ANALISIS PRESSURE BUILD-UP RESERVOIR GAS KONDENSAT … · 2020. 3. 29. · yang memiliki kandungan fluida gas kondensat di dalamnya. Parameter reservoir yang bisa didapatkan yaitu

Jurnal Petro 2019 VOLUME VIII No. 4, DESEMBER 2019

P-ISSN : 1907-0438 E-ISSN : 2614-7297 http://trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id/index.php/petro

Jurnal Petro Desember, Th, 2019 153

ANALISIS PRESSURE BUILD-UP RESERVOIR GAS KONDENSAT DALAM FORMASI

KARBONAT

Jodica1, Onnie Ridaliani1, dan Ghanima Yasmaniar1

1Prodi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Kebumian & Energi, Universitas Trisakti, Jl.

Kyai Tapa No. 1 Grogol Jakarta 11440

[email protected]

ABSTRAK Zona aliran yang berbeda akan terbentuk didalam reservoir pada saat fluida gas kondensat mengalir dengan tekanan dasar sumur di bawah tekanan dew point. Zona aliran ini dapat di interpretasikan salah satunya dengan analisis uji pressure build-up. Analisis ini dapat dilakukan dengan baik pada reservoir dengan system homogeny dan bertambah rumit pada reservoir dengan system heterogen. Penelitian ini dilakukan untuk mencari informasi parameter dan karakteristik reservoir karbonat yang memiliki kandungan fluida gas kondensat di dalamnya. Parameter reservoir yang bisa didapatkan yaitu seperti tekanan reservoir awal (𝑖), permeabilitas (k), faktor skin (s), batas reservoir (boundary), besar daerah pengurasan sumur, dan tekanan

rata-rata reservoir (𝑝𝑟). Sumur eksplorasi “JD-1” menembus formasi karbonat dengan kandungan hidrokarbon gas

kondensat. Analisis uji sumur yang dilakukan adalah analisis tekanan dengan pengujian pressure build-up dengan hasil analisis yang diperoleh menunjukan reservoir dengan model two-layer, nilai permeabilitas sebesar 154 md, skin 13,8, tekanan awal 3286,3 psia, dan tekanan rata-rata reservoir 3285,7 psia.

Kata kunci: Pressure Build-Up Test, Gas Kondensat, Horner Plot

ABSTRACT

Different flow region will form in the reservoir when the gas condensate fluid flows with a bottom hole pressure below the dew point pressure. This flow region can be identified by the pressure build-up test analysis. This analysis can be done well on reservoir with homogeneous system and becomes more complex on reservoir with heterogeneous system. The purpose of this study is to find informations and characteristics about carbonate reservoir with gas condensate. Reservoir parameters

that can be obtained are initial reservoir pressure (pi), permeability (k), skin factor (s), reservoir boundary (boundary),

drainage area, and average reservoir pressure ( pr ). "JD-1" exploratory well penetrated the carbonate formation with the

gas condensate hydrocarbon content. The well test analysis conducted is pressure analysis with pressure build-up testing and theanalysis results show a reservoir with a two-layer model, permeability value of 154 md, skin 13.8, initial pressure 3286.3 psia, and average reservoir pressure of 3285.7 psia.

Keyword: Pressure Build-Up Test, Gas Condensate, Horner Plot

I. PENDAHULUAN

Pengujian sumur memiliki peranan yang penting

untuk dapat menentukan kemampuan suatu reservoir

berproduksi melalui sumur produksinya. Tujuannya

adalah untukmendapatkaninformasidarilapisanatau

formasi reservoir yang selanjutnya akan digunakan

untuk menentukan karakteristik dari reservoir

tersebut. Karakteristik dan parameter suatu reservoir

yang telahdiketahui dengan baik dapat digunakan sebagai suatu bahan pertimbangan untuk proses

pengembangan yang akan dilakukan terhadap

reservoir itu sendiri. Oleh karena itu, dengan adanya

suatu pengujian sumur maka dapat dilakukan analisis

mengenai performa suatu reservoir.

