Th

IV.9. DASAR-DASAR MELAKUKAN SIMULASI RESERVOIR

1. PENDAHULUAN Simulasi reservoir diperlukan untuk memperoleh kinerja reservoir dengan teliti pada berbagai

kondisi. komplesi sumur dan skenario produksi. Unsur-unsur dasar dalam melakukan

simulasi reservoir. meliputi hal-hal berikut ini:

mendefinisikan tujuan yang akan dicapai,

mengumpulkan dan menganalisa data,

membuat model reservoir dan karakteristiknya (reservoir characterization),

menyelaraskan volume hidrokarbon (initialisation),

menyelaraskan kinerja model reservoir dengan sejarah produksi (history matching),

melakukan peramalan produksi dengan berbagai skenario pengembangan, dan

membuat laporan.

Tahapan yang paling penting adalah pada saat menentukan tujuan yang akan dicapai oleh

perkerjaan simulasi tersebut. Tujuan ini akan menentukan seberapa besar sumber daya

(manusia dan data) dan waktu yang akan dialokasikan untuk pekerjaan simulasi ini,

pendekatan model yang akan digunakan, kualitas penyelarasan sejarah produksi yang

diinginkan, dan jumlah skenario pengembangan yang perlu dilakukan.

Pada umumnya reservoir simulasi memerlukan bermacam-macam data yang sangat

komprehensif. Sisi positifnya adalah data dikumpulkan dari berbagai sumber dan

diintegrasikan menjadi satu kesatuan model. Karenanya data-data tersebut terlebih dulu perlu

direview, dianalisa dan diproses. Validasi data dan adanya “perbedaan” interpretasi dari

sumber data yang berbeda meningkatkan pengetahuan engineer tentang reservoir sehingga

akan lebih memahami akan karakteristik reservoir. Sisi negatifnya adalah pekerjaan simulasi

ini memerlukan sumber daya yang sangat intensif. Sumber daya ini meliputi biaya untuk

memperoleh data dan komputasi, waktu, software, dan pemeliharaan.

Pertimbangan-pertimbangan dalam pembuatan model meliputi jenis model (black oil,

compositional, thermal, dan homogen atau dual porosity), model dan ukuran grid.

1 | P a g e

Th

Setelah model dibuat, dilakukan penyelarasan fluida hidrokarbon. Penyelarasan ini dibuat

agar volume hidrokarbon yang diperoleh berdasarkan saturasi hasil interpretasi data log

bersesuaian dengan distribusi saturasi pada model simulasi yang dihitung berdasarkan data

tekanan kapiler.

Setelah penyelarasan volume hidrokarbon tercapai, maka dilakukan penyelarasan model

simulasi. dengan sejarah produksi. Dalam proses ini data-data dalam model diubah untuk

disesuaikan dengan.sejarah produksi. Dapat dikatakan bahwa tahapan ini adalah tahapan

kalibrasi model.

Setelah penyelarasan dianggap memadai, prediksi produksi dapat dilakukan. Yang perlu juga

dilakukan pada tahap ini adalah menganalisa hasil dari simulator apakah masuk akal atau

tidak, yaitu. dengan melakukan perbandingan dengan metode lain yang lebih sederhana dan

merupakan standar di industri seperti material balance, decline curve dan Buckley-Leverett,

dan dengan lapangan yang memiliki sifat-sifat serupa.

2. MENENTUKAN TUJUAN SIMULASI Berikut ini adalah hal-hal yang perlu dipertimbangkan saat membuat tujuan simulasi, yaitu :

a. tahapan perolehan (eksplorasi atau pengembangan),

b. jumlah dan kualitas data yang tersedia, dan

c. batasan waktu studi.

Penjelasan singkat tentang tiga faktor tersebut adalah berikut ini:

Tahap perolehan perlu menjadi pertimbangan karena simulasi reservoir hanya cukup

akurat jika tersedia data produksi yang cukup. Untuk tahap eksplorasi dimana data

produksi hanya didapat dari hasil DST yang sangat singkat, kalibrasi atau penyelarasan

model hanya dapat dilakukan bersifat sangat umum. Karenanya tujuan simulasi pada

tahap ini hanyalah sebatas pada menentukan kisaran harga cadangan dan lamanya waktu

produksi dari reservoir.

Jumlah dan kualitas dari data yang tersedia menentukan juga tujuan dari studi simulasi.

Misalnya, jika permeabilitas relatif gas/minyak tidak tersedia, studi tentang gas flooding

menggunakan simulasi tidaklah akurat.

Jika waktu untuk melakukan studi sangat singkat prediksi secara mendetail mungkin

tidak dapat dilakukan.

2 | P a g e

Th

3. ANALISA DATA Data yang diperlukan oleh pekerjaan simulasi terdiri dari berbagai sumber data seperti

ditunjukkan oleh Tabel 1. Dalam simulasi reservoir data-data yang dimasukkan dalam

simulator harus konsisten dengan ukuran grid dan layer yang digunakan dalam model.

1.1. DATA GEOFISIKA DAN GEOLOGI Data geofisika memberikan ukuran atau batasan dari reservoir dan data geologi

menyediakan anatomi bagian dalamnya.

1.1.1. Data Geofisika Data geofisika yang umum dipakai dalam simulasi reservoir adalah data seismik,

yang dapat menunjukkan adanya patahan, formation pinchouts, ketidakselarasan,

variasi pada ketebalan reservoir dan reservoir continuity (Gambar 1). Kekurangan

dari data seismik adalah jika sifat-sifat reservoir memiliki skala yang lebih kecil

dari resolusi dari survei seismik.

1.1.2. Data Geologi Model geologi mengambarkan distribusi sifat-sifat reservoir, seperti :

permeabilitas, porositas, ketebalan bersih, flow barriers dan nonreservoir facies.

Oleh sebab itu, model geologi kerangka dimana suatu simulasi reservoir dibuat.

Ilustrasi tentang hal ini ditunjukkan oleh Gambar 2.

