Jurnal OFFSHORE.
Volume 5 No.
2 Desember 2021 : 82 Ae 89.
e -ISSN : 2549-8681 Analisis Pengaruh Wetabilitas pada Kinerja Injeksi Air dan CO2 Menggunakan Metode Material Balance pada Lapangan AuAuSNPAyAy Esaim Mustafa Abrahim Omar.
Muhammad Taufiq Fathaddin1 Al Safwa Group.
Libya Petroleum Engineering Department.
Universitas Trisakti.
Jakarta.
Indonesia Corresponding author email : muh.
taufiq@trisakti.
Abstrak Saat ini.
CO2 flooding adalah salah satu teknik pemindahan yang paling menarik di lapangan-lapangan minyak.
Injeksi CO2 akan memungkinkan minyak berinteraksi dengan CO2 dan memberikan peningkatan positif, sehingga minyak akan lebih mudah Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan skenario penginjeksian terbaik yang memberikan perolehan minyak tertinggi antara injeksi air, injeksi CO2, serta injeksi air dan CO2 secara kontinyu pada kondisi batuan reservoir dengan kebasahan minyak dan reservoir dengan kebasahan air.
Penelitian dilakukan pada Lapangan AuSNPAy menggunakan simulasi model material balance dengan lama penginjeksian sekitar 30 tahun.
Lapangan AuSNPAy memiliki tiga regional .
Pengamatan dilakukan pada Region 2 dan Region 3.
Untuk setiap region dibuat sepuluh skenario dengan variasi laju injeksi air dari 0 hingga 2000 STB/D dan variasi injeksi CO2 dari 0 hingga 0.
5 MMSCF/D.
Hasil simulasi menunjukkan perolehan minyak pada Region 2 berkisar antara 90% hingga 52.
Sedangkan perolehan minyak pada Region 3 berkisar antara 48.
88% hingga 60.
Dari hasil perbandingan keduapuluh skenario pada kedua region, diperoleh bahwa injeksi CO2 memberikan kinerja terbaik pada reservoir oil Sedangkan pada reservoir water wet kinerja injeksi air lebih baik daripada injeksi CO2.
Skenario terbaik pada reservoir water wet adalah dengan penginjeksian air dan CO2 secara kontinyu.
Kata kunci: Kebasahan Air.
Kebasahan Minyak.
Injeksi Air.
Injeksi CO2.
Perolehan Minyak Abstract Nowadays.
CO2 flooding is one of the most attractive displacement technique in the Oil fields.
The CO2 injection will allow the oil to interact with the CO2 and provide a positive boost, so the oil will flow more easily.
The purpose of this study is to obtain the best injection scenario that provides the highest oil recovery between water injection.
CO2 injection, and continuous water and CO2 injection in oil wet reservoir rock and water wet reservoir rock conditions.
The research was conducted in the AuSNPAy field using a material balance model simulation with an injection duration of about 30 years.
The AuSNPAy field has three regions .
Observations were made in Region 2 and Region 3.
For each region, ten scenarios were made with variations in water injection rate from 0 to 2000 STB/D and CO2 injection variations from 0 to 0.
5 MMSCF/D.
The simulation results show that oil recovery in Region 2 ranges from 40.
90% to 52.
Meanwhile, oil recovery in Region 3 is ranged from 48.
88% to 60.
From the comparison of the twenty scenarios in the two regions, it was found that CO2 injection gave the best performance in the oil wet reservoir.
Meanwhile, in the water wet reservoir, the performance of water injection is better than that of CO2 injection.
The best scenario in a water wet reservoir is by continuously injecting water and CO2.
Keywords: Water Wet.
Oil Wet.
Water Injection.
CO2 Injection.
Oil Recovery Pendahuluan Lapangan AuAuSNPAyAy terletak 125 km dari pantai barat laut Pulau Kalimantan.
Malaysia sebagaimana diperlihatkan pada Gambar 1.
Lapangan AuSNPAy terletak pada suatu Cekungan Lapangan AuSNPAy terletak di dalam suatu Cekungan yang terdiri dari struktur lipatan yang dihasilkan dari sejumlah peristiwa kompresi antara batas timur Laut Cina Selatan dan Pulau Kalimantan.
Peristiwa kompresi dimulai pada masa Oligocence dan masih berlangsung hingga sekarang.
Lapangan AuSNPAy diperkirakan memiliki panjang 11 Km dan lebar 2 Km, dibentuk oleh antiklin toe-thrust dengan 2 arah dip di timur laut dan selatan, patahan yang terbatasi terhadap tunjaman di sepanjang garis tepi utara dan patahan strike-strip pada batas barat daya lapangan AuSNPAy (Engel, dkk.
lapangan AuSNPAy dibagi menjadi tiga puncak antiklin: South West.