Salah satu pengujian sumur yang dapat dilakukan

adalah uji Pressure Build-Up. Pressure Build-Up Test

adalah suatu metode pengujian tekanan transien yang dilakukan untuk menganalisis data dengan cara

memproduksi sumur selama selang waktu tertentu

dengan laju alir yang tetap, kemudian menutup sumur

tersebut sehingga tekanan menjadi naik dan dicatat

sebagai fungsiwaktu. Uji Pressure Build-Up yang

dilakukan dengan perencanaan, pelaksanaan, dan

penganalisisan yang benar dan tepat akan

menghasilkan informasi karakteristik reservoir

seperti permeabilitas, faktor skin, tekanan reservoir,

radius pengurasan, dan keheterogenitas suatu lapisan.

II. PERMASALAHAN

Sumur “JD-1” merupakan suatu sumur eksplorasi

yang akan di perforasi dan juga dilakukan pengujian

sumur dengan DST. Data hasil pengujian dianalisis

untuk mengetahui parameter-parameter reservoirnya.

Tidak ada data PVT yang tersedia selama analisis

http://trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id/index.php/petro

mailto:[email protected]




dilakukan. Analisis tekanan menunjukan terdapat

kandungan gas kondensat di dalam reservoir dan hal

tersebut dapat mempengaruhi pembacaan kurva log-

log pressure derivative. Oleh karena itu, analisis lebih

lanjut diperlukan untuk membedakan pengaruh gas

kondensat pada pembacaan kurva log-log

pressurederivative.

III. METODOLOGI

Metodologi penelitian yang digunakan adalah dengan

studi pustaka ataupun studi literatur dari penelitian para ahli. Selain itu, desain penelitian yang digunakan

adalah

desain penelitian studi kasus, yang merupakan

rancangan penelitian yang mencakup pengkajian

dengan banyak aspek yang diteliti. Desain penelitian

studi kasus ini termasuk kedalam penelitian non-

eksperimen yang dilakukan dengan tujuan untuk

mendeskripsikan fakta – fakta secara sistematis dan

akurat, serta hasil penelitian disajikan apa adanya.

IV. HASIL DAN ANALISIS

Sumur “JD-1” adalah sebuah sumur eksplorasi yang

dilakukan pengujian dengan DST. Reservoirnya

terletak pada lapisan karbonat dengan letak interval

perforasi pada 2232-2252 m dan packer di pasang

pada kedalaman 2203 m. Hasil rekaman data tekanan

yang diperoleh pada sumur ini ditampilkan pada

Gambar 1 berikut ini.

Gambar 1. History Plot Sumur “JD-1”

Gambar 2. Log-Log Pressure

Derivative BU2-BU5

Gambar 2 di atas menunjukan log-log plot antara

BU2, BU3, BU4, dan BU5 yang memiliki tekanan di

bawah tekanan dew-point, maka diperkirakan

terbentuk condensatebank.

di sekitar lubang sumur. BU1 tidak ditampilkan

karena merupakan periode clean- up setelah

dilakukan perforasi, sehingga pada periode ini

pengaruh skin masih berubah dan analisis aliran yang

dilakukan pada periode ini menggambarkan efek skin

yang hanya sementara yang mungkin tidak ada pada pengujian selanjutnya.

Analisis dengan software akan dilakukan pada BU2,

selain itu karena BU3,

BU4,BU5memilikipoladerivativeyangsama maka

analisis hanya dilakukan pada periode BU4, karena

BU4 juga merupakan periode shut in terlama

sehingga diharapkan dapat memberikan informasi

yang paling lengkap. Hasil interpretasi model dari

BU2 dan BU4 di tunjukan pada gambar 3 dan gambar

4.

tunjukan pada Gambar 3 dan Gambar4.





Gambar 3. Interpretasi Model BU2

Gambar 4. Interpretasi Model BU4

Hasil interpretasi yang diperoleh dengan perhitungan

software ditampilkan dalam Tabel 1 di bawah ini.

Tabel 1. Hasil Analisis Interpretasi BU2 Dan

BU4

V. PEMBAHASAN DAN DISKUSI

GOR rata-rata selama pengujian dilakukan adalah

sebesar 9202,96 SCF/STB dan sumur “JD-1”

menembus formasi karbonat yang dapat

dimodelkan dengan modeldual-

porosity.Semuaperiodepengujian berada di bawah

tekanan dew point, sehingga kemungkinan

kondensat akan terbentuk di sekitar lubang sumur

dalamformasi.

