Simulasi reservoir digunakan untuk merencanakan pengembangan lapangan baru atau lanjutan, mengestimasi cadangan dan produksi, serta manajemen reservoir. Metode ini memodelkan mekanisme reservoir, seperti tekanan dan aliran fluida, untuk memprediksi kinerja produksi. Analisis kurva penurunan produksi dan keseimbangan bahan digunakan untuk memperkirakan produksi tanpa simulasi reservoir. Kedua metode ini membantu pengambilan keputusan pengemb

1. SIMULASI RESERVOAR, MATERIAL BALANCE & DECLINE
CURVE ANALYSIS
SIMULASI RESERVOAR (DYNAMIC MODEL)
Aplikasi/Manfaat Simulasi Reservoir Pada Industri Migas:
A.Sebagai dasar dalam perencanaan pengembangan suatu lapangan baru
atau lanjut, dapat menentukan :
Besaran Inplace, cadangan dan perkiraan produksi
Jumlah dan lokasi infill drilling
Completion, workover, reparasi sumur
Kapasitas fasilitas produksi yang akan dibangun
Ukuran platform, artificial lift, compressor dll
Rencana Secrec : pressure maintenance, Water flood, Lean Gas Injection
dll
Improve Oil Recovery : stimulation, hydraulic fracturing, Steam Huff & Puff
Enhance Oil Recovery (Steam Injection, polymer flood, surfactant flood dll)
B.Sebagai dasar Reservoir Management, dalam :
Mengurangi resiko
Menaikkan produksi minyak dan gas bumi
Menaikkan cadangan minyak dan gas bumi
Memaksimalkan perolehan
Meminimalkan pengeluaran (capital expenditures) dan ongkos produksi.

2. Reservoir Condition

3. Hubungan Driving Mechanism Vs Performance Produksi
Hubungan Driving Mechanism Vs Recovery Factor

4. PENGOLAHAN DATA-DATA RESERVOAR
Penentuan Rock Region
Rock Region didalam model simulasi diperlukan untuk membagi atau
memisahkan antara property yang bagus dengan property yang jelek.
Penentuan Rock Region berfungsi :
• Mengelompokkan produksi yang memiliki performance yang sama atau
performance tekanan yang sama.
• Dapat membantu mempercepat dalam proses history matching.
• Hasil prediksi dari simulasi tidak over/under estimate.
• Akan membantu dalam menentukan skenario pengembangan lapangan.
Pengolahan/analisa data Spesial Core (Special Core Analysis - SCAL) untuk
pembuatan kurva relative permeability sangat diperlukan sebagai input
simulasi reservoar, relative permeability diperlukan karena :
• Dapat dianalogikan dengan perbedaan sifat fisik batuan.
• Menentukan flow fluida reservoar didalam model simulasi.
• Menentukan besaran inplace .
• Menentukan faktor perolehan (RF) dan performance produksi.
Faktor yang mempengaruhi relative permeability adalah :
• Saturasi fluida.
• Pori-pori batuan yaitu geometri, ukuran dan distribusi.
• Sifat kebasahan batuan (wettability).
Parameter pada kurva Relative Permeability, yaitu : Swirr (Irreducible water
saturation, Kro pada Swi, Sor (Residual Oil Saturation), Krw pada Sor dan
bentuk Kurva.

5. Relative Permeabilitas untuk Fracture
Harga Swc di fracture tidak selamanya bernilai nol tergantung dari
permeabilitas. Untuk menghitung Swc tsb dapat diambil dari data matrik
yaitu hubungan permeabilitas vs Swc. Dengan menggunakan korelasi/chart
harga Permeabilitas di fracture dapat ditentukan, sehingga swc di fracture
dapat dihitung.

