## OPTIMASI PANJANG HYDRAULIC FRACTURE PADA RESERVOIR NON- KONVENSIONAL DENGAN METODE UNIFORM CONDUCTIVITY

## RECTANGULAR FRACTURE
Eriska Eklezia D.S. 1 , Hadziqul Abror 1
1 Staf Pengajar  Prodi Teknik Perminyakan Jurusan Teknik Mesin Fakultas Teknik Universitas Jember Jl. Kalimantan 37 Jember 68121
Email: eriska.eklezia@unej.ac.id

## ABSTRACT
Energy  needs  in  the  future  will  continue  to  grow  along  with  the  growth  of  the  population.  The solution to this need is the development of unconventional oil and gas reserves, the tight sand gas reservoir. Gas from the tight sand gas reservoir can be produced by the hydraulic fracturing method. Hydraulic fracturing is a method of well stimulation in which rocks are fractured using a compressed fluid and then propane is injected to hold the fracture open. The cost required for this fracturing activity is relatively expensive, so it is necessary to choose the right hydraulic fracturing design. This study aims to determine the effect of fracture properties, namely the length and width of the fracture on hydrocarbon recovery. The data used are the volume of shale, porosity, permeability, and water saturation from well log data. This data becomes input data in a simple reservoir model to be built. In the reservoir model, the fracture will be modeled according to the hydraulic fracture design with a  certain  length,  width,  and  permeability  using  the  Uniform  Conductivity  Rectangular  Fracture method.  The  simulation  continues  with  the  use  of  different  fracture  length  designs.  From  the simulation  results,  it  can  be  concluded  that  the  relationship  between  the  fracture  length  and  the recovery factor is an exponential equation.
Keywords: Hydraulic Fracture, Reservoir Modelling, Reservoir Simulation

## PENDAHULUAN
Potensi migas non-konvensional di Indonesia terbilang sangat menjanjikan. Berdasarkan catatan Kementerian  ESDM,  cadangan  shale  gas  yang terkandung  di  Indonesia  mencapai  574,07  triliun kaki  kubik  (TCF)  dan  potensi  cadangan  gas metana  baubara  mencapai  453  TCF.  Hingga  saat ini, potensi shale gas diperkirakan berada di pulau Sumatera, Jawa, Kalimantan, dan Papua.
Sedangkan gas metana batubara diduga berada di wilayah Provinsi Sumatera Selatan dan Kalimantan Timur. Dalam mengeksploitasi migas non- konvensional  diperlukan  metode  dan  teknologi tersendiri.  Metode  yang  digunakan  berbeda dengan  proses  eksploitasi  migas  konvensional lainnya.  Untuk  shale  hydrocarbon,  diperlukan metode  perekahan  lapisan  batuan  ( fracturing ) untuk  membuat  celah/rekahan  pada  batuan  agar cadangan dapat mengalir ke sumur [1]. Sedangkan untuk  gas  metana  batubara,  diperlukan  metode fracturing  dan  proses  dewatering  agar  gas  dapat terdesorbsi dan terambil.
Di  Indonesia  pengembangan  migas  non- konvensional belum menunjukkan perkembangan yang  berarti.  Kendala  utamanya  terletak  pada tingginya  biaya  operasional,  mulai  dari  biaya
propan  sebagai  bahan  yang  digunakan  untuk mengisi fracture agar  tidak  menutup  kembali, berapa tahapan proses perekahan yang diperlukan untuk ketinggian fracture yang diinginkan sampai biaya  yang  dikeluarkan  untuk  waktu  yang  tidak produktif  pada  saat  mempersiapkan  proses perekahan. Banyak penelitian yang telah dilakukan untuk  mengefisiensi  biaya  perekahan.  Pemilihan propan  sebagai  bahan  yang  menahan  terbukanya fracture harus  memperhatikan  ketahanan  propan terhadap temperatur dan tekanan serta permeabilitasnya saat berada dalam reservoir [2]. Ada  juga  penelitian  terhadap  jumlah  tahapan ( stage ) dalam proses perekahan, yaitu untuk tinggi rekahan  sama  dengan  dua  kali  panjang  sayap rekahan,  minimal  diperlukan  2  tahap  perekahan [3]. Dalam penelitian ini, tinggi rekahan didesain kurang  dari  panjang  sayap  rekahan  sehingga diasumsikan  bahwa  hanya  diperlukan  satu  tahap perekahan.  Dengan  mengasumsikan  salah  satu parameter,  maka  penelitian  ini  berfokus  pada desain panjang dan lebar rekahan.
Tujuan  dari  penelitian  ini  adalah  untuk mengetahui  pengaruh  properti  rekahan  yaitu panjang  dan  lebar  rekahan  terhadap  perolehan hidrokarbon.