Dari Gambar 2 tersebut dapat diamati bahwa semua

periode build-up memiliki kurva derivative yang cukup serupa dan konsisten dan diakhir mengikuti

pola yang stabil yang menunjukan zona infinite

acting radial flow (IARF). Kurva derivative yang

membentuk kestabilan horizontal merupakan

indikasi dari zona IARF Terlihat hanya respon dari

BU4 yang sampai ke IARF, karena BU4 adalah

periode penutupan yang paling lama, yaitu 19,2

jam.

Pada saat early time, dapat dilihat bahwa

respon tidak menunjukan dominasidari

wellbore storage effect, hal ini menunjukan

kurva derivative tidak terganggu oleh efek

wellbore storage dan kondisi ETR hanya

berlangsung sementara dan langsung

menunjukan MTR.

Pada saat MTR sebelum terjadi transisi, kurva

derivative setiap BU memiliki posisi kedudukan

yang berbeda-beda. BU2 memiliki posisi derivative

yang paling rendah. Kedudukan atau posisi kurva

ini mengindikasikan nilai permeabilitas. Semakin

rendah posisi kurva berarti nilai permeabilitas akan

semakin besar dan sebaliknya. Zona ini

menunjukan mobilitas dari fluida yang terkandung

di dalamnya. Jika kurva derivative memiliki

kedudukan yang rendah, berarti mobilitasnya tinggi

dan juga sebaliknya. Perbedaan mobilitas ini dikarenakan saturasi kondensat yang meningkat,

sehingga permeabilitas relative dari gas pun akan

berkurang, dan menurunkan nilai mobilitas gas.

Pada saat waktu transisi, hanya BU2 yang memiliki

kurva derivative yang sedikit bergeser ke kiri.

Pergeseran kedudukan kurva ke kiri menunjukan

nilai lambda yang lebih besar, berarti komunikasi

antara rekahan dan matriks terjadi lebih dahulu

dibandingkan BU yang lain. Hal ini bisa terjadi

karena laju alir yang lebih besar pada BU3, BU4,

Parameter Unit BU2 BU4

pi psia 3286,9 3286,32

pwf psia 3257,7 3218,2

kh mD.ft 10100 10100

k mD 153 154

C Bbl/psi 2,65 × 10−6

2,45 × 10−7

Skin (total) - 8,77 13,8

Omega - 0,0233 0,0229

Lambda - 3,07 × 10−7 2,72 ×

10−7

Kappa - 0,998 0,998





dan BU5 menyebabkan tekanan alir dasar sumur

menjadi lebih rendah dibanding pada BU2, sehingga

akumulasi kondensat bertambah dan menghambat

komunikasi antara matriks dan rekahan. Model

interpretasi dari software yang paling dapat menyesuaikan periode uji BU2 seperti yang

ditunjukan Gambar 3 adalah :

Near wellbore effect : wellborestorage dan skin

Reservoir model : twolayers Boundary effect :infinite

Model interpretasi dari software yang paling dapat menyesuaikan periode uji BU4 seperti yang

ditunjukan Gambar 4 adalah :

Near wellbore effect : wellbore storage dan skin

Reservoir model : twolayers Boundary effect :infinite

Penurunan tekanan dasar sumur menciptakan

terbentuknya zona dengan penurunan mobilitas

pada daerah di dekat lubang sumur, hal ini dapat

dilihat pada kurva derivative BU4 yang bergeser ke

atas dari kurva derivative BU2. Pergeseran ke atas

kurva derivative tersebut seperti yang terdapat pada

model reservoir composite, model composite

digunakan untuk menggambarkan pengaruh

condensate banking, yaitu semakin bergeser ke atas

maka mobilitas pada inner zone semakin kecil.

Penurunan mobilitas ini disebabkan karena

akumulasi kondensat yang semakin bertambah dengan semakin menurunnya tekanan pada lubang

sumur.Pada Tabel 1 juga menunjukan nilai skin

semakin bertambah. Hal ini menunjukan

bahwa kondensat yang semakin bertambah

bertindak sebagai skin. Dalam analisis ini

kondensat tidak dianggap sebagai suatu fasa fluida,

sehingga keberadaannya dapat dianggap sebagai

skin.

Pada saat waktu transisi berlangsung, mulai terjadi

peralihan fluida antara matriks dan rekahan dalam

reservoir. Apapun hambatan yang ada dapat membatasi proses ini, sehingga kemampuan untuk

terjadinya peralihan fluida ini semakin kecil dan

periode waktu yang diperlukan untuk peralihan

fluida dari matriks ke rekahan akan semakin lama.