Tabel 2 memperlihatkan parameter yang diperlukan dalam membuat model

geologi. Model geologi yang baik tidak hanya memetakan sifat-sifat reservoir

yang bervariasi di reservoir hidrokarbon dan aquifer yang berhubungan, tetapi

juga berusaha untuk menerjemahkan proses yang mempengaruhi distribusi dari

sifat-sifat tersebut. Dua proses utama yang mempengaruhi distribusi sifat-sifat

reservoir adalah :

Lingkungan Pengendapan

Diagenesis

1.2. DATA TEKNIS Data teknis meliputi hal yang berhubungan dengan data statik dan dinamik, yaitu:

a. Deskripsi reservoir, meliputi :

Data core

3 | P a g e

Th

Analisa Core Rutin (Routine Core Analysis)

Analisa Core Spesial (Special Core Analysis - SCAL)

Openhole Well-Log Data

Data tekanan transien

Data produksi

b. Deskripsi batuan nonreservoir, meliputi :

Deskripsi shale

Deskripsi aquifer

c. Deskripsi fluida, meliputi :

Deskripsi black-oil

Deskripsi komposisional

1.3. PEMECAHAN PERSOALAN PERBEDAAN ANALISA DATA DARI SUMBER YANG BERBEDA Manipulasi dari seluruh data yang diperlukan dalam studi simulasi menyebabkan adanya

konflik pada data yang berasal dari sumber yang berlainan. Beberapa konflik yang cukup

potensial untuk dapat terjadi, antara lain :

perbedaan harga ketinggian zona transisi yang diperoleh dari log sumur dan data core

perbedaan harga tekanan kapiler untuk proses drainase dan imbibisi

perbedaan kurva permeabilitas relatif

perbedaan dalam sifat-sifat PVT untuk proses flash dan differential

Pemecahan dari masalah-masalah di atas dapat diperoleh dengan memilih data yang

paling akurat yang mewakili proses yang terjadi di reservoir dan yang diukur pada skala

reservoir.

1.4. PEMBUATAN MODEL Untuk penggunaan dalam simulasi reservoir, perlu adanya manipulasi data lebih lanjut

karena data yang diperlukan bergantung pada tipe model dan ukuran grid yang

digunakan dalam studi.

4 | P a g e

Th

1.4.1. Pemilihan Model Untuk penggunaan dalam simulasi reservoir, perlu adanya manipulasi data lebih lanjut karena data yang diperlukan bergantung pada tipe model dan ukuran grid yang digunakan dalam studi.

Pembuatan model simulasi diperhatikan dengan mengumpulkan data-data untuk

membentuk perwakilan matematis yang koheren dan terpadu untuk reservoir yang

menjadi subyek. Proses pemilihan model ini meliputi :

Filosofi Pemodelan

Deskripsi Fluida

Jenis Reservoir

Proses Perolehan, antara lain : Deplesi Utama (Primary Depletion),

Perolehan Sekunder (Secondary Recovery) dan Pressure Maintenance, proses

EOR

Lingkup Model, antara lain : Model Sumur Tunggal (Single-Well Models),

Model Cross-Sectional, Model Window, Model Full-Field

Dimensi Model, antara lain : Model Dimensi Nol (Zero-Dimensional (0 D)

Models), Model Satu Dimensi, Model Dua Dimensi, Model Stacked Areal,

Model Tiga Dimensi.

Penentu Solusi Persamaan, antara lain : Nonlinear-Equation Solvers (misal :

IMPES), Linear-Equation Solvers

3.4.2. Diskretisasi Model Aspek praktis dari proses ini meliputi :

Diskretisasi ruang (Spatial Discretization), antara lain : Diskretisasi Area

(Areal Discretization), Diskretisasi Vertikal (Vertical Discretization)

Diskretisasi Waktu (Time Discretization)

3.4.3. Penetapan Sifat-Sifat Batuan Dan Fluida Dalam Grid-Cell Penetapan sifat-sifat reservoir ke dalam grid-cells dari peta reservoir.

Penetapan sifat-sifat reservoir ke dalam grid-cells dari model Fine-Grid

Geocellular.

5 | P a g e

Th

Penetapan sifat-sifat interaksi batuan/fluida ke dalam grid cells, antara lain :

Interblock Pseudofunctions, Well Pseudofunctions.

Penetapan sifat-sifat sumur ke dalam grid-cells, antara lain : Indeks

Produktivitas Ukuran Lapangan (Field-Measured Productivity Indices),

Indeks Produktivitas Turunan (Derived Productivity Indices).

3.4.4. Tipikal Fluida Model.BlackOilDi industri migas dan semua perhitungan pada teknik reservoir menggunakan asumsi black oilsebagai standar tipe fluida dalam melakukan simulasi. dengan asumsi tersebut, reservoir minyakmerupakan campuran minyak pada kondisi stok tank dan gas yang terproduksikan dalam keadaan standar. ini artinya, hanya ada dua persamaan mass balance yang diperlukan pada setiap gridblock untuk merepresentasikan sistem hidrokarbon. kedua persamaan ini hampir serupa dengan persamaan konservasi kesetimbangan masa pada sistem air yang diperlukan untuk setiap gridblock.ExtendedBlackOilModel standar black oil dapat dimodifikasi dengan mengikut sertakan minyak (kondensat) yangberubah menjadi fasa gas. ini artinya bahwa reservoir gas merupakan campuran dari minyak pada stock tank dan gas yang terproduksikan ke permukaan. perluasaan yang sederhana ini tidakmeningkatkan jumlah persamaan yang harus dicari solusinya dan jumlah tambahan pada aspekkomputasi relatif kecil. model seperti ini memperbaiki model standar black oil untuk mensimulasikan light oil atau kondensat reservoir. fluida tersebut dideskripsikan oleh densitas pada kondisi standar, formasi volume faktor dan harga solubility ratio.CompositionalSimulator komposisional mendeskripsikan sistem hidrokarbon yang diwakili oleh jumlah komponen real dan/atau pseudo. kompenen fluida ini berdasarkan keterbatasan dan kemudahan dalam menganalisis dari minyak dan gas yang terproduksikan. kemungkinan satu dari komponen pseudo dibentuk oleh beberapa komponen real. semua komponen dikelompokan oleh parameter kritikalnya. parameter dari komponen real tersedia pada standard handbook dan di kembangkan dalam sebuah program. parameter kritikal dari komponen pseudo diperoleh dari data (densitas atau API gravity, titik didih, berat

