Perpustakaan Digital ITB

Pengembangan shale oil reservoir membutuhkan penerapan teknologi multi stage hydraulic fracturing karena karakteristik batuan shale yang memiliki permeabilitas sangat rendah sehingga produksi hidrokarbon secara alami tidak ekonomis. Keberhasilan proses stimulasi sangat dipengaruhi oleh kemampuan desain rekahan dalam menciptakan jaringan rekahan yang mampu meningkatkan konektivitas reservoir dan menyediakan jalur aliran fluida menuju sumur produksi. Salah satu parameter penting dalam evaluasi efektivitas hydraulic fracturing adalah Stimulated Reservoir Volume (SRV), yaitu volume reservoir yang mengalami peningkatan konduktivitas akibat proses stimulasi. Namun, estimasi SRV secara langsung masih memiliki keterbatasan karena metode umum seperti microseismic monitoring membutuhkan biaya tinggi, memiliki ketidakpastian interpretasi, serta belum mampu secara langsung membedakan rekahan yang berkontribusi terhadap aliran fluida dengan rekahan yang tidak konduktif. Oleh karena itu, diperlukan pendekatan alternatif yang lebih efisien untuk memprediksi SRV berdasarkan parameter reservoir dan desain hydraulic fracturing yang tersedia. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi parameter utama yang memengaruhi cumulative liquid production, mengembangkan proxy model untuk memprediksi waktu tercapainya kondisi Boundary Dominated Flow (BDF), mengevaluasi hubungan antara SRV dan performa produksi, serta menentukan strategi optimasi desain hydraulic fracturing pada shale oil reservoir. Metodologi penelitian dilakukan menggunakan pendekatan Design of Experiment (DOE) dengan metode Latin Hypercube Design (LHD) untuk menghasilkan variasi kombinasi parameter input yang merepresentasikan ruang desain secara efisien. Parameter yang dianalisis meliputi fracture half length (Xf), fracture permeability (kf), matrix permeability (k), spacing, fracture height, dan fracture width. Hasil simulasi numerik dari setiap skenario digunakan untuk membangun proxy model berbasis persamaan empiris power law dalam memprediksi waktu pencapaian BDF. Validasi model dilakukan menggunakan parameter statistik R² dan RMSE untuk mengevaluasi tingkat kesesuaian antara hasil prediksi dan simulasi numerik. Estimasi SRV dilakukan berdasarkan kondisi reservoir saat mencapai BDF dengan mempertimbangkan nilai cumulative liquid mass rate sebagai representasi kemampuan aliran fluida dari zona reservoir yang telah distimulasi. Hasil analisis One Parameter At A Time (OPAT) menunjukkan bahwa parameter yang paling berpengaruh terhadap cumulative liquid production adalah fracture half length (Xf), diikuti oleh fracture permeability (kf) dan matrix permeability (k). Parameter tersebut memiliki pengaruh dominan karena berhubungan langsung dengan luas kontak reservoir, kapasitas aliran, dan kemampuan rekahan dalam mengalirkan fluida menuju sumur produksi.Pengembangan proxy model menggunakan persamaan power law menghasilkan nilai R² sebesar 0,46. Nilai tersebut dipengaruhi oleh metode penentuan waktu BDF yang menggunakan interval tahunan sehingga beberapa skenario memiliki nilai waktu pencapaian yang sama dan menyebabkan distribusi data prediksi menjadi terbatas. Meskipun demikian, hasil analisis menunjukkan bahwa parameter desain rekahan dan karakteristik reservoir memiliki hubungan terhadap perubahan waktu pencapaian BDF serta estimasi SRV. Hubungan antara SRV dan cumulative liquid production menunjukkan tren positif, dimana peningkatan volume reservoir yang terstimulasi menghasilkan peningkatan produksi kumulatif akibat bertambahnya area reservoir yang berkontribusi terhadap aliran fluida.Berdasarkan hasil penelitian, optimasi desain hydraulic fracturing perlu mempertimbangkan keseimbangan antara panjang rekahan, permeabilitas rekahan, permeabilitas matriks, serta kemampuan pembentukan SRV yang efektif. Pendekatan prediksi berbasis proxy model ini tidak dimaksudkan untuk menggantikan metode microseismic monitoring, tetapi dapat digunakan sebagai metode pendukung untuk melakukan evaluasi awal, mengurangi ketidakpastian desain stimulasi, serta mempercepat proses optimasi pengembangan shale oil reservoir dengan kebutuhan biaya dan waktu evaluasi yang lebih rendah.