## METODOLOGI PENELITIAN
Penelitian ini meliputi dua tahapan, yaitu (1) pembuatan model dan inisialisasi hasil pengolahan data  log  sumuran  pada  model  dan  (2)  optimasi panjang  hydraulic  fracture  pada  model  terhadap perolehan hidrokarbon.
Penelitian
ini menggunakan CMG Reservoir Simulation Software .
1. Pembuatan model dan inisialisasi hasil data

## log sumuran
1. Model  reservoir  yang  dibuat  berupa geometri sederhana (kotak) dengan jumlah grid  yang  akan  ditentukan  sesuai  dengan data log dan keakuratan yang ingin dicapai;
2. Sumur  dimodelkan  tepat  di  tengah-tengah reservoir  dengan  perforasi  sesuai  dengan data kedalaman yang ada;
3. Data  log  berupa properties dari  reservoir yaitu shale volume, porositas, permeabilitas dan saturasi diinisialisasi pada model.

## 2. Optimasi panjang hydraulic fracture
1. Desain rekahan ditentukan dengan melihat grafik  hubungan  produktivitas  index terhadap konduktiviti rekahan untuk jumlah propan tertentu;
2. Desain  ini  dimodelkan  pada  model reservoir  yang  telah  dibuat  pada  tahapan pertama;
3. Model hydraulic  fractute disimulasikan terhadap  waktu,  didapatkan  perolehan hidrokarbon terhadap waktu.
4. Simulasi terus berlanjut dengan
menggunakan  panjang  fracture  yang berbeda.

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Pembuatan model dan inisialisasi hasil data log sumuran
Nilai property batuan  sangat  mempengaruhi model  dari hydraulic  fracture [4].  Setelah memperhitungkan nilai properties batuan terhadap kedalaman, maka model reservoir sederhana yang dibuat berupa kubus dengan spesifikasi pada tabel 1.
Tabel 1. Spesifikasi Model Reservoir Sederhana
Model Gas-Water Luas Reservoir 33 acre Tipe Grid Cartesian Ukuran Grid 37 x 37 x 290 Tipe Porositas Single
Jenis  porositas  yang  digunakan  pada permodelan reservoir adalah single porosity, yaitu dianggap  tidak  ada  rekahan  alami  [1].  Setelah model reservoir terbentuk maka dilakukan tahapan insialisasi.  Tahap  inisialisasi  adalah  tahapan mensubstitusikan/ mendistribusikan nilai
properties batuan  seperti  porositas,  saturasi  air, permeabilitas  dan  tekanan  ke  dalam  model  [5]. Karena  data properties batuan  didapatkan  hanya dari  satu  sumur  maka  hasil  sebaran properties batuan  hanya  berdasarkan  kedalaman.  Model reservoir setelah inisialisasi terlihat pada Gambar 1-3.
Gambar 1. Model Reservoir dengan Tampilan Data
Porositas
Gambar 2. Model Reservoir dengan Tampilan Data Saturasi Air
Gambar 3. Model Reservoir dengan Tampilan Data Tekanan