6 | P a g e

Th

molekul) secara empirik. dalam sistem hidrokarbon yang lengkap, semua parameter yang dibutuhkkan untuk menghitung fluid flow dapat diprediksi dari equation of state atau korelasi lainnya.LimitedCompositionalKeterbatasan model komposisional bisanya dibatasi oleh jumlah komponen hidrokarbon setidaknya tiga komponen. hal ini menunjukan kemampuan model light oil atau kondensat reservoir lebih bagus dari kemungkinan model standar black oil.

1.1. INITIALISATION Volume hidrokarbon yang dihitung berdasarkan studi geologi didasarkan pada saturasi

yang diperoleh berdasarkan data log. Sedangkan pada model simulasi distribusi saturasi

dihitung kembali berdasarkan data tekanan kapiler, porositas dan permeabilitas pada

setiap kedalaman.Tentunya volume hidrokarbon dari kedua model tersebut harus selaras.

Biasanya volume hidrokarbon dari model simulasi lebih besar karena tekanan kapiler

yang digunakan adalah yang diperoleh dari proses imbibisi. Tekanan kapiler imbibisi ini

digunakan untuk memodelkan proses produksi dimana seiring dengan waktu produksi

saturasi air (sebagai wetting phase) akan bertambah. Sedangkan untuk menggambarkan

proses akumulasi hidrokarbon di reservoir lebih tepat digambarkan oleh proses drainage

(dimana hidrokarbon bermigrasi dari batuan sumber ke batuan reservoir yang

sebelumnya terisi oleh air). Untuk mengatasi hal tersebut, pada umumnya harga

porositas pada model simulasi dilakukan perubahan untuk mendapatkan penyelarasan

volume hidrokarbon.

1.2. HISTORY MATCHING Data yang akan digunakan untuk model simulasi agar dapat mmperkirakan kinerja

reservoir secukupnya perlu disesuaikan. Proses penyesuaian data-data ini dilakukan

selama fasa history matching dari studi simulasi.

Walaupun tidak ada peraturan mengenai cara melakukan history matching, ada beberapa

hal yang umum dilakukan pada contoh-contoh history matching yang sukses. Para

teknisi, geologis dan staf operator dari lapangan subyek harus terlibat secara mendalam

pada proses ini. Peran staf operator terutama pada penentuan interval yang meyakinkan

7 | P a g e

Th

untuk proses pencocokkan data produksi, membantu memilih data reservoir yang akan

disesuaikan, menentukan jarak yang dapat diterima untuk penyesuaian data reservoir dan

menyediakan pengetahuan tentang lapangan yang mungkin belum diketahui oleh teknisi

simulasi.

Idealnya, hanya data yang diketahui paling tidak akurat di lapangan atau yang tidak diuur

pada skala reservoir, yang harus diganti selama proses history matching ini. Data-data

tersebut harus disesuaikan menurut batasan-batasan yang dapat diterima, yang ditentukan

oleh teknisi lapangan dan geologis.

Walaupun permeabilitas relatif dapat menjadi parameter history-matching yang kuat, data

tersebut harus digunakan hanya sebagai sumber terakhir. Aproksimasi paling baik untuk

permeabilitas relatif harus tergabung selama studi pembuatan model dan, jika

memungkinkan, tidak boleh dimodifikasi kecuali dibenarkan secara teknis.

3.6.1. Tujuan History Matching Tujuan utama dari history matching adalah untuk memperbaiki dan memvalidasi

model simulasi reservoir. Lebih jauh lagi, history matching juga dapat

memberikan pemahaman yang lebih baik tentang proses yang terjadi di reservoir

dan pada akhirnya dapat mengidentifikasi kondisi operasi yang tidak lazim.

3.6.2. Pemilihan Metode History Matching Ada dua pendekatan yang biasanya digunakan untuk proses history matching,

yaitu secara manual dan otomatis. Dari keduanya, proses secara manual yang

paling sering digunakan.

Proses history matching secara manual melakukan simulasi untuk periode yang

tersedia sejarah produksinya dan membandingkan hasilnya dengan kelakuan

produksi yang terjadi di lapangan. Hasil perbandingan ini dapat digunakan oleh

teknisi reservoir untuk menyesuaikan data simulasi agar kecocokkan dapat

diperbaiki. Seleksi input data yang akan disesuaikan dilakukan oleh teknisi

simulasi dan memerlukan pengetahuan tentang lapangan yang sedang dipelajari,

penilaian secara teknis dan pengalaman teknik reservoir. Jika teknisi yang

melakukan studi tidak berpengalaman dengan lapangan, seleksi data ini harus

dibuat dengan bantuan staf operator lapangan.

8 | P a g e

Th

Proses history matching secara otomatis identik dengan proses secara manual

kecuali di sini logika komputer yang digunakan untuk menyesuaikan data

reservoir. Kekurangannya adalah proses ini tidak melibatkan teknisi, sehingga

mengabaikan penilaian teknik dan pengetahuan spesifik tentang reservoir subyek.

Pemilihan metode history matching, secara manual atau otomatis, yang akan

digunakan dalam studi simulasi tergantung pada tujuan dari history matching,

sumber daya perusahaan yang diperuntukkan untuk history matching dan tenggat

waktu studi simulasi.

Baik metode history matching secara manual atau otomatis tidak menjamin

berhasilnya proses history matching.

