## Peramalan Kinerja Lapangan SNP Dengan Injeksi Air Menggunakan Metode Material Balance

## (Performance Prediction of SNP Field with Water Injection Using Material Balance Method)
Andre Albert Sahetapy Engel 1* , Rachmat Sudibjo 1 , Fathaddin M T 1
1 Master Program of Petroleum Engineering, Universitas Trisakti, Jakarta

## Sari
Penurunan  produksi  dari  suatu  lapangan  adalah  masalah  yang  umum  dalam  industry  minyak  dan  gas.  Salah  satu penyebab  oenurunan  produksi  adalah  turunnya  tekanan  reservoir.  Berdasarkan  hasil  analisis  diperoleh  bahwa  Lapangan SNP memiliki tenaga pendorong air yang lemah. Tenaga pendorong yang  paling dominan pada lapangan tersebut adalah ekspansi fluida. Untuk mengurangi masalah tersebut, maka perlu dilakukan usaha untuk mempertahankan tekanan reservoir dengan penginjeksian air. Dalam penelitian ini dilakukan analisis pengaruh penginjeksian air terhadap tekanan reservoir dan kumulatif produksi. Dari hasil evaluasi diperoleh bahwa kinerja penginjeksian yang ada dengan menggunakan satu sumur injeksi ke Zona A dan B lapangan SNP adalah tidak optimal. Sebab diperkirakan perolehan minyak hanya sebesar 29.11%. Dengan mengaktifkan keempat sumur injeksi yang ada factor perolehan dapat ditingkatkan menjadi 31.43%.
Kata-kata kunci: Kesetimbangan Materi, Pencocokan Sejarah, Faktor Perolehan

## Abstract
The decline in production from of a field is the  common problem in the oil and gas industry. One of the causes of the decrease in production is the decline of reservoir pressure. Based on the analisis result, it was found that SNP field had a weak  water  drive.  The  most  dominant  drive  of  the  field  was  fluid  expansion.  In  order  to  reduce  the  problem,  a  reservoir pressure  maintenance  effort  was  required  by  injecting  water.  In  this  research,  the  effect  of  water  injection  to  reservoir pressure  and  cumulative  production  was  analyzed.  From  the  evaluation  result,  it  was  found  that  the  existing  inejection performance  using  one  injection  well  to  Zones  A  and  B  was  not  optimum.  Because,  the  recovery  factor  was  predicted  to 29.11% only.By activating the four injection wells, the recoverty factor could be increase to 31.43%.
Keywords: Material Balance, Initialization, Histroy Matching, Recovery Factor
*) Corresponding Author: E-mail: andre_chelsea03@yahoo.com Telp    : +62-81346680863

## I. PENDAHULUAN
Dalam  industri  perminyakan  salah  satu  metode yang  digunakan  untuk  meningkatkan  produksi reservoir  adalah  injeksi  air  untuk  mempertahankan tekanan dan sumur sisipan, dimana di lapangan SNP setelah  3  bulan  berproduksi  secara  alami  kemudian dilakukan injeksi air untuk mempertahankan tekanan, dan kinerja injeksi air tersebut meningkatkan  produksi  minyak  lapangan  SNP selama  6  bulan  dan  setelah  itu  produksi  lapangan SNP  mulai  menurun  meskipun  injeksi  air  masih dilakukan.  Oleh  karena  itu  diperlukan  studi  untuk mengevaluasi  kinerja  injeksi  air  di  lapangan  SNP, dalam  penelitian  ini  metode  yang  digunakan  adalah material  balance.  Metode  material  balance  dapat memperkirakan  tekanan  dan  kumulatif  produksi  di masa mendatang [1; 2].
Tujuan  studi  ini  adalah  untuk  mengevaluasi kinerja sumur-sumur  yang sudah ada di Zona A dan Zona  B  di  lapangan  SNP  dan  menentukan  skenario
terbaik untuk  mengevaluasi efek injeksi air terhadap tekanan  reservoir  dan  kumulatif  minyak  yang diproduksikan.

## II. TINJAUAN LAPANGAN
Lapangan  SNP  terletak  di  lepas  pantai  barat  laut pulau Borneo, Malaysia. Lapangan SNP diperkirakan memiliki panjang 11 Km dan lebar 2 Km.  Lapangan tersebut mempunyai delapan zona yang prospek. Dua zona  diantaranya,  yaitu  Zona  A  dan  Zona  B diproduksikan  secara  commingle  oleh  3  sumur  dan diinjeksi secara commingle oleh 4 sumur injeksi air. 3 sumur produksi tersebut adalah sumur X4, X6 dan Y2,  sedangkan  sumur  injeksi  tersebut  adalah  sumur W1,  W2,  W3  dan  W4.  Zona  A  dan  Zona  B diproduksikan  mulai  22  Februari  2014  hingga  28 Februari 2016, sedangkan injeksi dimulai pada bulan juli  2014  dan  pada  kondisi  28  Februari  2016  hanya sumur  W3  yang  masih  aktif  dan  sumur  injeksi lainnya  sudah  pada  kondisi  shut  in.  Dari  hasil
running  diperoleh  bahwa  mekanisme  pendorong dominan lapangan SNP adalah ekspansi fluida, hasil running  juga  menunjukkan  akuifer  pada  lapangan SNP sangat tidak dominan sehingga air akuifer tidak cukup  aktif  memberikan  daya  dukung  terhadap tekanan reservoir.