Dalam Gambar 2 terlihat bahwa waktu untuk

peralihan fluida pada BU4 lebih lama dibandingkan

dengan BU2, hal ini ditunjukan dengan cekungan

pada kurva derivative BU4 yang bergeser ke kanan

dari kurva derivative BU2.

Kondensat yang terbentuk dalam reservoir akan

menghambat proses transisi ini karena kondensat

akan bertindak sebagai skin yang menyebabkan turunnya interporosity flow coefficient. Tabel 1

memperlihatkan nilai lambda yang semakin kecil

dengan semakin bertambahnya skin akibat dari

bertambahnya akumulasi kondensat karena tekanan

dasar sumur yang semakin turun.

Pada sumur “JD-1” ini, respon dan ciri dari model

dual-porosity masih terlihat. Apabila akumulasi kondensat sangat banyak dan menambah besar

factor skin, maka ciri dari model dual-porosity akan

menghilang, seperti pada Gambar 5 berikut ini.

Gambar 5. Pengaruh Skin Dalam Model Dual-

Porosity

VI. KESIMPULAN

Analisis kurva derivative untuk model

dual-porosity/dual-layer gas condensate

reservoir dapat ditandai dengan

pergeseran ke atas kurva pada saa early

tim ekarena semakin kecil nya mobilitas

fluida dekat lubang sumur akibat

kondensat yang terakumulasi, pergeseran

kurva ke kanan pada saat middle time

karena semakin sulitnya matriks dan

rekahan berkomunikasi akibat akumulasi

kondensat, dan kondisi kurva pada late

time yang semakin stabil karena

kondensat belum terakumulasi yang

menunjukan kondisi awal reservoir yang

tersaturasi gas saja.

Hasil analisis yang sudah dilakukan

menunjukan model reservoir two-layer

dengan permeabilitas total 154 md, total

skin 13,7, dan tekanan awal reservoir

3286,32 psia.





DAFTAR PUSTAKA

Ahmed, T. (2001). Reservoir

Engineering Handbook (2nd ed.;

Butterworth- Heinemann, ed.). Gulf

Professional Publishing.

Ahmed, T. (2005). Advanced Reservoir

Engineering.

Bourdarot, G. (1998). Well Testing:

Interpretation Methods. Retrieved from

www.ogs.ou.edu/Classfiles/ricktesting/Welltes

ting.ppt

Bourdet, D. (2003). Well Test Analysis:

The Use of Advanced Interpretation Models.

In Handbook of Petroleum Exploration and

Production (Vol. 3).

(https://doi.org/10.1016/S1567-

8032(03)80031-9)

Chai, Ooi Kiam, Kano T, Tomoeda J. Gas-

condensate well test results interpretation at

Helang field. 2006;564–73.

Chaudhry, A. (2004). Oil Well Testing

Handbook. https://doi.org/10.1016/B978-

075067706-6/50089-8

Daltaban, T. S., & Wall, C. G. (2013).

Introduction To Well Testing. Fundamental

and Applied Pressure Analysis,

(March), 1–4.

https://doi.org/10.1142/9781848160736

_0 001.

Ginting Mulia, Djumantara Maman. 2018.

Vertikal dan Horizontal Pada Reservoir

CBM dengan Menggunakan Simulasi

Reservoir.

Perbandingan Kinerja Produksi Sumur

Hashemi, M. Safari. Condensate blockage effects

in well test analysis of dual- porosity /

dual-permeability , naturally fractured gas

condensate reservoirs : a simulation

approach. J Pet Explor Prod Technol.

2016;6(4):729–42. Setiati Rini. 2015. Evaluasi Pengaruh Variasi

Komposisi CO2 dalam Perolehan Nilai

Tekanan Tercampur Minimum. Petro, Vol

2 No 2.

Thahir Abizar Algiffari Muhammad, Madiana

Atty Dwi. 2018. Analisis Keekonomian

Proyek Gas-to-liquid Sebagai Alternatif

Pemanfaatan


http://www.ogs.ou.edu/Classfiles/ricktesting/We

https://doi.org/10.1142/9781848160736_0%20001

https://doi.org/10.1142/9781848160736_0%20001

Documents

ANALISIS PRESSURE BUILD-UP RESERVOIR GAS KONDENSAT … · 2020. 3. 29. · yang memiliki kandungan fluida gas kondensat di dalamnya. Parameter reservoir yang bisa didapatkan yaitu