3.6.3. Pemilihan Data Produksi Untuk Ditentukan dan Dicocokkan a. Pemilihan data produksi/injeksi untuk ditentukan.

Sumur produksi

Pada umumnya pemilihan data produksi untuk ditentukan tergantung pada

langkah history matching dan kehadiran hidrokarbon di reservoir. Data

produksi yang paling layak untuk ditentukan adalah laju well-voidage

historis (historical well-voidage rates). Voidage rate adalah jumlah laju

minyak, gas bebas dan air pada kondisi reservoir.

Sumur injeksi

Pemilihan data sumur injeksi ini tidak sepenting sumur produksi. Pada

umumnya, spesifikasi dari laju injeksi permukaan historis sudah

mencukupi untuk sumur injeksi selama seluruh tahapan history match.

b. Pemilihan data produksi/injeksi untuk dicocokkan

Proses pemilihan ini tergantung pada tersedianya data produksi/injeksi dan

kualitas data tersebut. Pada umumnya, semakin banyak data yang dapat

dicocokkan, semakin besar meyakinkan model simulasi yang digunakan

selama tahap perkiraan dari studi.

Sumur produksi

Selama proses pencocokkan tekanan, data utama yang dicocokkan adalah

tekanan penutupan build-up (Pws) dan tekanan dari penguji formasi

menggunakan wireline. Dalam pemodelan full-field, tekanan alir sumur

9 | P a g e

Th

(Pwf) jarang disertakan dalam history match. Selama tahap pencocokkan

saturasi pada proses history match, data yang paling umum dipilih untuk

dicocokkan adalah water cut sumur (WOR) dan GOR. Kedua data tersebut

harus divalidasi untuk meyakinkan bahwa produksi air dan gas tidak

terpengaruh oleh tubing, semen atau kebocoran casing. GOR yang paling

layak digunakan adalah harga GOR yang terproduksi.

Sumur injeksi

Data utama dari sumur injeksi yang tersedia untuk dicocokkan selama

history match adalah tekanan statik dan laju injeksi zonal. Pengukuran

tekanan statik sama dengan seperti pada sumur produksi. Laju injeksi

zonal dapat ditentukan secara kualitatif dengan survei temperatur dan

logging akustik.

Hubungan antara tujuan studi dan ketersediaan data

Karena ketersediaan dan kualitas data historis berada di luar kendali para

teknisi yang melakukan studi simulasi, maka peran teknisi simulasi untuk

memastikan tujuan studi agar konsisten dan dapat dicapai dengan data

historis yang tersedia, sangat penting.

3.6.4. Pemilihan Data Reservoir Untuk Disesuaikan Pemilihan parameter yang akan disesuaikan selama proses history match harus

dilakukan dengan bijaksana dan dengan bantuan teknisi lapangan dan geolog.

Parameter history matching yang paling sering digunakan adalah ukuran dan

kekuatan aquifer, ada (atau tidaknya) penghalang permeabilitas vertikal, produk

kHh (reservoir dan sumur), rasio kV/kH , PV dan permeabilitas relatif. Pilihan

parameter yang cukup layak untuk digunakan tergantung dari situasi yang

diberikan (tidak ada metode khusus), tetapi sangat disarankan bahwa data

permeabilitas relatif yang terbaik dipilih pada permulaan studi dan data tersebut

disesuaikan hanya sebagai sumber terakhir. Rentang parameter history matching

yang dapat disesuaikan tergantung pada banyak faktor, termasuk kualitas data

yang diminta, geologi rservoir (lingkungan deposisional dan proses diagenesis)

dan tingkat kontrol geologi di lapangan subyek. Rentang untuk perubahan data

tidak perlu seragam di sepanjang lapangan.

10 | P a g e

Th

3.6.5. Menyesuaikan Data Reservoir Agar Cocok dengan Produksi Historis Proses ini biasanya dilakukan dalam 2 tahap. Tujuan tahap pertama adalah

mencocokkan tekanan reservoir rata-rata. Tujuan tahap kedua adalah

mencocokkan sejarah sumur individual.

Saat membuat penyesuaian secara vertikal, urutan berikut ini harus dicoba :

a. Global (seluruh lapisan simulasi).

b. Reservoir (di lapangan yang terbuat dari reservoir yang bertumpuk secara

vertikal).

c. Satuan aliran dalam reservoir.

d. Facies (di reservoir berlapis atau satuan aliran).

e. Lapisan-lapisan simulasi.

Saat membuat penyesuaian secara areal, urutan berikut ini harus dicoba :

a. Global (seluruh grid cell).

b. Reservoir/aquifer.

c. Blok patahan dalam reservoir.

d. Facies (lengkungan area facies).

e. Regional (kelompok sumur offset yang menunjukkan masalah umum history

match).

f. Sumur individual.

1.1.1. Kualitas History Match Tidak ada standar dalam pendefinisian history matching yang sukses. Yang paling

penting adalah proses history match yang dilakukan konsisten terjadap tujuan dari

studi simulasi yang dilakukan.

1.2. PERAMALAN PRODUKSI (PRODUCTION FORECAST) Tahap prakiraan dari studi simulasi adalah tahap dimana hampir seluruh tujuan studi

tercapai.Pada tahap studi ini, model simulasi digunakan untuk memperkirakan kinerja

resevoir di masa depan, yang merupakan kontras dari history matching dimana simulator

digunakan untuk mencocokkan kinerja historis.

1.2.1. Pemilihan Kasus-Kasus Prakiraan Simulasi reservoir paling baik digunakan untuk membandingkan perubahan dalam

strategi reservoir-management (atau pilihan development yang sangat berbeda)

11 | P a g e

Th

untuk menilai bertambahnya pengaruh yang kuat dari proyek yang sedang

diselidiki. Pemilihan dari kasus dasar tergantung pada tujuan dari studi simulasi.

Pada umumnya, kasus dasar dipilih sebagai : a. kasus tidak adanya pengeluaran

capital di masa mendatang (kasus “tak melakukan apa-apa”), b. kasus strategi

reservoir-management yang sedang berlangsung, c. kasus strategi reservoir-

management yang sudah diantisipasi (untuk lapangan yang sedang dalam tahap

penilaian untuk dikembangkan). Untuk kasus ini, biasanya kasus deplesi-primer

dipilih menjadi kasus dasar.