Central dan North East sebagaimana diperlihatkan pada Gambar 2.
Ketiga region tersebut mempunyai karakteristik yang berbeda.
Berdasarkan data SCAL, wetabilitas Region 1 dan 3 adalah water-wet.
Sedangkan wetabilitas Region 2 adalah oil-wet.
Dalam studi ini disimulasikan injeksi air dan CO2 pada Region 2 dan 3.
Sifat wetabilitas reservoir diperkirakan akan mempengaruhi kinerja injeksi air dan CO2 (Al-Khdheeawi, dkk.
, 2018.
Al-Khdheeawi, , 2.
Wetabilitas merupakan ukuran kecen-
A 82 A
Analisis Pengaruh Wetabilitas pada Kinerja Injeksi Air dan CO2 Menggunakan Metode Material Balance pada Lapangan AuSNPAy derungan suatu fluida untuk membasahi permukaan dari media berpori dengan adanya cairan lain yang tidak dapat membaur (Ahmed dan McKinney, 2005.
Ahmed.
Gambar 1.
Lokasi Lapangan AuSNPAy Gambar 2.
Region Lapangan AuSNPAy and Meehan, 2012.
Ahmed, 2.
Wetabilitas merupakan faktor utama yang mengendalikan lokasi, aliran dan distribusi cairan individu dalam reservoir (Anderson, 1.
Misalnya, kecenderungan pembasahan media berpori mengontrol distribusi fluida-fluida yang dapat membaur di dalam reservoir dengan mempengaruhi permeabilitas relatif.
Dalam reservoir minyak, dengan adanya perubahan wetabilitas dari oil-wet menjadi water-wet menyebabkan peningkatan permeabilitas relatif minyak dan penurunan permeabilitas relative air.
Di samping itu, perubahan wetabilitas ini menyebabkan titik persilangan kurva permeabilitas relatif bergerak dari saturasi air yang lebih rendah ke yang lebih tinggi (Donaldson dan Alam, 2.
Telah ditunjukkan dalam percobaan bahwa karbondioksida berpotensi mengubah wetabilitas dari media berpori yang bersentuhan dengannya, yang pada gilirannya dapat menyebabkan perubahan distribusi fluida (Chiquet et al.
, 2007.
Al Menhali, dkk.
, 2015.
Aguilera and Ramos.
II.
Metodologi Prosedur penelitian diperlihatkan pada Gambar 3.
Prosedur dimulai dengan studi literatur dari penelitian sebelumnya tentang injeksi air dan A 83 A Jurnal OFFSHORE.
Volume 5 No.
2 Desember 2021 : 82 Ae 89.
e -ISSN : 2549-8681 CO2.
Bahan dan data yang digunakan untuk melakukan simulasi reservoir adalah: hasil analisis core, data PVT, data tekanan reservoir, data produksi, data sumur, dan software material Data yang diperoleh secara ringkas diberikan pada Tabel 1 dan Gambar 4.
Data sejarah tekanan dan produksi minyak, gas, dan air untuk Region 2 dan Region 3 berturut-turut diperoleh dari Sumur P2 dan Sumur P3.
Tinjauan literatur Pengumpulan data Pengolahan data Pemodelan dan Validasi Model Tidak Strategi Pengembangan Lapangan Perbandingan dan Analisis Hasil Gambar 3.
Prosedur Penelitian A 84 A Analisis Pengaruh Wetabilitas pada Kinerja Injeksi Air dan CO2 Menggunakan Metode Material Balance pada Lapangan AuSNPAy Krw Krw Relative Permeability Relative Permeability Water Saturation.
Water Saturation.
(A)
(B)
Gambar 4.
Kurva Normalisasi Permeabilitas Relatip Minyak dan Air Region 2 (A) dan Region 3 (B) Tabel 1.
Reservoir Rock data Parameter Unit Temperature Oil Gravity.
API
Spesifik Gravity of Gas.
Initial Oil in Place (IOIP) MMSTB Initial Gas in Place (IGIP) BSCF Porosity.
A Initial Water Saturation.
Region 2 Reservoir Pressure.
Psi Dissolved Gas in Oil.
SCF/STB
Oil Formation Volume Factor.
B o
RB/STB
Oil Viscosity.
AAo Psi Dissolved Gas in Oil.
SCF/STB
Oil Formation Volume Factor.
B o
RB/STB
Oil Viscosity.