## Optimasi panjang hydraulic fracture
Sebelum membuat model hydraulic fracture pada model reservoir hasil tahap pertama,
penentuan  kombinasi  panjang,  lebar  serta permeabilitas  hydraulic  fracture  akan  dilakukan. Karena  model  yang  digunakan  adalah  model reservoir sederhana berupa kubus, proses penentuan  kombinasi  properti  rekahan  mengikuti model  pada  Gambar  4  [1].  Setelah  menentukan panjang dan lebar fracture, maka nilai produktivitas  index  dapat  dihitung  dengan menggunakan persamaan (1), dan nilai dimensionless fracture conductivity dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (2). Kedua nilai ini  digunakan  untuk  menentukan  jumlah  propan yang  diperlukan  untuk  desain  rekahan  yang digunakan, persamaan (3).
Gambar 4. Model Hydraulic Fracture pada Reservoir
Kubus
𝐼 𝑥 = 2𝑥𝑓 𝑥𝑒 ........................................................... (1)
𝐶 𝑓𝐷 = 𝑘𝑓𝑤 𝑘𝑥𝑓 ....................................................... (2)
𝑁 𝑝𝑟𝑜𝑝 = (𝐼 𝑥 ) 2 𝐶 𝑓𝐷 ........................................... (3)
Keterangan: 𝑥 𝑒 = panjang reservoir 𝑥 𝑓 = panjang setengah sayap fracture 𝑘 𝑓 = permeabilitas fracture 𝑘 = permeabilitas reservoir 𝑤 = lebar fracture 𝑁 𝑝𝑟𝑜𝑝 = jumlah proppant 𝐼 𝑥 = Productivity Index 𝐶 𝑓𝐷 = Dimensionless Fracture Conductivity
Kombinasi  panjang,  lebar  dan  permeabilitas  dari fracture untuk nilai N prop tertentu ditunjukkan oleh grafik dasar sebagai berikut:
Gambar 5. Grafik Hubungan Productivity Index terhadap Fracture Conductivity untuk N prop <0.1
Gambar 6. Grafik Hubungan Productivity Index terhadap Fracture Conductivity untuk N prop >0.1
Kombinasi  geometri  fracture  yang  didesain haruslah  berada  pada  puncak-puncak  dari  grafik pada  Gambar  5  dan  6  karena  pada  puncak  itulah productivity  index dari fracture maksimal  untuk jumlah propan tertentu. Setelah mempertimbangkan hal tersebut, maka didapatkan kombinasi  geometri fracture yang  ditampilkan pada Tabel 2.
Tabel 2. Kombinasi Geometri Fracture
x f (ft) w f (inch) h f (ft) 326.7 0.09 95.1 422.4 0.13 95.1 474.5 0.18 95.1 498.4 0.23 95.1 519.3 0.27 95.1 401.3 0.07 95.1 485.6 0.12 95.1 522.7 0.17 95.1 548.6 0.21 95.1 565.1 0.26 95.1 Geometri fracture dimodelkan  pada model  reservoir  sederhana  yang  telah  dibuat sebelumnya. Hydraulic fracture pada penelitian ini dibuat menggunakan metode Uniform Conductivity Rectangular Fracture [6]. Prinsipnya adalah  mambuat cell-cell dengan  ukuran  yang
2 x f
y e = x e x e e f x x x I 2 = f f fD kx w k C = fD x res wing f,prop, f res wing f,prop, f prop C ) (I kV V k kV V k N 2 2 1 2 4 = = = - - 0.5 0.4 0.3 0.2 D im e n si o n le ss P ro d u c ti vi ty I n d e x , J D 10 -4 10 -3 10 -2 10 -1 10 0 10 1 10 2 Dimensionless Fracture Conductivity, C fD 0.001 0.003 0.006 N prop =0.0001 0.01 0.03 0.06 0.0003 0.0006 I x =1 X e 2X f Y e X e =Y e 0.1 High perm Frac&Pack Medium perm 2.0 1.5 1.0 0.5 D im e n si o n le ss P ro d u c ti vi ty I n d e x , J D 0.1 1 10 100 1000 Dimensionless Fracture Conductivity, C fD N prop =0.1 0.3 0.6 1 3 6 10 30 60 100 X e 2X f Y e X e =Y e I x =1 Low perm Massive HF Medium perm
