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 Tekanan 2. Data Scal ● Data Input (Format) ● End Point data Scal ● Normalisasi Relative Permeability Curve ● Rekontruksi Relative Permeability ● Kurva Relative Permeability untuk Fracture 3. Data PVT ● Data (Format) ● Analisa Data ● Perhitungan 4. Penentuan Rock Region ● Data Swi ● Data Permeabilitas 5. Mekanisme Pendorong
SISTIMATIKA 1. Data Produksi dan Tekanan ● Format Data ● Plot Data Produksi ● Bubble Map ● Plot Data Tekanan 2. Data Scal ● Data Input (Format) ● End Point data Scal ● Normalisasi Relative Permeability Curve ● Rekontruksi Relative Permeability ● Kurva Relative Permeability untuk Fracture 3. Data PVT ● Data (Format) ● Analisa Data ● Perhitungan 4. Penentuan Rock Region ● Data Swi ● Data Permeabilitas 5. Mekanisme Pendorong
1. Data Produksi dan Tekanan 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 lapangan.
per
sumur,
per
reservoar/lapisan
dan
• Data tes sumur dan summary hasil analisa well testing • Data tekanan • Data laporan sumur (well report) termasuk masalahmasalah sumur seperti kepasiran dll • Data artificial kapasitas)
well
(sumur
flowing,
pompa
termasuk
1. Data Produksi dan Tekanan (Format Data) Contoh data produksi untuk lapangan : DATA PRODUKSI PRODUCTION DATE
INJECTION
CUMULATIVE PROD.
CUM. INJEC.
GOR
OIL WATER GAS WATER GAS OIL WATER GAS WATER GAS stb/ bopd bwpd mscfpd bwpd mscfpd mstb mstb mmscf mstb mmscf scf
WELL WC %
PRODUCER INJECTION Active Total Active Total
Contoh data produksi per sumur : DATA PRODUKSI PRODUCTION WELL
DATE
OIL bopd
WATER GAS LIQUID bwpd mscfpd blpd
DATA INJEKSI WELL
DATE
CUM. INJEC. INJECTION WATER GAS WATER GAS bwpd mscfpd mstb mmscf
Copyright Dadang Rukmana (BPMIGAS)
CUMULATIVE PROD. OIL mstb
GOR
GLR
stb/ WATER GAS stb/ scf scf mstb mmscf
WC %
WOR mmscf
1. Data Produksi dan Tekanan (Plot Data Produksi) √ Buat Plot sejarah produksi untuk Lapangan : Ø 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. Ø Grafik 1 => Sumbu Y1 : Liquid rate, Y2 : GLR dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Pressure vs Date Ø Grafik 1 => Sumbu Y1 : Np & Wp, Y2 : Gp dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Pressure vs Date Ø Plot Sumbu Y1 : GOR, Y2 : WOR dan Sumbu X : Date Ø 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.
Copyright Dadang Rukmana (BPMIGAS)
1. Data Produksi dan Tekanan (Plot Data Produksi) Contoh Sejarah produksi dengan barchart sumur aktif : Grafik 1
WC belum ditampilkan
Grafik 2
Sumur Aktif
1. Data Produksi dan Tekanan (Plot Data Produksi) √ Buat Plot sejarah produksi untuk Sumuran : Ø Grafik 1 => Sumbu Y1 : Oil rate, Y2 : WC dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => plot barchart sejarah komplesi vs Date Ø Grafik 1 => Sumbu Y1 : Liquid rate, Y2 : GLR dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Pressure vs Date (Jika ada) Ø Grafik 1 => Sumbu Y1 : Np & Wp, Y2 : Gp dan Sumbu X : Date dan Grafik 2 => Pressure vs Date (Jika ada) Ø Plot Sumbu Y1 : GOR, Y2 : WOR dan Sumbu X : 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 lapisan yg di komplesi :
Grafik 1 WC belum ditampilkan
Grafik 2
Skala pada sumbu X belum sama
1. Data Produksi dan Tekanan (Bubble Map) √ 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 HPT (So x H x Por) pada total lapangan dan lapisan yang paling dominan produksinya. √ 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. √ Peta struktur dan telah dibatasi contact.
1. Data Produksi dan Tekanan (Bubble Map) Ø Bubble map untuk Pressure (jika data mencukupi) 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 water. • 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.