## III. METODE
Diagram  pada  Gambar  1  berikut  ini  merupakan diagram alir yang menunjukkan tahapan proses yang dilakukan  pada  penelitian  studi  pemodelan  dan simulasi  reservoir  dengan  metode  material  balance dari  kedua  zona  mulai  dari  persiapan  studi  sampai didapatnya suatu kesimpulan [3-6].
Figure 1. Flow Chart of Research
Bahan  dan  data  yang  dipakai  untuk  melakukan simulasi reservoir adalah:
Data-data core hasil uji laboratorium Data-data PVT hasil uji laboratoriun -data  tekanan  reservoir,  baik  dari  MDT (Modular  Formation  Dynamic  Tester),  buildup test dan data uji sumur lainnya.
-data  produksi  lapangan,  produksi  sumur, trajectory sumur dan well diagram
Model Statik yang sudah dibuat oleh Geologist. Peralatan  yang  digunakan  adalah  Software
MBAL,  untuk  melakukan  studi  awal  terhadap  zona A dan B lapangan SNP.
Adapun  sifat  batuan  dan  fluida  Zona  A  dan  B adalah sebagai berikut:
Cadangan  minyak  ditempat  (OOIP):  107.35 MMSTB (Zona A dan Zona B) Cadangan  gas  ditempat  (OGIP):  7.03  BSCF (Zona A dan Zona B) Porositas: 25% Saturasi air awal: 27.8 % Kelarutan gas (Rs): 699 SCF/STB Tekanan reservoir: 3791 psi Faktor volume formasi minyak: 1.34007 RB/STB Viskositas minyak: 0.682 cp
Sebagai studi awal, tiga skenario peramalan produksi hingga tahun PSC 2035 adalah sebagai berikut: 1.  Skenario Base Case. Peramalan produksi dilakukan  dengan  kondisi  operasi  yang  sudah ada, yaitu dengan 3 sumur produksi aktif dan satu sumur injeksi aktif W3.
2.  Skenario  1:  Tanpa  Injeksi.  Peramalan  produksi dilakukan  dengan  menonaktifkan  sumur  W3 sehingga  tidak  ada  injeksi  yang  dilakukan  pada lapangan SNP.
3. Skenario 2: Optimasi Injeksi. Peramalan produksi dilakukan  dengan  mengaktfikan  semua  sumur injeksi  (W1,  W2,  W3  dan  W4)  dengan  laju  alir injeksi yang sama dengan laju injeksi masing-masing sumur sebelum ditutup.

## IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
Gambar 2 memperlihatkan hasil history matching terhadap  data  tekanan  reservoir  dan  kumulatif minyak  yang  diproduksikan.  Gambar  tersebut menunjukkan  bahwa  kurva  model  reservoir  tanpa aquifer  lebih  menyimpang  dari  data  dibanding dengan  model  reservoir  dengan  aquifer.  Hal  ini menunjukkan  bahwa  lapangan  SNP  mempunyai tenaga dorong reservoir.
Gambar  2.  Hasil  Running  Data  Tekanan  MBAL  dengan dan tanpa Aquifer Influx
Analisa drive index diperlihatkan pada Gambar 3. Gambar  tersebut  menunjukkan  bahwa  ekspansi fluida merupakan mekanisme pendorong yang paling dominan  di  lapangan  SNP.  Sedangkan  tenaga
Mulai
Identifikasi Masalah
Studi Pustaka Data Lapangan Kondisi Awal Match Model Material Balance? Selesai Skenario Produksi Analisis Reservoir Ya Tidak
pendorong  lainnya  termasuk  water  drive  merupakan tenaga  dorong  yang  lemah.  Dengan  demikian diperkirakan tekanan reservoir tersebut akan menurun  dengan  cepat  sebanding  dengan  volume fluida yang diproduksikan.
Gambar 3 Mekanisme Tenaga Pendorong Lapangan SNP
Setelah dilakukan history matching pada lapangan SNP, maka dilakukan pelarian untuk ketiga skenario. Base Case Scenario melibatkan tiga sumur produksi  dan  satu  sumur  injeksi.  Peramalan penurunan tekanan diperlihatkan pada Gambar 4.
Gambar 4. Peramalan Tekanan Reservoir untuk Skenario Base Case
Gambar  4  menunjukkan  bahwa  pada  Desember 2035  tekanan  reservoir  menjadi  2296  psi.  Hal  ini menunjukkan  bahwa  kurun  waktu  produksi  tersebut terjadi penurunan tekanan sebesar 39.4%.
Gambar 5.  Peramalan Produksi untuk Skenario Base Case
Gambar  5  memperlihatkan  profil  kumulatif produksi  dan  laju  produksi  total  sumur-sumur
dengan menerapkan Base Case Scenario. Berdasarkan  gambar  tersebut  diperoleh  kumulatif produksi  minyak  pada  tahun  2035  adalah  sebesar 31.2561  MMSTB.  Sehingga  recovery  factor  hingga tahun 2035 adalah sebesar 29.11 %.
Gambar 6  memperlihatkan Peramalan penurunan tekanan  dengan  menerapkan Scenario 1.  Gambar tersebut  memperlihatkan  bahwa  tekanan  reservoir pada  tahun  terakhir  (2035)  turun  menjadi  1906  psi. Hal ini menunjukkan bahwa tanpa ada sumur injeksi selama  kurun  waktu  produksi  tersebut  terjadi penurunan  tekanan  yang  lebih  tinggi  yaitu  sebesar 49.7%.
Gambar 6. Peramalan Tekanan Reservoir untuk Skenario 1
Gambar  7  memperlihatkan  peramalan  kumulatip produksi  dan  penurunan  laju  alir  apabila  skenario  1 diterapkan.  Berdasarkan  gambar  tersebut  diperoleh kumulatif  produksi  minyak  pada  tahun  2035  adalah sebesar 30.6829 MMSTB. Sehingga    atau Recovery Factor sebesar 29.11 %.
Gambar 8  memperlihatkan Peramalan penurunan tekanan  dengan  menerapkan Scenario 2.  Gambar tersebut  memperlihatkan  bahwa  tekanan  reservoir pada  tahun  terakhir  (2035)  turun  menjadi  3044  psi. Hal  ini  menunjukkan  bahwa  dengan  mengaktifkan keempat  sumur  injeksi  tersebut  penurunan  tekanan dapat  dikurangi.  Penurunan  tekan  selama  kurun waktu produksi hanya sebesar 19.7%.
Gambar 7.  Peramalan Produksi untuk Skenario 1
Gambar 8. Peramalan Tekanan Reservoir untuk Skenario 2
Gambar 9.  Peramalan Produksi untuk Skenario 2
Tabel  1  memperlihatkan  perbandingan  kumulatif minyak yang diproduksi serta recovery factor hingga tahun  2035  untuk  ketiga  skenario  produksi.  Tabel tersebut  menunjukkan  bahwa  jika  tidak  dilakukan penginjeksian,  maka recovery factor akan berkurang sebesar  1.87%.  Sebaliknya,  jika  keempat  sumur injeksi diaktifkan, maka diperkirakan terjadi penambahan recovery factor sebesar 7.95%.
Tabel    1.  Ringkasan  Hasil  Peramalan  Produksi  dengan Berbagai  Skenario  dengan  Analisa  Material
Balance Skenario Kumulatif Produksi @ 2035 (MMSTB) RF @ 2035 (%) Penambahan dari Base Case (%) Base Case 31.2561 29.11 - 1 30.6829 28.58 -1.87 2 33.7400 31.43 7.95

## IV. KESIMPULAN
Setelah dilakukan kajian pengembangan lapangan SNP  dengan  metode  material  balance,  diperoleh kesimpulan sebagai berikut:
1. Berdasarkan  hasil  history  matching  diperkirakan lapangan SNP mempunyai tenaga dorong air.
2. Berdasarkan  Analisa  Drive  Index  diperkirakan mekanisme  pendorong  utama  reservoir  adalah
ekspansi  fluida  sehingga  dibutuhkan  injeksi  air sebagai mekanisme pendorong tambahan.
3. Jika  diterapkan  skenario  Base  Case  maka diperkirakan  kumulatif  produksi  sebesar  31.2561 MMSTB  atau  29.11%.  Apabila  keempat  sumur injeksi  diaktifkan,  maka  diperkirakan  terjadi penambahan perolehan minyak sebesar 7.95%.

## DAFTAR PUSTAKA
1. Ahmed  T  and  McKinney  P  D.  2005.  Advanced Reservoir Engineering. Elsevier. Burlington.
2. Ahmed  T  and  Meehan  D  N.  2012.  Advanced Reservoir Management and Engineering.
Elsevier.  Burlington.  2 nd Edition.  Elsevier. Waltham.
3. Walsh,  M.P.  1995.  A  Generalized  Approach  to Reservoir  Material  Balance  Calculations.  J  Can Pet Technol 34 (1). PETSOC-95-01-07. http://dx.doi.org/10.2118/95-01-07.
4. Walsh,  M.P.  1994.  New,  Improved  Equation Solves for Volatile Oil and Condensate Reserves. Oil & Gas J. (22 August): 72.
5. Walsh,  M.P.,  Ansah,  J.,  and  Raghavan,  R.  1994. The  New,  Generalized  Material  Balance  as  an Equation of a Straight Line: Part 2 - Applications to  Saturated  and  Non-Volumetric  Reservoirs. Presented  at  the  Permian  Basin  Oil  and  Gas Recovery  Conference,  Midland,  Texas,  16-18
March 1994. SPE-27728-MS. http://dx.doi.org/10.2118/27728-MS.
6. Walsh,  M.P.  and  Lake,  L.W.  2003.  A Generalized  Approach  to  Primary  Hydrocarbon Recovery. Amsterdam: Elsevier.