lebih  kecil  di  sekitar  sumur  secara  memanjang menyerupai fracture [7]. Hasil dari proses ini dapat dilihat  pada  Gambar  7.  Model  ini  disimulasikan dengan  laju  alir  sumur  3  MMScfD  ( million standard  cubic  feet  per  day )  dan  5  MMScfD. Tujuan  digunakan  2  nilai  laju  alir  adalah  untuk melihat plateau time produksi dan recovery factor yang  dihasilkan.  Plateu  time  adalah  kondisi dimana  laju  produksi  tetap  sesuai/sama  dengan laju produksi yang direncanakan sebelumnya [1]. Hasil  dari  simulasi  dapat  dilihat  pada  Gambar  8. Langkah ini diulangi untuk kesepuluh kombinasi geometri fracture .
Gambar 7. Permodelan Fracture pada Model Reservoir
Sederhana
Gambar 8. Hasil Simulasi Produksi Gas terhadap Waktu
Rangkuman hasil simulasi untuk setiap kombinasi geometri fracture dapat  dilihat  pada  tabel  3 berikut:
Tabel 3. Rangkuman Hasil Simulasi
Dari tabel 3 dapat dilihat bahwa semakin panjang sayap  hydraulic  fracture  maka  semakin  besar plateu  time  dan  recovery  factor  gas  yang dihasilkan.  Pada  tahap  ini  panjang  fracture optimum  tidak  dapat  ditentukan/disimpulkan dikarenakan  tidak  ada  faktor  biaya  yang diperhitungkan.    Dengan  mengasumsikan  biaya sewa  peralatan  untuk  proses  fracture  dan  biaya teknisi lapangan sama untuk setiap skenario, maka yang  membedakan  adalah  biaya  pembelian propan.  Biaya  ini  berhubungan  langsung  dengan jumlah propan yang dapat diwakili dengan volume fracture  pada  model.  Oleh  karena  itu,  dibuatlah suatu grafik yang menghubungkan antara volume
fracture terhadap recovery factor .
Gambar 9. Grafik Hubungan Volume Fracture terhadap Recovery Factor
Pada gambar 9, terlihat bahwa hubungan antara volume fracture dan recovery factor berupa persamaan  eksponensial.  Karena  tinggi  dari fracture untuk setiap skenario sama dan lebar dari fracture dapat diabaikan nilainya jika dibandingkan  dengan  panjang fracture ,  maka hubungan  antara  panjang fracture dan recovery factor berupa  grafik  eksponensial.  Dari  grafik terlihat untuk penambahan volume sebesar 200 ft 3 dari  200  ft 3 ke  400  ft 3 ,  terjadi  penambahan
Scenario Fracturing Q max Q min P wh Plateau Time Recovery Factor (%) (MMSCF) (MMSCF) (psi) (days) 1 5 0.5 250 12.4 69.5
3 0.5 250 36.6
69.2
2 5 0.5 250 16.3 73.9 3 0.5 250 57.3
73.4
3 5 0.5 250 23.8 76.1 3 0.5 250 93.3
76.0
4 5 0.5 250 34.3
77.5
3 0.5 250 191.5 77.9
5 5 0.5 250 46.2
78.6
3 0.5 250 219.8 79.0
6 5 0.5 250 15.1 72.5 3 0.5 250 48.2
72.1
7 5 0.5 250 28.3 77.0
3 0.5 250 110.2 77.0
8 5 0.5 250 51.7 79.4 3 0.5 250 224.4 79.0
9 5 0.5 250 72.1
80.0
3 0.5 250 246.2 80.2 10 5 0.5 250 99.0 81.1
3 0.5 250 267.0 81.4 y = 5.5038ln(x) + 41.419 R ² = 0.83212 68 70 72 74 76 78 80 82 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 R e co ve ry Fa ct o r (% )
Volume Fracture ( ^3)
recovery  factor  sebesar  3%,  sedangkan  untuk penambahan  jumlah  volume  fracture  yang  sama dari  1000  ft 3 ke  1200  ft 3 ,  penambahan  recovery factor hanya sebesar  1%. Hal ini menunjukkan bahwa  terdapat  nilai  panjang  fracture  yang optimum ditinjau dari penambahan recovery factor yang diperoleh.