Ø 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. • Peta struktur dan telah dibatasi contact.
1. Data Produksi dan Tekanan (Bubble Map)
Hydrocarbon Pore Volume (HCPV)
1. Data Produksi dan Tekanan (Bubble Map)
Overlay Peta Top Struktur dan Buble Map Np
Overlay Peta Buble Map Np dan Oil Cut
1. Data Produksi dan Tekanan (Bubble Map)
Perbandingan Distribusi Water Cut Sebelum (kiri) dan Sesudah (kanan) Injeksi Air
1. Data Produksi dan Tekanan (Plot Tekanan)
Perilaku Tekanan Reservoir
SISTIMATIKA 1. Data Produksi dan Tekanan ● Format Data ● Plot Data Produksi ● Bubble Map ● Plot Data Tekanan 2. Data Scal ● Data Input (Format) ● End Point data Scal ● Normalisasi Relative Permeability Curve ● Rekontruksi Relative Permeability ● Kurva Relative Permeability untuk Fracture 3. Data PVT ● Data (Format) ● Analisa Data ● Perhitungan 4. Penentuan Rock Region ● Data Swi ● Data Permeabilitas 5. Mekanisme Pendorong
2. Data SCAL (INPUT DATA) Format Data Scal (Water-Oil Relative Permeability), sbb : RINGKASAN WATER-OIL RELATIVE PERMEABILITY DATA Contoh Sumur
Sample Number
Sumur X-1 Sumur X-2
19 20 21 29 23 B 16
Sumur X-3
Ka (mD)
Por (frac.)
605.75 116.00 28.00 2.20 4162 1743 236
Swc (frac.)
0.258 0.253 0.220 0.170 0.277 0.261 0.215
Kro@Swc (frac.)
0.2370 0.2890 0.3640 0.4800 0.2090 0.2230 0.2600
0.8600 0.7400 0.6290 0.4045 0.7640 0.7400 0.7288
Krw@Sor (frac.) 0.3600 0.2330 0.1840 0.1160 0.3090 0.2990 0.2910
Sor (frac.) 0.364 0.343 0.348 0.295 0.424 0.412 0.404
Format Data Scal (Gas-Oil Relative Permeability), sbb : RINGKASAN GAS-OIL RELATIVE PERMEABILITY DATA CONTOH Sumur
Sample Number
Ka (mD)
Por (frac.)
Swc (frac.)
Sor (frac.)
Slr (frac.)
Kro@Swc (frac.)
Krg@Slr (frac.)
Sumur X
29 23 B
4162 1743
0.277 0.261
0.094 0.117
0.352 0.328
0.446 0.445
0.605 0.618
0.286 0.352
16
236
0.215
0.203
0.269
0.472
0.583
0.263
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 SCAL
End Point data Scal (Water-Oil Relative Permeability) Contoh hubungan Swc vs Permeabilitas. Contoh Hubungan Swc vs K, tergambar bahwa kurva mempunyai trend yang sama secara lapangan. Tidak perlu dipisahkan baik secara facies atau formasi/reservoar.
Facies A Contoh Hubungan Swc vs K, Trend kurva yang tidak sama, harus dipisahkan secara facies.
Facies B
2. Data SCAL
End Point data Scal (Water-Oil Relative Permeability) Contoh hubungan Sor vs Swc, Kro@Swc vs Swc, Krw@Sor vs Swc
2. Data SCAL
End Point data Scal (Gas-Oil Relative Permeability) Contoh hubungan Slr vs Swc, Kro@Swc vs Slr, Krg@Slr vs Slr
2. Data SCAL
End 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 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 Copyright Dadang Rukmana (BPMIGAS)
2. Data SCAL Normalisasi 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 SCAL Normalisasi Relative Perm. Curve (Gas-Oil System)
2. Data SCAL Normalisasi Relative Perm. Curve (Gas-Water System) Contoh hasil Normalisasi untuk Lapangan Gas
2. Data SCAL Rekontruksi Relative Permeability (Water-Oil System) Contoh Hasil Rekontruksi dengan 5 jenis kurva relatif permeabilitas untuk berbagai Swc, Kro, Krw dan Sor (Lapangan Minyak)
2. Data SCAL Rekontruksi Relative Permeability (Gas-Water System) Contoh Hasil Rekontruksi dengan 5 jenis kurva relatif permeabilitas untuk berbagai Swc, Krg, Krw dan Sgc (Lapangan Gas)
2. Data SCAL Relative 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 SCAL Capillary 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.