AAo Region 3 Reservoir Pressure.
A 85 A
Jurnal OFFSHORE.
Volume 5 No.
2 Desember 2021 : 82 Ae 89.
e -ISSN : 2549-8681 Pressure, psi Pressure (Dat.
Pressure (Mode.
Cumulative Oil Produced,MMSTB Cum Oil.
MMSTB (Dat.
Cum Oil.
MMSTB (Mode.
Time
Time
(A)
(B)
Gambar 5.
Pencocokan Data Tekanan (A) dan Kumulatip Produksi Minyak (B) Sumur P2 Region 2 Cumulative Water Produced.
MMSTB
Cumulative Gas Produced.
MMSCF
Cum Water Produed.
MMSTB (Dat.
Cum Water Produed.
MMSTB (Mode.
Cum Gas Produced.
MMSCF (Dat.
Cum Gas Produced.
MMSCF (Mode.
Time
Time
(A)
(B)
Gambar 6.
Pencocokan Data Kumulatip Gas (A) dan Kumulatip Produksi Air (B) Sumur P2 Region 2
A 86 A
Analisis Pengaruh Wetabilitas pada Kinerja Injeksi Air dan CO2 Menggunakan Metode Material Balance pada Lapangan AuSNPAy Cumulative Oil Produced,MMSTB Pressure, psi Pressure, psi (Dat.
Pressure, psi (Mode.
Cum Oil.
MMSTB (Dat.
Cum Oil.
MMSTB (Mode.
Time
Time
(A)
(B)
Gambar 7.
Pencocokan Data Tekanan (A) dan Kumulatip Produksi Minyak (B) Sumur P3 Region 3 Cumulative Gas Produced,MMSCF Cum Gas Produced.
MMSCF (Dat.
Cum Gas Produced.
MMSCF (Mode.
Cumulative Water Produced,MMSTB Cum Water Produed.
MMSTB (Dat.
Cum Water Produed.
MMSTB (Mode.
Time
Time
(A)
(B)
Gambar 8.
Pencocokan Data Kumulatip Gas (A) dan Kumulatip Produksi
Air (B) Sumur P3 Region 3
Validasi
model dengan data tekanan dan kumulatif produksi
A 87 A
Jurnal OFFSHORE.
Volume 5 No.
2 Desember 2021 : 82 Ae 89.
e -ISSN : 2549-8681 minyak, air, dan gas diperlihatkan pada Gambar 5 Setelah model divalidasi, dilakukan skenario injeksi air dan CO2 secara kontinyu, baik pada Region 2 melalui Sumur I2 maupun Region 3 melalui Sumur I3.
Hasil dan Pembahasan Berdasarkan perhitungan MMP untuk Region 2 adalah 5307.
27 psi dan Region 2 adalah 5358,99 psi.
Karena hasil perhitungan MMP lebih tinggi dari tekanan reservoir untuk Region 2 dan 3 maka sesuai untuk injeksi CO2 yang tidak baur.
Hasil simulasi untuk berbagai skenario diberikan pada Tabel 2 dan 3 1 Perbandingan Skenario Injeksi di Region 2 Pada scenario-skenario injeksi air dan CO2 secara kontinyu di Region 2 divariasikan laju injeksi air dari 0 STB/D hingga 2000 STB/D.
Sedangkan laju injeksi CO2 divariasikan dari 0 5 MMSCF/D.
Air diinjeksikan dari Sumur I2 dan diproduksi melalui Sumur P2.
Dari hasil simulasi diperoleh kumulatip produksi minyak Region 2 hingga Januari 2046 sebesar 1 MMSTB dan faktor perolehan minyak tertinggi diperoleh dengan injeksi kontinyu air 0 STB/D dan CO2 0.
5 MMSCF/D yaitu sebesar 65% dengan kumulatip produksi minyak 79 MMSTB.
Penginjeksian air sebesar 2000 STB/D dengan penginjeksian CO2 sebesar 5 MMSCF/D memberikan faktor perolehan minyak sebesar 46.
14% dengan kumulatip produksi minyak sebesar 8.
58 MMSTB.
Sedangkan penginjeksian CO2 sebesar 0.
MMSCF/D tanpa penginjeksian air memberikan faktor perolehan minyak sebesar 40.
90% dengan kumulatip produksi minyak sebesar 7.
MMSTB.
2 Perbandingan Skenario Injeksi di Region 3 Pada skenario-skenario di Region 3 juga divariasikan laju injeksi air dari 0 STB/D hingga 2000 STB/D dan laju injeksi CO2 divariasikan dari 0 hingga 0.
