaksanaan

4. Diperoleh dengan IOR namun belum terbukti dengan pilot project dan/atau data reservoir meragukan

5. Daerah dalam formasi yang terpisah dari daerah proved oleh

patahan dan interpretasi geologi menunjukkan daerah tersebut lebih rendah dari daerah proved


Metode Penentuan Cadangan

Pendahuluan

Metode yang digunakan tergantung pada ketersediaan data dan

informasi reservoir yang mendukung metode tersebut

Beberapa metode menurut SPE:

1. Metode analogi – jika tidak ada/sangat minim data

2. Metode volumetrik – jika ada data geologi, data log, dan/atau

data core

3. Metode volumetrik-probabilistik – jika tidak ada data geologi,

data log, dan data core. (mis. simulasi Monte Carlo)

4. Performance analysis methods – jika ada data geologi, data

log, data core, dan data produksi (mis. metode material balance, decline curve, simulasi reservoir)



Metode Volumetrik (1)

Merupakan metode perhitungan cadangan paling sederhana

Reservoir dipandang sebagai sebuah wadah dengan geometri

atau bentuk sederhana (mis. bentuk kotak, kerucut, atau

lingkaran)




Persamaan yang digunakan:

Untuk reservoir minyak: Npa dydxEB

)S1(hA o,R

o

wn

EB

)S1(hAo,R

o

wn

Untuk reservoir gas: Gpa dydxEB

)S1(hA g,R

g

wn

EB

)S1(hAg,R

g

wn




Dalam persamaan tersebut:

Npa dan Gpa cadangan minyak dan gas, yaitu produksi kumulatif

pada waktu abandonment, diukur pada stock tank, yaitu pada 60oF

(288 K) dan 14.7 psi (0.1013 MPa)

hn, , dan Sw, ketebalan bersih formasi produktif, porositas

efektif, dan saturasi air (berbeda dari satu lokasi ke lokasi lainnya)

Bo dan Bg factor volume formasi minyak dan gas

ER factor perolehan (recovery factor)

A luas daerah reservoir yang berkaitan dengan kategori

cadangan terbukti (proved), mungkin (probable), atau harapan

(possible)

Tanda “bar” di atas parameter menunjukkan harga rata-rata


a. Luas Daerah

Ditentukan untuk tiap interval produktif (atau tiap unit endapan

batuan yang berbeda)

Ditentukan oleh daerah dimana cadangannya akan dihitung

berdasarkan klasifikasi cadangan

Dibuat peta daerah yang mengandung hidrokarbon sebagai

fungsi dari kedalaman (diperlukan titik-titik terdangkal dan

terdalam dimana hidrokarbon dapat ditemukan dalam tiap

sumur)

Sumber informasi yang digunakan: data well log dan data core

dari masing-masing sumur atau peta seismik

Dengan planimeter dibuat diagram yang menghubungkan elevasi

kontur terhadap area


Luas Daerah Dalam Kontur

Water-Oil Contact


b. Ketebalan Bersih (Net Pay)

Terdapat interval batuan (shale: dan k rendah) atau saturasi

air tinggi disebut lapisan tidak produktif atau non-pay

Non-pay dikurangkan dari ketebalan (gross), ht, ketebalan

bersih, hn dan net-to-gross ratio, hn/ht

Batas bawah permeabilitas disebut permeability cut-off (jika

permebilitas lebih kecil dari cut-off, interval tidak produktif)

Data permeabilitas tidak selalu meyakinkan digunakan

korelasi k = f() ada porosity cut-off

Dibuat peta isopach (menghubungkan titik-titik dengan

ketebalan formasi yang sama)

Volume batuan yang mengandung hidrokarbon dihitung dengan:

A nR dydxhV


3 (tiga) cara untuk meng hitung VR:

1. Menggunakan simulasi numerik reservoir.

2. Mengukur luas daerah dalam peta isopach dengan menggunakan

planimeter untuk setiap kontur ketebalan.

3. Menghitung volume berdasarkan peta isopach dengan cara

membaginya menjadi tumpukan trapezoid


Luas Daerah Dalam Kontur Isopach

A

0R

max

dahV

0 Amax


Tiap selang ketebalan hitung V

Kemudian VR dihitung untuk seluruh selang ketebalan

An

OWC

OWC

Interval = 5 ft

An+1

0 15 10

0

5


Piramid

1nn1nnb AAAA3

hV jika 5.0

A

A

n

1n

Trapesium

1nnb AA2

hV jika 5.0

A

A

n

1n


c. Porositas

Diperoleh dari data log yang dikalibrasi terhadap data core

Harga rata-rata pada tiap sumur dihitung dengan menggunakan

faktor perata-rataan ketebalan:

h

h

n

m

1kk,nk

w

Dibuat 2 buah peta: peta isoporosity (peta kontur porositas) dan

iso-porosity thickness (peta kontur porositas-ketebalan, whn)