J(Sw)
0
Sw*
1.0
SISTIMATIKA 1. Data Produksi dan Tekanan ● Format Data ● Plot Data Produksi ● Bubble Map ● Plot Data Tekanan 2. Data Scal ● Data Input (Format) ● End Point data Scal ● Normalisasi Relative Permeability Curve ● Rekontruksi Relative Permeability ● Kurva Relative Permeability untuk Fracture 3. Data PVT ● Data (Format) ● Analisa Data ● Perhitungan 4. Penentuan Rock Region ● Data Swi ● Data Permeabilitas 5. Mekanisme Pendorong
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 Data PVT PVT
3. Data PVT (Analisa Fluida Reservoar) 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 (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 Res. X1
X2
X3 X4
X5
S-19 S-37 S-42 S-13 S-31 S-35 S-46 S-99 S-7 S-21 S-24 S-6 S-18 S-90 S-6 S-2
2-11-84 3-7-92 12-7-92 9-10-83 24-9-85 16-2-79 15-2-79 28-8-85 29-7-84 22-5-85 4-4-80 14-12-80 11-9-79 3-2-85 16-10-75 19-8-75
Interval Datum Produksi ft ftss
Pi
Pr
Pb
psi
psi
psi
4260-4275 2962-2972 2816-2822 5716-5718 7140-7157 6779-6782 3410-3416 2980-2990 8768-8774 8293-8297 8850-8866 9768-9776 3480-3490
2035 1160 2882 1454 1246 3820 3600 3833 4164 532 1517
1796 2721 1262 1139 2412 2855 2880 1159 3820 3600 3833 4164 511 1267
1792 2243 2035 1262 1022 2350 2802 2554 1448 1246 3770 3498 3325 3720 684 1438
4268 6330 4580 2972 2816 5680 7110 6779 3405 2990 8600 8295 8815 9686 1286 3406
T o
o
API
F
173 211 205 140 131 165 191 190 157 132 180 185 195 217 120 142
38.6 33.7 35.9 41.4 22.2 32.4 31.9 36.5 40.7 42.7 28.5 33.1 29.3 30.8 36.5 27.0
Den. Bob Rs Gas Oil gm/cc bbl/stb scf/stb Gravity 0.745 0.729 0.698 0.745 0.874 0.748 0.735 0.703 0.704 0.661 0.746 0.748 0.734 0.749 0.804 0.834
1.265 1.353 1.399 1.237 1.075 1.256 1.290 1.402 1.343 1.633 1.348 1.355 1.294 1.407 1.107 1.145
440 598 600 379 152 498 527 695 615 1024 654 724 616 957 200 280
0.820 0.813 0.740 0.694 0.668 0.659 0.560 0.688 0.725 0.841 0.679 0.897 0.637 0.922 0.913 0.923
3. Data PVT (Perhitungan) 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 : Sg Dihitung METHOD
RS (SCF/STB)
SGgas
Pb (psig)
Bobm Bobc (V/VR)
Perbedaan (%)
Keterangan
STANDING
286.60
0.788
1153.3
1.166
1.1733
0.626
SGgas dihitung
VASQUEZ & BEGGS
286.60
0.882
1153.0
1.166
1.1348
2.676
SGgas dihitung
286.60
0.892
1153.9
1.166
1.153
1.115
SGgas dihitung
o
Oil Gravity = 36.56 ( API o
@ 60 F ) Bob @Pb = 1.166 (V/VR) Rsi Psep Tsep Sggas
= 286.6 (scf/stb) GLASO = 35 (psig) o
= 84 ( F) = 0.8326
Harga API, Bob, Rsi dan Sg(gas) pada lapisan/ reservoar tertentu dan dihasilkan dari plot data PVT
TRIJANA K.
