Perpustakaan Digital ITB

Injeksi surfaktan–polimer (SP) merupakan salah satu metode chemical enhanced oil recovery (EOR) yang relevan untuk mature sandstone reservoir karena mengombinasikan penurunan interfacial tension (IFT) dengan peningkatan kontrol mobilitas fluida. Lapangan-X, suatu mature deltaic sandstone reservoir di Indonesia, telah berproduksi selama lebih dari empat dekade dan mencapai recovery factor (RF) sebesar 65,68% pada akhir history matching. Meskipun hasil penyaringan menunjukkan bahwa reservoir ini sesuai untuk penerapan SP, prediksi kinerja skala lapangan masih sering menggunakan formulasi empiris berbasis tabel yang belum sepenuhnya merepresentasikan perilaku fasa mikroemulsi dan perubahan reologi polimer akibat shear rate. Penelitian ini bertujuan membandingkan pendekatan empiris dan pendekatan berbasis informasi fisik dalam memprediksi mekanisme pendesakan serta tambahan perolehan minyak dari injeksi SP. Model empiris terlebih dahulu dikalibrasi terhadap data coreflood, khususnya respons penurunan tekanan dan perolehan minyak, kemudian melalui proses upscaling ke model skala lapangan. Model upscale mampu mempertahankan respons RF akhir model coreflood dengan perbedaan absolut sekitar 1%. Pada skala lapangan, pendekatan empiris merepresentasikan kinerja surfaktan melalui tabel IFT/capillary desaturation dan polimer melalui tabel pengali viskositas terhadap konsentrasi. Pendekatan kedua berbasis informasi fisik menggunakan korelasi Huh yang dikalibrasi berdasarkan data salinity scan untuk merepresentasikan perilaku fasa mikroemulsi, serta shear-rate-dependent rheology untuk menggambarkan perubahan viskositas polimer. Model geologi, sifat fluida, konfigurasi sumur, dan strategi injeksi dipertahankan sama agar perbedaan hasil dapat dikaitkan secara langsung dengan representasi mekanisme SP. Hasil simulasi menunjukkan bahwa waterflooding menghasilkan RF sebesar 72,90%. Kasus pertama injeksi SP berbasis empiris, yaitu injeksi polimer yang dilanjutkan dengan SP, menghasilkan RF sebesar 73,49%, sedangkan Kasus kedua yakni injeksi SP berbasis informasi fisik menghasilkan RF sebesar 73,55%. Tambahan RF terhadap waterflooding masing-masing hanya sebesar 0,59% dan 0,65%, dengan selisih antarmodel sebesar 0,06%. Meskipun RF akhir keduanya berdekatan, mekanisme yang diprediksi berbeda. Hasil penilitian menunjukkan pada pendekatan informasi fisik menurunkan IFT rata-rata menjadi 0,02 mN/m dari 0,81 mN/m pada pendekatan empiris, dan menurunkan saturasi minyak residual rata rata dari 0,105 di kasus pertamaa menjadi 0,047 di kasus kedua. Namun, pengaruh shear thinning menurunkan viskositas air rata-rata dari 0.6596 cP menjadi 0,4185 cP sehingga kontrol mobilitasnya lebih rendah dibandingkan pendekatan tabel. Analisis sensitivitas menunjukkan bahwa kinerja Kasus ke 2 terutama dipengaruhi oleh tekanan dan laju injeksi, sedangkan dari sisi bahan injeksi dikontrol oleh salinitas efektif dan parameter tegangan antarmuka mikroemulsi. Penelitian ini menyimpulkan bahwa penambahan informasi fisik tidak selalu menghasilkan perbedaan RF yang besar, tetapi memberikan pemahaman mekanistik yang lebih baik terhadap mobilisasi minyak, propagasi chemical slug, injectivity, dan respons reologi polimer. Pendekatan empiris tetap memadai untuk tahap screening dan evaluasi awal, sedangkan pendekatan informasi fisik lebih sesuai untuk desain pilot dan implementasi lanjutan. Pada mature deltaic sandstone reservoir dengan RF dan water cut yang telah tinggi, keberhasilan injeksi SP lebih ditentukan oleh pemilihan area target, pengendalian laju dan tekanan injeksi, serta kesesuaian formulasi terhadap salinitas daripada sekadar peningkatan konsentrasi bahan kimia.