6. Capillary Pressure J-Function
Hal -hal yang perlu diperhatian dalam pembuatan J-Funtion / Normalisasi Pc:
• Pisahkan per Facies atau flow unit (jika data mendukung)
• Jika bentuk kurva scatter pisahkan/kelompokkan
Dalam mengolah data produksi hal-hal yang perlu disiapkan :
• Data Sumuran terdiri dari : total jumlah sumur dan status sumur (sumur
aktif, sumur sudah shutin/abandon dan sumur injeksi dll).
• Sejarah komplesi untuk tiap-tiap sumur.
• Data produksi per sumur, per reservoar/lapisan dan lapangan.
• Data tes sumur dan summary hasil analisa well testing
• Data tekanan
• Data laporan sumur (well report) termasuk masalah-masalah sumur
seperti kepasiran dll
• Data artificial well (sumur flowing, gas lift, pompa termasuk kapasitas)

7. INPUT SIMULASI RESERVOAR
Model Simulasi : Black Oil, Compositional, Dual Porosity, Thermal
3D Model Property hasil Pemodelan
Model Grid : Bentuk Grid (Corner & Cartesian), Grid Dimensi (X,Y,Z), Ukuran
Cell, Jumlah Cell dan Cell Aktif/non aktif
Rock- Property
Fluid Property (PVT)
Equilibrium
Produksi untuk History Matching :
Jika sudah berproduksi
Input : Liquid rate jika mekanisme reservoar water drive
Oil rate jika mekanisme reservoar solution/gas cap drive
Gas rate untuk reservoar gas
Frekwensi data produksi : Per bulan (produksi < 10 tahun) dan Per 3 bulan
(produksi > 10 tahun) Jika belum berproduksi History Matching terhadap well
test Input : WHP (sumur flowing) dan BHP (sumur sudah pakai pompa)
INITIALIZATION(MATCHING INPLACE)
Inialisasi (matching inplace) bertujuan untuk melihat kestabilan model,
menyelaraskan inplace model dengan inplace hasil volumetrik atau inplace
hasil dari geostatistik.
Parameter yang dapat dirubah didalam proses History Matching :
Aquifer : Volume, Property, Metode dll
Trasmibility
Bentuk Kurva Relativ Permeability
Rock Region
Property : Permeability, Porositas, Net to Gross (2D model)
Kompresibility
PVT
Data Sumuran : PI, BHP, Skin Factor dll
Batas Fluida (Contact) : OWC, GOC atau GWC
Catatan perubahan parameter dapat dilakukan, jika :
Selama didukung dengan data yang ada atau data laboratorium
Perubahan penarikan korelasi tidak keluar dari data maksimum/minimum
Perubahan inplace hasil history matching terhadap inplace inilisasi < 10%

8. PRODUCTIVITY INDEX (PI) MATCHING
MATERIAL BALANCE
Metode material balance dapat dilakukan untuk memperkirakan produksi
minyak dan gas dalam usulan POD dengan alasan metode simulasi tidak bisa
dilakukan setelah mendapat persetujuan dari tim teknis SKKMIGAS. Metode
material balance untuk membuat forecast produksi hanya analitic material
balance. Persamaan material balance secara umum :
F = N(Eo + mEg + Efw) + We
F = G(Eg + Efw) + We Dimana : F = production of oil,
water and gas, rb N = original oil-in-place,stb G = original gas-in-place, scf
Eo = expansion of oil and original gas in solution,rb/stb m = initial gas cap
volume, fraction of initial oil volume Eg = gas cap expansion, rb/stb Efw =
connate water expansion and pore volume reduction due to production,
rb/stb We = cumulative natural water influx, rb