Harga Rs sebagai input data
286.60
-
-
Harga Sg hasil coba-coba sehingga Pb hitungan = Pb data (hasil dari plot)
1.166
-
-
SGgas tidak dapat dihitung
Perbedaan Bob hasil cobacoba Sg dengan Bob dari data, diperoleh perbedaan yg kecil 0.626% metode Standing dg parameter Sg gas = 0.788
3. Data PVT (Perhitungan) Contoh hasil perhitungan dengan berbagai metode dimana Sg sebagai input dan harga Rs dicoba-coba : RS Dihitung METHOD
RS (SCF/STB)
SGgas
Pb (psig)
Bob (V/VR)
Perbedaan (%)
Keterangan
STANDING
302.90
0.833
1153.0
1.166
1.1856
1.681
Rs dihitung
VASQUEZ & BEGGS GLASO
272.20
0.833
1153.3
1.166
1.1281
3.250
Rs dihitung
267.50
0.833
1153.2
1.166
1.1385
2.358
Rs dihitung
TRIJANA K.
332.40
0.833
1153.3
1.166
1.1663
0.026
Rs dihitung
o
Oil Gravity = 36.56 ( API o
@ 60 F ) Bob @Pb = 1.166(V/VR) Rsi = 286.6 (scf/stb) Psep = 35 (psig) Tsep Sggas
o
= 84 ( F) = 0.8326
Harga API, Bob, Rsi dan Sg(gas) pada lapisan/ reservoar tertentu dan dihasilkan dari plot data PVT
Harga Rs hasil coba-coba sehingga Pb hitungan = Pb data (hasil dari plot)
Harga Sg sebagai input data
Perbedaan Bob hasil cobacoba Rs dengan Bob dari data, diperoleh perbedaan yg kecil 0.026% metode Trijana dg parameter Rs = 332.4
3. Data PVT (Analisa Data) Contoh dalam menganalisa data PVT dengan membuat hubungan Tekanan Saturasi dengan Kedalaman.
3. Data PVT (Analisa Data) Contoh hubungan tekanan saturasi dengan temperatur reservoar dan faktor volume minyak pada tekanan saturasi.
3. Data PVT (Analisa Data) Contoh hubungan tekanan saturasi dengan Rs dan Sg.
3. Data PVT (Analisa Data) 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.
3. Data PVT (Analisa Data) 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 .
Trend Pr
• PVT (1) : Pb = 2485 psi • PVT (2) :Pb = 2155 psi
Pb = 2485 psi GOR mulai naik
3. Data PVT (Analisa Data) Untuk reservoar gas, komposisi gas yang harus di plot terhadap kedalaman. Contoh hasil analisa untuk PVT reservoar gas untuk berbagai zone.
SISTIMATIKA 1. Data Produksi dan Tekanan ● Format Data ● Plot Data Produksi ● Bubble Map ● Plot Data Tekanan 2. Data Scal ● Data Input (Format) ● End Point data Scal ● Normalisasi Relative Permeability Curve ● Rekontruksi Relative Permeability ● Kurva Relative Permeability untuk Fracture 3. Data PVT ● Data (Format) ● Analisa Data ● Perhitungan 4. Penentuan Rock Region ● Data Swi ● Data Permeabilitas 5. Mekanisme Pendorong
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
4. Penentuan Rock Region 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%. Copyright Dadang Rukmana (BPMIGAS)
4. Penentuan Rock Region (Berdasarkan Swi) Contoh penentuan rock region untuk seluruh lapangan ”X1”. Contoh Input Data Swi dari 3D Property model
ET-1
ST-025 ST-058
ET-2
ST-13
4. Penentuan Rock Region (Berdasarkan Swi) Contoh penentuan rock region pada lapangan ”X2”, dimana penentuan rock region dibagi berdasarkan reservoar.
4. Penentuan Rock Region (Berdasarkan Swi) Contoh penentuan rock region pada lapangan ”X3”, dimana penentuan rock region dibagi berdasarkan formasi. Formasi “T”
Formasi “D”
4. Penentuan Rock Region (Berdasarkan Permeabilitas) √ 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.
Copyright Dadang Rukmana (BPMIGAS)
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.