Dari peta iso-porosity thickness, porositas rata-rata dihitung

dengan menggunakan faktor perata-rataan volume:

V

dydxh

R

A w n


d. Saturasi Air

Diperoleh dari data log

Umumnya tergantung pada ketinggian di atas free water level

dibuat kurva saturasi air versus ketinggian, Sw = f(h) dengan

melakukan:

1. Interpolasi harga Sw dari log pada berbagai kedalaman di

setiap sumur, atau

2. Jika ada core, lakukan normalisasi dengan menggunakan

Leverett J-Function

Kurva digunakan untuk mengoreksi/mengeliminasi saturasi yang

bersifat anomali terhadap ketinggian di atas free water


Saturasi air rata-rata di tiap sumur, Sw,w dihitung sebagai:

h

hS

Sw n

m

1kk,nkk,w

w,w

Harga Sw,w dipetakan: peta kontur ”iso-water saturation” dan

”iso-water saturation thickness” atau peta iso hnwSw,w

Saturasi air rata-rata reservoir dihitung dengan menggunakan

faktor perata-rataan pore volume:

V

dydxhSS

R

A w nw,ww


d. Faktor Volume Formasi

Faktor volume formasi minyak, Bo, dan lebih khusus faktor

volume formasi gas, Bg, umumnya tidak tergantung pada lokasi

di reservoir kecuali variasi tekanan di dalam reservoir sangat

besar

Harga yang ditentukan di laboratorium dari data core dan/atau PVT cukup memadai diambil pada harga tekanan rata-rata

reservoir


f. Faktor Perolehan

Bagian yang paling kontroversial dalam metode volumetrik

Sangat menentukan besar cadangan

Fungsi dari berbagai faktor yang saling terkait satu sama lain

sehingga sulit dinyatakan secara eksplisit

Faktor-faktor yang saling terkait tersebut diantaranya:

- jenis mekanisme pendorongan

- mobility ratio

- keheterogenan sifat batuan

- jumlah dan distribusi sumur

- jadwal produksi tiap sumur

- kemungkinan pelaksanaan teknik perolehan lanjut

Penentuan faktor perolehan yang paling baik (mungkin)

adalah dengan menggunakan simulator numerik


Penentuan faktor perolehan biasanya didasarkan pada

keberhasilan perolehan di reservoir lain yang mempunyai batuan

dan cekungan sedimen yang sama korelasi

Korelasi yang populer: Korelasi API/Korelasi Arps:

Sandstone/carbonate dengan solution gas drive:

(%)E o,R =

1741.0

a

b3722.0w

0979.0

ob

1611.0

ob

w

p

pS

k

B

S1815.41

Sandstone dengan water drive:

(%)E o,R =

2159.0

a

i1903.0w

0770.0

oi

wi0422.0

oi

w

p

pS

k

B

S1898.54

Akurasi kedua korelasi diragukan gunakan dengan hati-hati.


Faktor perolehan gas relative lebih sederhana

Umumnya hanya tergantung pada tekanan kepala sumur minimum

yang dapat ditetapkan

Sisa cadangan pada setiap tingkat depletion adalah perbedaan

antara cadangan awal dan jumlah produksi kumulatif

Faktor perolehan adalah fraksi dari initial gas in place yang dapat

diambil:

z/p

z/p1E

ii

aag,R

Jika terdapat mekanisme pendorongan water drive, saturasi gas

residual, Sgr, harus diperhitungkan:

z/p

z/pS1E

ii

aagrg,R


Metode Volumetrik-Deterministik Menggunakan Harga Rata-rata

Harga rata-rata h n , , S w , Bo (atau Bg ), E o,R (atau E g,R ) yang dihitung dengan cara seperti dipaparkan di atas untuk masing-masing luas

daerah yang didefinisikan sebagai daerah proven, probable, atau possible, dapat digunakan untuk menghitung cadangan proven, probable, atau

possible dengan memakai persamaan-persamaan yang seperti telah disebutkan di atas, yaitu:

Untuk menghitung cadangan minyak:

Npa EB

)S1(hAo,R

o

wn

Untuk menghitung cadangan gas:

Gpa EB

)S1(hAg,R

g

wn

Metode Volumetrik-Deterministik Menggunakan Equivalent Hydrokarbon Column

Dari harga-harga hn, w, dan Sw,w untuk setiap sumur, hitung ketebalan hipotetis kolom hidrokarbon dengan cara mengurangkan volume batuan

dan air dalam pori (disebut dengan equivalent hydrocarbon column atau EHC), yaitu:

EHC = hn w (1 – Sw,w)

Kemudian EHC tiap sumur dipetakan sehingga diperoleh peta iso-EHC untuk selanjutnya volume total hidrokarbon, VH, dihitung dengan:

AH dydxEHCV

Perhitungan dengan persamaan tersebut dilakukan secara terpisah untuk luas daerah proven, probable, dan possible seperti menghitung VR di

atas. Kemudian cadangan untuk minyak dan gas proven, probable, dan possible masing-masing dihitung dengan:


Npa EB

Vo,R

o

H

Gpa EB

Vg,R

g

H


Metode Volumetrik-Probabilistik Menggunakan Simulasi Monte Carlo

Metode probablistik menghilangkan definisi proven, probable, dan possible yang kaku (rigid) dan menggantinya dengan konsep probabilitas.

Dengan cara ini, cadangan diklasifikasikan berdasarkan tingkat probabilitas (kemungkinan) harga yang terhitung. Hal ini ditentukan menurut

kurva distribusi probabilitas untuk tiap parameter dalam persamaan yang digunakan untuk menghitung cadangan. Selanjutnya, pembahasan

tentang hal ini akan disampaikan pada bagian Simulasi Monte Carlo.

Konsep Tekanan Rata-rata

Dalam perhitungan metode volumetrik seringkali diperlukan data tekanan reservoir rata-rata. Tekanan reservoir umumnya diukur melalui sumur.

Masing-masing sumur akan menghasilkan data sendiri-sendiri. Perhatian utama dalam hal ini adalah metode penentuan tekanan rata-rata dari

data sumuran tersebut. Beberapa cara perata-rataan yang umum digunakan adalah:

1. Tekanan rata–rata sumuran = n

pn

0i

; n = jumlah sumur, p = tekanan sumuran

2. Tekanan rata–rata areal =

n

0i

n

0ii

A

Ap

; A = luas daerah pengurasan sumur

3. Tekanan rata–rata volumetrik =

n

0ii

n

0iii

hA

hAp

; h = ketebalan lapisan pada lokasi sumur


Contoh 2: Menghitung tekanan rata-rata

Diketahui data tekanan untuk sumur-sumur pada Region 1 yang menembus suatu formasi batuan suatu reservoir dengan peta lokasi ditunjukkan

oleh gambar berikut. Dengan menggunakan data tersebut hitunglah tekanan rata-rata sumuran, rata-rata areal, dan rata-rata volumetrik untuk

reservoir tersebut.

Penyelesaian:

Dengan data dari masing-masing sumur pada Region 1 yang mempunyai 4 buah sumur yaitu Sumur 1, 2, 3, 4, perhitungan tekanan rata-rata

dapat dilakukan dengan menyiapkan tabel seperti ditunjukkan berikut:

Sumur pi Ai (acres) piAi hi piAihi Aihi

1 2750 160 440,000 20 8,800,000 3200

2 2680 125 335,000 25 8,375,000 3125

p1

Sumur 1 p2

Sumur 2

p3

Sumur 3

p4

Sumur 4

p5

Sumur 5 p6

Sumur 6

p7

Sumur 7

p8

Sumur 8

Region 1

Region 2

Patahan

Region 3


3 2840 190 539,600 36 14,029,600 4940

4 2700 145 391,500 31 12,136,500 4495

n = 4 =10,970 =620 =1,706,100 =43,341,100 =15,760

Sehingga:

Tekanan rata-rata sumur = 27434

970,10 psia

Tekanan rata-rata areal = 2752620

100,706,1 psia

Tekanan rata-rata volumetrik = 2750760,15

100,341,43 psia

Unit Recovery (Initial Unit Reserve)

Cadangan yang dihitung dengan menggunakan factor perolehan seperti disebutkan di atas menunjukkan bahwa cadangan tersebut dinyatakan

sebagai fraksi isi awal minyak atau gas di tempat. Cadangan juga dapat dinyatakan sebagai volume minyak atau gas per volume bulk batuan

reservoir. Cara perhitungan ini menggunakan parameter yang disebut dengan unit recovery. Seperti halnya factor perolehan, unit recovery dapat

ditentukan dengan metode analogi, persamaan saturasi residual, korelasi empiris, material balance, atau simulasi reservoir. Sebagai contoh, jika

dipandang unit recovery gas adalah perbedaan antara initial gas in-place dan gas tersisa (remaining gas) pada tekanan abandonment, pa, maka

unit recovery dapat dihitung sebagai berikut:

Unit Recovery = 43560 () (1 – Swi)

B

1

B

1

gagi

SCF/acre-ft

dimana:

Bgi = Initial formation volume factor, pada p = pi


Bga = Abandonment formation volume factor, pada p = pa

1 volumetrik

Documents