9. Material balance analitic, yaitu semi-simulasi dengan menggunakan metode
tank model. Metode ini dapat dilakukan baik untuk reservoar minyak maupun
reservoar gas dengan syarat :
property dan telah memiliki peta pendukung seperti peta Netpay, Porosity,
Sw, Permeabilitas serta rock region untuk masing-masing lapisan.
beberapa tank model yang mencerminkan perbedaan
karakteristik reservoar seperti rock region/flow unit/property/facies yang
berbeda baik secara lateral maupun vertikal.
(tergantung sifat reservoar).
tekanan.
Prediksi Produksi dengan menggunakan metode material balance dengan
konsep multi tank model mengakomodasi perbedaan karakteristik reservoar.
DECLINE CURVE ANALYSIS
Metode Decline Curve Analysis (DCA) adalah salah satu cara untuk
mengetahui perilaku reservoar dengan menganalisa kurva penurunan laju
produksi. Metode ini banyak digunakan dalam memprediksi produksi minyak,
menentukan cadangan minyak dan dapat menentukan umur produksi suatu
lapangan dengan cepat, sederhana dan relatif murah dibandingkan dengan
metode simulasi.

10. Masalahnya :
Penarikan garis pada penurunan produksi yang bagaimana yang akan
ditentukan.
Metode apa yang akan dipakai (eksponensial, harmonik atau hiperbolik)
dan apa indikatornya.
Apakah kurva decline yang telah dipilih benar-benar representatif.
Bagaimana kurva decline produksi suatu sumur jika ada titik pengurasan
baru (drainage) atau workover.
Bagaimana menganalisa hasil penarikan DCA berkaitan dengan lapangan
sudah mature atau masih virgin.
Bagaimana memperkirakan penambahan produksi dari suatu zone/
lapangan dimasa datang dengan bertambahnya titik pengurasan.
Faktor yang Mempengaruhi Penurunan Produksi
Laju Produksi awal atau laju produksi dalam kurung waktu tertentu
Kelengkungan kurva penurunan produksi
Konstanta decline

11. Ketiga faktor tsb hasil kombinasi banyak faktor :
Parameter Geologi : Facies dan distribusi property.
Parameter resevoar : Tekanan, Kr dan Dimensi reservoar dll
Parameter sifat fisik batuan & fluida : Viskositas, Compresibilitas dll
Pengaruh kondisi sumur : Ukuran Choke, Lubang sumur, diameter lubang,
interval komplesi, kerusakan formasi, ketinggian fluida dll
Fasilitas dan mekanisme pengangkatan
Faktor yang mempengaruhi penurunan produksi secara langsung :
• Penurunan tekanan rata-rata reservoar
• Perubahan mekanisme pendorong di dalam reservoar
• Perubahan Sifat fisik fluida dan batuan.
Penentuan periode trend penurunan produksi sangat penting dan akan
menentukan hasil dari DCA. Untuk menganalisa dan menentukan penarikan
garis pada suatu kurva decline yaitu menentukan periode pada kurva
penurunan produksi pada suatu waktu tertentu dimana penurunan produksi
harus disebabkan secara alamiah, syarat-syarat dalam penentuan periode
trend penurunan produksi untuk DCA yaitu :
• Jumlah sumur aktif harus konstan untuk DCA per lapangan/per reservoar/
per blok) atau sumur aktif menurun karena sudah mengair.
• Tidak ada perubahan choke atau perubahan kapasitas /mekanisme
pengangkatan dan perubahan komplesi untuk DCA per sumur.
• Tidak ada masalah di lubang sumur (kepasiran)
• Tidak ada masalah dengan fasilitas atau gangguan dari surface
Penurunan produksi secara alamiah biasanya mengikuti pola dari bentuk
kurva exponential, hyperbolic dan harmonic, maka metode decline curve
analysis terbagi tiga tipe, yaitu :
• Exponential Decline : Q = Qi e-Dn t
• Hyperbolic Decline : Q = Qi ( 1 + b Dn t)-1/b
• Harmonic Decline : Q = Qi ( 1 + Dn t)-1/b
Parameter didalam ke tiga metode tsb :
• b : Eksponen decline yaitu menggambarkan kelengkungan kurva.
• Dn : Konstanta decline rate yaitu mencerminkan kecepatan penurunan laju
produksi dalam interval waktu tertentu.
References
From many sources (Dari berbagai Sumber)