4. Penentuan Rock Region (Berdasarkan Permeabilitas) Contoh penentuan rock region untuk seluruh lapangan ”X1”. Nomor Sample vs Permeabilitas 10000.0
Permeabilitas, (mD)
1000.0 Rock-1 100.0
Rock-2
Rock-4 Rock-3
10.0 Rock-1 : PermeabilitasK > 800 Rock-2 : 105 < Permabilitas < 800 Rock-3 : 45 < Permabilitas < 105 Rock-4 : 12 < Permabilitas < 45 Rock-5 : Permabilitas < 12
Rock-5
1.0
0.1 0
100
200
300
400
500
Nomor Sample
600
700
800
900
4. Penentuan Rock Region (Berdasarkan Permeabilitas) Contoh 3D Model untuk rock region Rock-2 10 < K < 100 mD
Rock-1 K > 100 mD
Rock-3 K < 10 mD
SISTIMATIKA 1. Data Produksi dan Tekanan ● Format Data ● Plot Data Produksi ● Bubble Map ● Plot Data Tekanan 2. Data Scal ● Data Input (Format) ● End Point data Scal ● Normalisasi Relative Permeability Curve ● Rekontruksi Relative Permeability ● Kurva Relative Permeability untuk Fracture 3. Data PVT ● Data (Format) ● Analisa Data ● Perhitungan 4. Penentuan Rock Region ● Data Swi ● Data Permeabilitas 5. Mekanisme Pendorong
5. Mekanisme Pendorong
T A F
B R F
ZONE/ RESERVOIR FORMATION LAYER CLASSIFIKATION
Pi* avg.
SATURATION GAS CAP SIZE PRESSURE Pb Pd m
( psia )
( psia )
FVF OIL Boi
GAS Bgi
SOL. GOR Rsi
ORIGINAL IN PLACE OIL
GAS
SOL. GAS
DRIVE MECHANISM
( psia ) ( fraction ) ( bbl/stb) ( bbl/scf) ( scf/stb ) ( MM stb ) ( MMM scf ) ( MMM scf )
BRF-1 GAS (condensate) 914.48
-
1764.70
-
-
0.00368
-
-
9.45
BRF-2 GAS (condensate) 2940.6
-
1705.67
-
-
0.00113
-
-
3.37
BRF-3 GAS (condensate) 86.864
-
1954.76
-
-
0.04153
-
-
0.00334
-
2985.00
-
-
0.00196
-
-
2.31
B2
GAS (condensate) 1605.7
C1
OIL (two-phase) 2571.849 2972.25
-
0.12
1.73583 0.00118 1006.87
0.07
0.01241
C2
OIL (two-phase) 1845.4 3004.7
-
0.35
1.66444 0.00175 775.35
46.92
15.63
D1
OIL (two-phase) 2334.3 2820.57
-
0.13
1.65969 0.00124 927.42
36.85
6.43
D2
OIL (two-phase) 2525.9 2820.35
-
0.09
1.70173 0.00115 996.90
167.14
22.32
E
OIL (two-phase) 684.03 2523.75
-
0.7
1.27092 0.00452 338.99
1.60
0.31487
Comb. Gas (Depletion) & Water Drive with dominant Depletion Drive. Comb. Gas (Depletion) & Water Drive with dominant Depletion Drive. Comb. Gas (Depletion) & Water Drive with dominant Depletion Drive. Comb. Gas (Depletion) & Water Drive with dominant Water Drive in early period. Comb. Depletion, Gas Cap & Water Drive 0.07048 with dominant Water Drive. Comb. Depletion, Gas Cap & Water Drive 36.38 with dominant Depletion (Solution Gas) Drive. Comb. Depletion, Gas Cap & Water Drive 34.18 with dominant Depletion (Solution Gas) Drive. Comb. Depletion, Gas Cap & Water Drive 166.62 with dominant Depletion (Solution Gas) Drive. Comb. Depletion, Gas Cap & Water Drive 0.54239 with dominant Water Drive in late period.
-
5. Mekanisme Pendorong 1.20
Driving Index (DI), fraction
Driving Index (DI), fraction
1.20 1.00 0.80 0.60 Water Drive Index (WDI)
0.40
Segregation (Gas Cap) Drive Index (SDI) 0.20
Depletion Drive Index (DDI)
Segregation (Gas Cap) Drive Index (SDI) Depletion Drive Index (DDI)
0.80 0.60 0.40 0.20 0.00
0.00 0
50
100
150
200
250
300
1.20 1.00 0.80 0.60
Gas Drive Index (GDI) Water Drive Index (WDI) Compressibility Drive Index (CDI)
0.40 0.20 0.00 0
400
800
1200
Cumulative Gas Production (Gp), MM scf
0
2000
4000
6000
8000
Cumulative Oil Production (Np), M stb
Cumulative Oil Production (Np), M stb
Driving Index (DI), fraction
Water Drive Index (WDI)
1.00
1600
10000