Perpustakaan Digital ITB

Dua aspek penting dalam EOR (Enhanced Oil Recovery) demi tercapainya efisiensi proses penyapuan fluida injeksi adalah monitoring dan simulasi perilaku pergerakan fluida reservoir sebagai respons dari aktivitas proses injeksi dan produksi. Teknologi monitoring secara tidak langsung seperti metode gayaberat mikro selang waktu merupakan salah satu alternatif untuk mendapatkan gambaran pergerakan fluida dalam reservoir.Selama ini aplikasi metode gayaberat mikro selang waktu dalam monitoring didasarkan pada parameter perubahan densitas fluida dan saturasi semu (apparent saturation) yang diturunkan dari data anomali gayaberat. Perubahan nilai parameter tersebut selama selang waktu tertentu dapat mengindikasikan adanya penambahan atau pengurangan massa fluida atau pergantian fluida dalam pori reservoir akibat aktivitas proses injeksi dan produksi. Untuk kasus reservoir lapisan tunggal seperti reservoir karbonat, estimasi perubahan densitas mudah dilakukan karena respons gayaberat yang diukur di permukaan langsung merepresentasikan perubahan densitas fluida dari reservoir target. Berbeda pada kasus multilayer seperti reservoir batupasir, estimasi perubahan densitas setiap lapisan sangat ditentukan oleh teknik yang digunakan, juga kelengkapan data pendukung seperti sifat fisik serta volume produksi dan injeksi fluida dari setiap lapisan reservoir selama selang waktu pengukuran gayaberat di permukaan. Sebagai novelty dari penelitian ini, dua hal utama yang dilakukan, pertama data gayaberat mikro selang waktu digunakan untuk mengestimasi perubahan densitas tiap lapisan reservoir melalui teknik DSMVD (Deconvolution Simulation of Mass Volume Density). Teknik ini menggabungkan proses dekonvolusi anomali gayaberat mikro selang waktu dengan teknik simulasi pergerakan fluida, dengan melibatkan data volume injeksi dan produksi fluida di setiap lapisan reservoir serta informasi sifat fisik lainnya. Kedua, data perubahan densitas tersebut digunakan untuk simulasi 3D pergerakan fluida sehingga dapat diidentifikasi pola dan arah pergerakan fluida dalam reservoir pada periode waktu tertentu dan waktu mendatang. Untuk keperluan penelitian, telah dibuat program simulasi 3D pergerakan fluida reservoir yang didasarkan pada persamaan aliran fraksional fluida dua fasa immiscible, dimana efek gayaberat (gravity) dalam persamaan aliran fluida tersebut dikuantifikasi melalui metode gayaberat mikro selang waktu. Output utama dari program simulasi ini adalah parameter densitas fluida dan saturasi air pada waktu tertentu atau waktu mendatang setelah proses injeksi dilakukan. Untuk menguji hasil estimasi perubahan densitas fluida baik hasil teknik DSMVD maupun hasil simulasi, dibuat pula program pemodelan kedepan 3D perhitungan respons gayaberat di permukaan.Aplikasi program diterapkan pada lapangan minyak 'SS' daerah Sumatera Tengah. Reservoir ini merupakan reservoir multilayer batupasir terdiri atas lapisan A1, A2, B1, B2, B2A, D dan lapisan S. Kedalaman reservoir sekitar 700 m dan ketebalan rata-rata tiap lapisan sekitar 12 m. Adapun data gayaberat yang digunakan diperoleh dari dua kali pengukuran dengan selang waktu pengukuran adalah 6 bulan. Hasil monitoring dan simulasi pergerakan fluida lapangan minyak 'SS' menunjukkan bahwa secara umum telah terjadi pergerakan fluida injeksi menuju sumur produksi. Ditinjau dari nilai anomali gayaberat mikro selang waktu dan nilai perubahan densitas fluida reservoir yang dominan negatif, dapat diketahui bahwa reservoir telah mengalami pengurangan massa atau pergantian fluida pori akibat jumlah volume produksi fluida lebih besar dibanding dengan volume air yang diinjeksikan. Pengurangan massa berdasarkan nilai anomali gayaberat negatif dari yang terbesar menuju yang kecil, berturut-turut adalah lapisan batu pasir B2A, A2, B1, D, B2, S dan lapisan A1. Pergerakan fluida injeksi pada setiap lapisan reservoir pada umumnya meluas ke arah timur dan tenggara. Sedangkan pergerakan fluida injeksi yang paling signifikan terjadi pada lapisan B2A. Berdasarkan pola pergerakan fluidanya, dapat dinyatakan bahwa pergerakan fluida injeksi dalam reservoir tidak hanya dikontrol oleh struktur sesar yang berarah hampir utara-selatan (N-S), tetapi dikontrol pula oleh perubahan sifat fisik reservoir seperti permeabilitas dan porositas, terutama pada bagian timur dan tenggara area penelitian. Pada beberapa lapisan reservoir (B1, B2, B2A, D) terdapat sumur-sumur injeksi dengan nilai anomali gayaberat dan perubahan densitas fluida negatif. Oleh karena itu, untuk mengoptimalkan perolehan minyak di lapangan 'SS', perlu ditempatkan sumur-sumur injeksi baru pada daerah tersebut. Berdasarkan hasil studi ini dapat dinyatakan bahwa data gayaberat mikro selang waktu penting dilibatkan dalam proses monitoring dan simulasi pergerakan fluida sehubungan dengan aktivitas proses injeksi dan produksi dalam reservoir multilayer. Melalui teknik monitoring dan simulasi, dapat diperoleh informasi mengenai model perubahan densitas fluida yang merepresentasikan adanya penambahan atau pengurangan massa fluida di setiap lapisan reservoir (akibat pergantian jenis fluida) serta informasi arah pergerakan fluida injeksi sebagai fungsi waktu termasuk prediksi perubahannya pada periode waktu mendatang.