5 MMSCF/D.
Air diinjeksikan dari Sumur I3 dan diproduksi melalui Sumur P3.
Dari hasil simulasi diperoleh kumulatip produksi minyak Region 2 hingga Januari 2046 sebesar 19.
MMSTB dan faktor perolehan minyak tertinggi diperoleh dengan injeksi kontinyu air 2000 STB/D dan CO2 0.
5 MMSCF/D yaitu sebesar 60.
dengan kumulatip produksi minyak sebesar 28.
MMSTB.
Penginjeksian air sebesar 2000 STB/D tanpa penginjeksian CO2 memberikan faktor perolehan minyak sebesar 52.
87% dengan kumulatip produksi minyak sebesar 24.
MMSTB.
Sedangkan penginjeksian CO2 sebesar 5 MMSCF/D tanpa penginjeksian air memberikan faktor perolehan minyak sebesar 88% dengan kumulatip produksi minyak 07 MMSTB.
3 Perbandingan Skenario Injeksi di Region 2 dan Region 3 Berdasarkan skenario injeksi pada Region 2 yang memiliki wetabilitas oil wet diperoleh skenario terbaik yakni dengan penginjeksian adalah dengan penginjeksian CO2 sebesar 0.
5 MMSCF/D.
Skenario ini lebih baik dengan penginjeksian air saja dan penginjeksian air dan CO2.
Untuk skenario-skenario injeksi pada Region 3 yang memiliki wetabilitas water wet diperoleh skenario terbaik yakni dengan penginjeksian adalah dengan penginjeksian kontinyu air 2000 STB/D dan CO2 0.
5 MMSCF/D.
Selanjutnya dalam kasus ini perolehan penginjeksian air saja lebih baik dibandingkan penginjeksian CO2.
Tabel 2.
Skenario Injeksi Sumur I2 di Region 2 Scenario InjectionRate Water Rate.
CO2 rate.
STB/D MMscf/D Cumulative Oil Produced,MMST Cumulative Water Produced.
MMSTB Oil Recovery Factor, % A 88 A Analisis Pengaruh Wetabilitas pada Kinerja Injeksi Air dan CO2 Menggunakan Metode Material Balance pada Lapangan AuSNPAy Tabel 3.
Skenario Injeksi Sumur I3 di Region 3 Skenario InjectionRate Water Rate.
CO2 rate.
STB/D MMscf/D Cumulative Oil Produced,MMSTB Cumulative Water Produced.
MMSTB Oil Recovery Factor, % 30094-MS.
Paper presented at the Offshore Technology Conference Asia.
November 2Ae August 19, 2020 Al-Khdheeawi.
Vialle.
Barifcani.
Sarmadivaleh.
, and Iglauer.
Impact of Injection Scenario on CO2 Leakage and CO2 Trapping Capacity in Homogeneous Reservoirs.
Offshore Technology Conference.
OTC-28262-MS.
Paper presented at the Offshore Technology Conference Asia.
March 20Ae23, 2018 Al-Menhali.
Niu.
, and Krevor.
The Effect of Reservoir Conditions on Wetting and Multiphase Flow Properties in CO2 Brine-Rock System.
International Petroleum Technology Conference.
IPTC-18331-MS.
Paper presented at the International Petroleum Technology Conference.
December 6Ae9.
Anderson.
Wettability Literature SurveyAiPart 1: Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability.
Journal Petroleum Technology, 38, 1125-1144.
Chiquet.
Broseta.
and Thibeau.
Wettability alteration of caprock minerals by carbon dioxide.
Geofluids, 7, 112-122.
Donaldson.
and Alam.
Wettability.
Elsevier.
Engel.
Sudibjo.
, and Fathaddin 2018.
Peramalan Kinerja Lapangan AuSNPAy Dengan Injeksi Air Menggunakan Metode Material Balance.
Journal of Earth Energy Science.
Engineering, and Technology, 1.
, 111-113.
Kesimpulan Hasil penelitian yang telah dilakukan, maka dapat disimpulkan sebagai berikut:
Berdasarkan nilai MMP dengan tekanan reservoir pada Region 2 dan 3 injeksi CO2 yang sesuai adalah injeksi tidak baur.
Dalam studi ini, injeksi CO2 mempunyai kinerja terbaik untuk reservoir oil wet dengan perolehan faktor perolehan minyak tertinggi.
Untuk reservoir water wet, injeksi kontinyu air dan CO2 mempunyai kinerja terbaik.
samping itu injeksi air memberikan perolehan minyak yang lebih baik dibandingkan injeksi CO2.
VI.
Daftar Pustaka