Kasus-kasus proyek Salah satu alasan mengapa simulasi reservoir adalah alat yang sangat kuat

adalah karena skenario produksi apapun dapat diselidiki. Ketika

membangun suatu kasus proyek, hal yang selalu baik untuk dilakukan

adalah mengubah hanya satu variabel atau komponen di satu waktu jika

memungkinkan.

Model simulasi juga dapat digunakan untuk menentukan tingkat campur

tangan antara kasus proyek dan kasus dasar.

Penggunaan yang tepat dari hasil yang diperoleh dari simulator tergantung

pada tujuan dari studi yang dilakukan. Sebagai contoh, untuk proyek

ekonomi, hasil tambahan adalah hasil yang benar untuk dipergunakan,

sementara laju proyek (dari laporan sumur simulator) mungkin lebih tepat

untuk digunakan dalam desain proyek (ukuran tubing, desain

pengangkatan buatan, masalah separator, dan faktor lain yang sejenis).

Kasus sensitivitas Walaupun simulasi reservoir paling baik digunakan sbagai alat

pembanding, muncul situasi dimana hal ini tidak dapat digunakan dengan

cara ini. Kasus sensitivitas berbeda-beda untuk tiap kasus proyek, dimana

pada kasus sensitivitas ini proyek yang sama diselidiki tetapi

ketidakpastian dihubungkan dengan proyek yang telah dievaluasi.

1.2.2. Reservoir Management dalam Simulasi Reservoir Perbedaan utama antara melakukan simulasi reservoir pada cara prakiraan sebagai

lawan dari cara history matching adalah pada spesifikasi sumur dan batasan

12 | P a g e

Th

produksi yang digunakan dalam model. Sebagai tambahan untuk spesifikasi

sumur baru, batasan produksi dapat ditentukan selama tahap prakiraan untuk

membantu memodelkan strategi reservoir-management dan latihan-latihan

operasi di lapangan. Biasanya hanya sedikit (atau tidak ada sama sekali) batasan

produksi yang digunakan pada cara history.

Ada perbedaan mendasar antara spesifikasi sumur dan batasan produksi.

Spesifikasi sumur digunakan sebagai target untuk sumur individual, sedangkan

batasan produksi digunakan untuk mempertahankan parameter produksi yang

bervariasi agar tetap berada pada rentang yang masih dapat diterima dan realistis.

Tiap sumur pada model memerlukan satu (dan hanya satu) spesifikasi sumur,

tetapi dapat memiliki batasan sebanyak apapun.

Spesifikasi sumur yang tepat untuk digunakan pada tahap prakiraan dari suatu

studi tergantung pada strategi yang digunakan untuk manajemen lapangan.

Kebanyakan simulator komersial memiliki beberapa pilihan untuk spesifikasi

sumur (Tabel 3).

Batasan produksi yang tepat untuk digunakan pada tahap prakiraan suatu studi

juga tergantung pada strategi reservoir-management yang digunakan di lapangan.

Bergantung pada program simulasi reservoir yang digunakan dalam studi, batasan

produksi dapat ditempatkan di sebagian besar tingkatan pada sistem

reservoir/lubang sumur, yaitu bisa di lapisan simulasi, sumur individual,

kelompok sumur dan seluruh lapangan (Tabel 4).

Kegunaan dari batasan pada tingkat lubang bor/reservoir yang bervariasi dapat

menyediakan bagi para teknisi kemampuan untuk memodelkan strategi

reservoirmanagement yang kompleks dengan campur tangan manual yang relatif

sedikit.

Mengubah cara dari history ke prakiraan memerlukan perubahan spesifikasi

sumur pada akhir dari periode historis. Hal ini berpotensi untuk menyebabkan

perubahan yang tak disangka dan tidak alami dari laju produksi selama masa

transisi dari history ke prakiraan.

13 | P a g e

Th

1.2.3. Validasi dan Analisa Prakiraan Simulasi Setelah menjalankan model simulasi pada tahap prakiraan, hasilnya harus

direview scara kritis sebelum dilaporkan ke pihak manajemen. Proses validasi

diperlukan untuk memastikan bahwa hasil simulasi masuk akal.

Untuk memeriksa apakah model simulasi memberikan ramalan yang dapat

diandalkan, prakiraan simulasi harus dibandingkan dengan prakiraan yang

diperoleh dari sumber lain. Pemeriksaan yang paling dapat diandalkan adalah

dengan membandingkan hasil simulasi dengan lapangan yang analog.

Pemeriksaan lain untuk data reservoir dapat dilakukan terhadap studi-studi

lainnya yang dilakukan di masa lalu pada lapangan subyek. Sumber ketiga untuk

validasi data reservoir yang digunakan pada tahap prakiraan dalam studi adalah

pendekatan analitik seperti studi material balance.

Hasil dari rutinitas manajemen sumur pada kasus prakiraan juga harus direview.

Rutinitas manajemen produksi pada program simulasi reservoir memungkinkan

latihan operasional yang kompleks untuk dimodelkan oleh simulator tanpa

campur tangan teknisi yang melakukan studi. Hasil manajemen sumur ini

sringkali perlu diperiksa untuk memastikan bahwa lapangan dimodelkan dalam

cara yang realistis. Seluruh pekerjaan sumur yang disimulasikan juga harus

direview untuk memastikan komplesi sumur dapat mendukung pekerjaan ini.

Pemeriksaan-pemeriksaan ini layak dilakukan karena mereka dapat digunakan

untuk menangkap kesalahan pada data sebelum disebarkan ke kasus-kasus

prakiraan di masa yang akan datang. Hal ini memastikan bahwa pekerjaan ulang

diminimalkan ketika kesalahan ditemukan dan yang paling penting, keputusan

didasarkan pada kasus simulasi yang valid.

