DETAIL KOLEKSI

Waterflooding Development Prediction In Carbonate Reservoir At Field X Using Reservoir Simulation


Oleh : Novia Fazilani

Info Katalog

Nomor Panggil : 619/TP/2017

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2017

Pembimbing 1 : Sugiatmo Kasmungin

Subyek : Carbonate reservoir;Waterflooding

Kata Kunci : wells, waterflooding, reservoir simulation


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2017_TA_TM_07112236_Halaman-judul.pdf 945.27
2. 2017_TA_TM_07112236_Bab-1.pdf 197.95
3. 2017_TA_TM_07112236_Bab-2.pdf 908.41
4. 2017_TA_TM_07112236_Bab-3.pdf 1647.92
5. 2017_TA_TM_07112236_Bab-4.pdf 210.9
6. 2017_TA_TM_07112236_Bab-5.pdf 189.96
7. 2017_TA_TM_07112236_Daftar-pustaka.pdf 190.92
8. 2017_TA_TM_07112236_Lampiran.pdf 939.7

L Lapangan X merupakan lapangan yang berproduksi sejak April 2014 dan hanya memiliki 2 sumur, yaitu sumur NF-01 dan NF-02. Sejarah produksi lapangan dilakukan dari tahun 2014 hingga 2016. Reservoir lapangan X tersusun atas batuan karbonat. Ketika injeksi air dilakukan pada reservoir karbonat, harus dipertimbangkan aspek-aspek yang mempengaruhi jenis perolehan, yang dapat menentukan keberhasilan perolehan (recovery) minyak. Produksi utama selama periode produksi dari sumur yang ada ialah minyak, selain gas dan air. OOIP yang dimiliki lapangan ini adalah 9,204 MMSTB (volumetrik) dan 9,0308 MMSTB (simulasi).Pengembangan lapangan X diprediksi dengan menggunakan software simulasi reservoir, dan hasil yang diperoleh merupakan pengembangan reservoir yang sebenarnya. Dalam penelitian ini, software yang digunakan adalah Computer Modeling Group (CMG) IMEX Black Oil, dengan menerapkan waterflooding sebagai metode untuk mengoptimalkan lapangan tersebut. Optimasi dapat ditentukan berdasarkan pertimbangan berbagai pembangunan skenario. Berbagai skenario telah diprediksi dan memperoleh hasil, kemudian skenario pengembangan lapangan yang paling optimum dapat dipilih. Proses simulasi reservoir terdiri dari beberapa langkah yaitu persiapan data, model dan konstruksi grid, inisialisasi, history matching dan prediksi.Semua data inisial lapangan hingga hasil history matching telah tersedia dan fokus tugas akhir ini ialah untuk mengevaluasi dan memprediksi beberapa skenario. Untuk mengevaluasi dan memprediksi beberapa skenario, periodeiiiivpengembangan dilakukan selama 19 tahun yaitu sampai Desember 2035 di mana masa kontrak berakhir. Beberapa skenario yang diprediksi adalah infill(penambahan sumur), konversi sumur produksi ke sumur injeksi, penentuan pola injeksi seperti pola periferal dan 5-spot. Sebagai hasil prediksi yang dilakukan, perolehan dari masing-masing skenario bervariasi. Skenario I (base case) menghasilkan recovery sebesar 7,67%, skenario II (infill 18 sumur) adalah 37,81%, skenario III (infill 26 sumur) adalah 39,20%, skenario IV (infill 18 sumur vertikal + 2 sumur horizontal ) adalah 38,40%, skenario V (konversi sumur non-produksi menjadi injector) adalah 37,8%, skenario VI (pola periferal) adalah 38,17%, lalu skenario VII (normal 5-spot) adalah 38,07% dan skenario VIII (inverted 5-Spot ) memiliki perolehan sebesar 37,76%. Beberapa waterflood exercises juga dilakukan untuk mengevaluasi lebih lanjut tentang Lapangan X.

F Field X is a relatively new field producing since April 2014 with only 2 existing wells present, which is well NF-01 and NF-02. Production history of the field was performed from year 2014 until 2016. Field X consist of a carbonate reservoir, when Waterflooding a carbonate reservoir, one must consider the same issues that affect any type of recovery, which can determine the success of oil recovery. The existing wells are primarily producing oil, besides gas and water during its production period. The original oil in place of Field X is 9.204 MMSTB (volumetric) and 9.0308 MMSTB (simulation).The development of Field X is predicted by using reservoir simulation, and the results obtained represent the actual reservoir development. In this study, the software used for the development of Field ‘X’ is ComputerModeling Group (CMG) IMEX Black Oil, by applying the waterflooding as a method of optimizing the field, the optimization can be determined based on the consideration of various development scenarios. As various development scenarios have been achieved, the optimum field development scenario can then be selected.Reservoir simulation process consists of several steps which are; data preparation, model and grid construction, initialisation, history matching and prediction forecast. All the data up until history matching was given and the focus of this final assignment is to evaluate and predict several scenarios.iiiTo evaluate and predict several scenarios, the period of development is done for 19 years which is until December 2035 where the contract period ends. Several scenarios predicted were In-fill, conversion of production wells into injectors, water flooding patterns such as peripheral and 5-spot patterns. As the prediction developments were conducted, recovery from each scenario varies. Scenario I (Base Case) recovery is 7.67%, Scenario II (In-fill 18 wells) is 37.81%, Scenario III (In-fill 26 wells) is 39.20%, Scenario IV (in-fill 18 vertical wells + 2 horizontal wells) is 38.40%, Scenario V (conversion of non-producing wells into injectors) is 37.8%, Scenario VI (Peripheral Pattern) is 38.17%, Scenario VII (Normal 5-Spot) is 38.07% and Scenario VIII (Inverted 5-Spot) has a recovery of 37.76%. Several Waterflood exercises were also done to evaluate further on Field X.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?