## KESIMPULAN
Dari  hasil  simulasi  dapat  disimpulkan bahwa  hubungan  antara  panjang fracture dan recovery  factor berupa  persamaan  eksponensial.
Nilai panjang fracture yang optimum ditinjau dari penambahan  recovery  factor  dapat  ditentukan sesuai dengan justifikasi engineer di lapangan.

## SARAN
Saran  yang  diajukan  agar  penelitian berikutnya dapat lebih baik dan menyempurnakan penelitian yang telah dilakukan, yaitu: pengembangan penelitian terhadap variasi ketinggian  rekahan,  mengingat  tinggi  rekahan sangat dipengaruhi oleh stress batuan [8]. Update model hydraulic fracture berdasarkan kondisi di  lapangan  juga  perlu  dilakukan  untuk menghasilkan  peramalan  produksi  10  sampai 20  tahun  kedepan  [9].  Selain  itu,  variasi  aliran yang  terjadi  pada  daerah  fracture  [10]  juga  perlu ditambahkan agar model merepresentasikan kondisi nyata.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] Economides,  Michael  J.,  Nolte,  Kenneth  G. 2000. Reservoir  Simulation  Third  Edition. Basic of Hydraulic Freacturing . 5:1-27.;
[2] Yang, M., Economides, M. J., Wei, C., & Gao, C.  2013.  Hydraulic  Fracture  Design  Flaws- Proppant  Selection.  Society  of  Petroleum Engineers Journal.
[3] Wilson, A. 2015. Hydraulic-Fracture Design: Optimization  Under  Uncertainty. Journal  of
Petroleum Technology. 20: 94-97.;
[4] Zhang, Z., Du, J., & Mavko, G. M. 2019. Rock physics  of  hydraulic  fractures.  Society  of Exploration Geophysicists Journal.
[5] Chudnovsky, A., Fan, F., Shulkin, Y., Zhang, H.,  Dudley,  J.  W.,  &  Wong,  G.  K.  2008. Hydraulic  Fracture  Simulation  Revisited. American  Rock  Mechanics  Association Journal.
[6] Rahman, Khalil., He, Wei., Gui, Feng. 2014. Reservoir Simulation with Hydraulic Fracture:  Does  It  Really  Matter  How  We
Model  Fracture? .  Society  of  Petroleum Engineers Journal.
[7] Morrill,  J.,  &  Miskimins,  J.  L.  2012. Optimization  of  Hydraulic  Fracture  Spacing in  Unconventional  Shales.  Society  of Petroleum Engineers JOurnal.
[8] Fisher,  M.  K.,  &  Warpinski,  N.  R.  2012. Hydraulic-Fracture-Height  Growth:  Real Data . Society of Petroleum Engineers Journal.
[9] Cipolla, C.L.,Williams, M.J. 2010. Hydraulic Fracture Monitoring to Reservoir Simulation: Maximizing  Value .  Society  of  Petroleum Engineers Journal.
[10] Weijermars,  R.,  van  Harmelen,  A.,  Zuo,  L., Alves,  I.  N.,  &  Yu,  W.  2018. Flow Interference  Between  Hydraulic  Fractures . Society of Petroleum Engineers Journal.