1.3. SEPULUH GOLDEN RULES DALAM SIMULASI RESERVOIR Ada sepuluh hal yang perlu diperhatikan oleh teknisi yang melakukan simulasi reservoir,

yaitu:

14 | P a g e

Th

1. Memahami Masalah Anda dan Menentukan Tujuan Anda Sebelum Anda melakukan

simulasi, pahami karakteristik geologis dari reservoir Anda, fluida yang terkandung di

dalamnya dan kelakuan dinamisnya. Juga tetapkan tujuan dari studi yang Anda

lakukan dengan jelas pada secarik kertas sebelum Anda memulai. Tanyakan pada diri

Anda sendiri apakah tujuan itu realistis. Pertimbangan ini akan membantu Anda

memilih model yang paling cocok untuk studi Anda.

2. Pertahankan agar tetap Sederhana Mulai dan akhiri dengan model paling sederhana

yang konsisten dengan sifat alami reservoir, tujuan studi Anda dan ketersediaan data.

Teknik reservoir yang klasik, model analitis sederhana atau simulasi blok-tunggal

seringkali adalah yang Anda perlukan. Pada waktu yang lain, model yang paling

memuaskan yang tersedia untuk Anda belum tentu dapat memenuhi kebutuhan Anda.

Pahami batasan dan kemampuan model.

3. Memahami Interaksi antara Bagian-Bagian yang Berbeda Ingatlah bahwa reservoir

bukan sesuatu yang terisolasi. Ia dapat berhubungan dengan aquifer dan melaluinya,

bahkan ke reservoir lainnya. Lebih jauh lagi, reservoir terhubung ke fasilitas

permukaan melalui sumur sumur. Isolasi dari komponen yang berbeda pada sistem ini

untuk studi yang terpisah seringkali dapat menyebabkan hasil yang tidak tepat dengan

mengabaikan interaksi antara bagian-bagian yang berbeda dalam sistem. Meskipun

demikian, jika tepat, jangan takut untuk memecahkan masalah besar menjadi

komponennya yang lebih kecil. Hal ini dapat mengarah pada bukan hanya simpanan

yang substansial, tetapi pada pemahaman yang lebih besar dari mekanisme yang

terlibat.

4. Jangan Mengasumsikan Lebih Besar Selalu Lebih Baik Selalu tanyakan ukuran dari

studi yang dibatasi oleh sumber daya komputer atau biaya. Teknisi simulasi seringkali

percaya bahwa tidak ada komputer yang cukup besar untuk melakukan apa yang

mereka ingin lakukan dan cenderung dengan mudahnya meningkatkan ukuran dari

model agar masuk ke komputer. Lebih banyak blok dan komponen tidak secara

otomatis menerjemahkan kepada akurasi dan keterandalan yang lebih besar. Pada

kenyataannya, pada beberapa situasi, kebalikannyalah yang benar. Berpegang

teguhlah pada penilaian yang tepat mengenai jumlah blok yang digunakan pada studi

yang diberikan.

15 | P a g e

Th

5. Ketahui Batasan Anda dan Percayalah pada Penilaian Anda Ingatlah bahwa simulasi

bukan ilmu pasti. Seluruh model didasarkan pada asumsi dan menyediakan hanya

perkiraan jawaban untuk masalah yang sebenarnya. Oleh sebab itu, pemahaman yang

baik mengenai masalah dan model sangat penting untuk keberhasilan. Perkiraan

numerik bisa memperkenalkan fenomena “pseudophysical” seperti dispersi numerik.

Gunakan dan percayalah pada penilaian Anda, terutama jika berdasarkan analisa

Anda mengenai lapangan atau penelitian di laboratorium. Hati hati dalam memeriksa

input dan output Anda. Lakukan perhitungan material balance yang sederhana untuk

memeriksa hasil simulasi. Berikan perhatian yang khusus pada hal-hal seperti

kompresibilitas dan permeabilitas yang berharga negatif.

6. Buatlah Harapan yang Masuk Akal Jangan mencoba untuk memperoleh dari

simulator hal yang tidak dapat dicapai dalam produksi. Biasanya yang paling bisa kita

peroleh dari suatu studi adalah petunjuk dari pilihan yang relatif berguna, yang

tersedia untuk Anda. Di waktu lain, Anda berhak untuk meminta lebih banyak. Tetapi

ingat bahwa jika Anda tidak melibatkan suatu mekanisme selama pembangunan

model, Anda tidak dapat mempelajari efek tersebut dengan model itu.

7. Pertanyakan Penyesuaian Data untuk History Matching Selalu tanyakan penyesuaian

data selama history matching. Ingatlah bahwa proses ini tidak mempunyai solusi yang

khusus. Solusi yang paling masuk akal akan diperoleh dengan memberikan perhatian

yang mendalam pada hal yang tidak masuk akal secara fisik dan geologis. History

match yang “baik” dengan penyesuaian data yang tidak tepat dapat menyebabkan

prakiraan yang buruk. Jangan terbuai dengan keamanan yang salah dari kecocokkan

yang “baik” atau “mendekati”.

8. Jangan Menghaluskan Data-Data yang Ekstrim Perhatikan harga permeabilitas yang

ekstrim (barrier dan channel). Hati-hati dalam proses perata-rataan untuk

menghindari kehilangan informasi yang penting ketika merata-ratakan nilai yang

ekstrim. Jangan pernah merata-ratakan nilai yang ekstrim.

9. Perhatikan Pengukuran dan Skala yang Digunakan Harga yang diukur pada skala core

tidak dapat diaplikasikan langsung pada skala blok yang lebih besar, tetapi

pengukuran memang mempengaruhi harga pada skala yang lain. Ingatlah bahwa

perata-rataan dapat mengubah sifat alami variabel yang Anda rata-ratakan. Sebagai

16 | P a g e

Th

contoh, permeabilitas dapat berupa skalar pada beberapa skala yang kecil dan suatu

tensor pada skala yang besar. Bahkan arti dari tekanan kapiler dan permeabilitas

relatif bisa berbeda pada skala yang berbeda. Juga bentuk yang dispersif dalam

persamaan kita merupakan hasil dari proses perata-rataan.

10. Jangan Berhemat pada Pekerjaan Laboratorium yang Perlu Model-model tidak

menggantikan eksperimen laboratorium yang baik, yang didesain untuk memperoleh

pemahaman tentang sifat alami proses yang domodelkan atau untuk mengukur

parameter-parameter yang penting dari persamaan yang diselesaikan oleh simulator

Anda. Rencanakan pekerjaan laboratorium Anda dengan penggunaan akhir dari

informasi ini dalam pikiran Anda. Pelajari bagaimana membuat skala untuk data.

2. DAFTAR PUSTAKA

Manajemen Produksi Hulu

Halaman : 17 / 27 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

1. Ertekin, Turgay, Abou-Kassem, Jamal dan King, Gregory R. : “Basic Applied Reservoir

Simulation”, SPE Textbook Series Vol. 7, Richardson, Texas, 2001.

17 | P a g e

Th

3. LAMPIRAN

TABEL 1. SUMBER-SUMBER DATA RESERVOIR

Time Operation predrilling

seismic geology engineering study

Gravity

Time

Velocity

Amplitude

Character

Analogy, Regional

Knowledge, and Maps

Depositional

Enviromental

Depth Marker 2 2 2 2

Structure and Area 2 2 1 3 3 2

Hydrodynamics 1

Gross Thickness 2 3 2 2

Net Thickness 2 2 2 2

Lithology 2 2 3 2 2

Mechanical Properties 2 2 3 2

Contacts 2 2 2 4

Pressure 2 3 1

Porosity 2 2 3 2 2

Permeability 4 2 2

Fluid Saturation 3 3 3 4

Pore Sizes 2

Producing Mechanism

4 3 3 3 2 3

Hydrocarbon Properties

4 4 2

Water Properties 1

Production Rate 2 2

Code 1. Base Source 2.Good Data Source 3.Average Data Source 4. Pour Data Source

18 | P a g e

Th

TABEL 1. (LANJUTAN)

Time Operation Post-Development  

  Special Studies

Flow

Test

Pressure

Water Cut

Gas/Oil

RatioHistory

Analogy

Engineering and

Geology

Depth Marker 3 3 2 1 1 1 1

Structure and Area 4

Gross Thickness 2 2 3 2 4 1 1

Net Thickness 3 3 4 1 4 1 1

Lithology 3 2 1 3 3

Mechanical Properties

3 2 1

Contacts 3 2 2 2 1 2

Pressure 3 1 1

Porosity 4 3 3

Permeability 4 1 1 4

19 | P a g e

Th

Relative Permeability

Fluid Saturation 3 1 1 1 1

Pore Sizes 3 2 4 4 4 4

Water Properties 1 1

Production Rate 2 2

Fluid Produced 1 1

Code 1. Base Source 2.Good Data Source 3.Average Data Source 4. Pour Data Source

TABEL 2. DATA YANG DIPERLUKAN DALAM MEMBANGUN MODEL GEOLOGI

Property Use in Simulation Status

Structure top Reservoir Depth Required for the top layer

Initial reservoir pressure optional for lower layers ( defaults may be obtained from the structure top of the top layer and gross thickness)

Net reservoir thickness, hn Assignment of cell net thickness values horizontal-transmibillity calculation PV calculation

Required

Calculation of well geometric factors, Gw OOIP and DGIP calculations

Gross reservoir thickness, hg Assignment of cell gross thickness values

Optional (default may be obtained )

Gravity head calculations

initial reservoir pressure

transition zone calculation

vertical-transmibillity calculation

Net to gross thickness ratio, hn/hg

Assigment to cell hn/hg, values Optional (default may equal one, hn/hg =1)

Porosity Ø Assigment of cell Ø values Required for all layers

Development of porosity/ permeablility tranforms

pore volume (PV) calculations

OOIP and OGIP Calculations

Horizontal permeability Ax Assigment of cell permeability values

Required for all layers

Horizontal-tansmisibility calculation

Development of porosity/ permeablility tranforms

calculation of well geometrics factors, Gw

Vertical permeability Ay Assigment of cell permeability values

Optional (default may be obtained from horizontal permeability Ax/Ay =1 )

20 | P a g e

Th

vertical tansmisibility calculation

initial saturation Sw, Soi and Sg

Initial saturation distributions Optional (default may be obtained from initial capilary/ gravity equiblirium )

transition zone heights

OOIP and OGIP Calculations

Endpoint saturation Sw, Soi and Sg

saturation normalization assignment of cell critical saturation values for saturation unnormalization

Optional (default may be obtained from endpoint of input relative permeability data )

Fluid contacts, OWC and gas/oil contact (GOC)

OOIP and OGIP Calculations Required

Initial saturation distributions

Initial reservoir pressure

note : one may per simulate layer is required. However may be used for approval properties

TABEL 3. SPESIFIKASI SUMUR DAN KEGUNAAN UMUMNYA DALAM SIMULASI

RESERVOIR

Spesifikasi Sumur Kegunaan dalam Simulasi Reservoir

Laju alir minyak, qosc Menentukan laju alir minyak yang diukur selama history matching.

  Model produksi sumur pada kapasitas pengelolaan minyak untuk prakiraan.

  Model sumur produksi pada batas minyak yang diijinkan untuk prakiraan.

  Model fluks minyak melalui boundaries dari model jendela sampai pseudowells.

Laju alir air, qwsc Menentukan laju injeksi air yang diukur selama history matching.

  Jarang digunakan untuk sumur produksi selama history matching.

  Model sumur produksi pada kapasitas water-treating untuk prakiraan.

  Model sumur injeksi yang menginjeksikan air pada

  kapasitas.  Model fluks air melalui boundaries dari model jendela

  sampai pseudowells.

21 | P a g e

Th

Laju alir cairan, qLsc Menentukan laju alir cairan selama history matching.

  Model sumur produksi pada kapasitas cairan untuk prakiraan.

  Kapasitas fasilitas.  Kapasitas tubing/flowline/pipeline.  Model fluks cairan melalui boundaries dari full-field,

  cross-sectional dan sumur tunggal sampai pseudowells.

TABEL 3. (LANJUTAN)

Spesifikasi Sumur Kegunaan dalam Simulasi Reservoir

Laju alir gas, qgsc Menentukan laju alir gas yang diukur selama history matching.

 Model sumur produksi pada kapasitas pemrosesan gas untuk prakiraan.

  Model sumur gas produksi pada batasan yang diijinkan.

 Model sumur injeksi yang menginjeksikan gas pada kapasitas injeksi.

 Model fluks gas melalui boundaries dari model jendela sampai pseudowells.

Laju alir voidage, qt Menentukan voidage reservoir dari sumur selama history

 

matching (berguna untuk mencocokkan tekanan reservoir ketika water cut yang disimulasikan atau GOR tidak cocok dengan water cut yang sesungguhnya atau GOR dengan cukup.

 Digunakan untuk produksi/injeksi voidage-balanced untuk prakiraan.

Tekanan alir dasar sumur,Pwf Jarang digunakan selama history matching.  Model sumur produksi terhadap tkanan lubang bor yang  konstan untuk prakiraan.  Model sumur produksi melalui pompa submersible  elektrik dengan tekanan inlet konstan untuk prakiraan.Tekanan kepala tubing, Pth Jarang digunakan selama history matching.

 Model sumur produksi sampai fasilitas dengan tekanan tetap.

  Headers.  Separators.  Pipilines.  Kompresor dengan tekanan inlet yang tetap.

22 | P a g e

Th

TABEL 4. BATASAN PRODUKSI DAN KEGUNAAN UMUMNYA DALAM SIMULASI

RESERVOIR

Tingkat Batasan

Batasan Produksi Pilihan Intervensi-Sumur

Lapisan simulasi

Lapisan water/oil ratio (WOR)

Menutup lapisan yang bermasalah

  Lapisan GOR Melengkapi lapisan bermasalah

Satuan aliranLapisan water/oil ratio

(WOR) Menutup lapisan yang bermasalah

  Lapisan GOR Melengkapi lapisan bermasalah     Sumbat dan tinggalkan sumur    tutup sumur    stimulasi sumur    Work over sumur    Melengkapi lapisan tambahan

   Lakukan Pengangkatan buatan pada sumbat berlaju

alir rendah

 Laju alir cairan

maksimumsumur di-choke kembali

  Laju alir cairan minimun Sumbat dan tinggalkan sumur    tutup sumur    stimulasi sumur    Melengkapi lapisan tambahan    Lakukan Pengangkatan buatan   Laju alir air maksimum sumur di-choke kembali     tutup lapisan dengan WOR tinggi     tutup sumur    Lakukan operasi tubing-changeout

   Beralih ke sistem kapasitas-treatment-yang lebih

tinggi

23 | P a g e

Th

  Laju alir gas maksimum sumur di-choke kembali     tutup lapisan dengan GOR tinggi

TABEL 4. (LANJUTAN)

Tingkat Batasan

Batasan Produksi Pilihan Intervensi Sumur

    Tutup sumur    Beralih ke sistem kapasitas-treatment-

yang lebih tingi  Laju alir gas minimum

(untuk reservoir gas)sumbat dan tinggalkan sumur

    Tutup sumur    Stimulasi sumur    Melengkapi lapisan tambahan  WOR sumur sumbat dan tinggalkan sumur    Tutup Sumur    Tutup lapisan dengan WOR tinggi     Melengkapi lapisan dengan WOR

rendah    Sumur di choke kembali     Lakukan operasi tubing-changeout  GOR sumur sumbat dan tinggalkan sumur    Tutup sumur    Tutup lapisan dengan GOR tinggi    Melengkapi lapisan dengan GOR rendah    Sumur di choke kembali   Tekanan alir sumur

minimumsumbat dan tinggalkan sumur

    Tutup sumur    Lakukan operasi tubing-changeout

24 | P a g e

Th

  Tekanan kepala tubing minimum

sumbat dan tinggalkan sumur

    Tutup sumur    Beralih ke sistem tekanan-yang lebih

rendah-

TABEL 4. (LANJUTAN)

Tingkat Batasan Batasan Produksi Pilihan intervensi-sumurKelompok sumur Laju alir minyak minimum Bor sumur tambahan

    Stimulasi sumur berlaju alir rendah

   Work over sumur dengan

WOR/GOR tinggi    Buka sumur yang ditutup

   Lakukan pengangkatan buatan untuk sumur berlaju alir rendah

  Laju alir minyak maksimum Tutup sumur berlaju alir rendah    Skala kembali seluruh sumur  Laju alir cairan minimum Bor sumur tambahan    Stimulasi sumur berlaju alir rendah

   Lakukan pengangkatan buatan untuk sumur berlaju alir rendah

  Laju alir air maksimum Tutup sumur dengan WOR tinggi     Tutup sumur berlaju alir tinggi     Skala kembali seluruh sumur    Bor sumur pembuangan  Laju alir gas maksimum Tutup sumur dengan GOR tinggi     Tutup sumur berlaju alir gas tinggi    Skala kembali seluruh sumur    Bor sumur injeksi

 Laju alir gas minimum ( untuk reservoir gas)

Bor sumur tambahan

    Stimulasi sumur berlaju alir rendah

25 | P a g e

Th

   Aplikasikan Kompresor pada sumur

berlaju alir rendah    Buka sumur yang ditutup

 Sama seperti kelompok

sumurSama seperti kelompok sumur

Gambar 1. Contoh Seismic Line di Lapangan Brent

26 | P a g e

Th

Gambar 2. Pembuatan Model Geologi; WD = Water Drive, SG = Solution Gas

27 | P a g e