Studi simulasi reservoir untuk menentukan pola injeksi sumur yang sesuai pada lapangan X
L apisan XX1 dan lapisan XX2 yang terdapat pada lapangan X merupakan reservoir minyak produktif tang telah beroprasi dari tahun 1976 sampai dengantahun 2018. Namun menurut analisa data yang dilakukan, dapat dilakukan upayauntuk meningkatkan perolehan minyak yang lebih baik lagi. Dalam rangkamempercepat peningkatan produksi, diusulkan untuk dilakukan perencanaanpengembangan dengan dilakukan beberapa sekenario dan injeksi air yangditerapkan untuk lapisan XX1 dan lapisan XX2 lapangan X. Pada penelitian inidilakukan design injeksi air menggunakan model dinamis lapangan X dengandilakukannya uji laju injeksi air terhadap masing – masing pola injeksi agardidapatkan perolehan minyak yang optimum.Penelitian ini dilakukan menggunakan simulasi reservoir denganmenggunakan black oil simulator CMG 2015. Data yang diperlukan untuk input kesimulator adalah data PVT, data SCAL, dan data sejarah produksi. Setelahdilakukan input data, kemudian dilakukan inisialisasi, history matching, dankemudian dilakukan perencanaan pengembangan lapangan dengan 3 skenario yangberbeda.Terdapat tiga skenario yang diterapkan dalam perencanaan pengembangandan basecase. Simulasi dilakukan dengan rentang waktu antara 2019 sampaidengan 2035. Pada simulasi basecase dilakukan terhadap delapan sumur produksidan satu sumur injeksi existing yang disimulasikan hingga tahun 2035 tanpamengubah parameter yang berkaitan. Pada simulasi skenario 1 dilakukan workoverterhadap 13 sumur yang sudah tidak beroprasi sehingga total suumur yangberproduksi dalam skenario 1 ini terdapat 21 sumur produksi dan juga terdapat satusumur injeksi existing. Pada simulasi skenario 2 dilakukan penerapan pola injeksiair adjusted inverted five spot yaitu gabungan antara inverted four spot dan invertedfive spot dengan menambahkan sembilan sumur injeksi. Pada skema injeksi inidisimulasikan beberapa skenario dengan menggunakan injection rate yangberbeda-beda. Injection rate yang di terapkan adalah 100 bwpd, 200 bwpd, 300bwpd, 400 bwpd, dan 500 bwpd. Pada simulasi skenario 3 dilakukan penerapanpola injeksi air adjusted normal five spot dengan menggabungkan normal five spotdan normal four spot menambahkan 45 sumur injeksi. Pada skema injeksi adjustednormal five spot ini disimulasikan beberapa skenario dengan menggunakan injection rate yang berbeda-beda. Injection rate yang di terapkan adalah 100 bwpd,200 bwpd, 300 bwpd, 400 bwpd, dan 500 bwpd.Hasil yang di dapat dari penelitian ini didapatkan skenario terbaik adalahskenario 3. Pada skenario ke 3, injection rate terbaik adalah 200 bwpd sehinggadapat menghasilkan kenaikan recovery factor sebesar 5.46% dengan Np sebesar 8.4MMSTB.
T he XX1 and XX2 layers in the X field are productive oil reservoirs thathave been operating from 1976 to 2018. However, according to the data analysis,efforts can be made to increase better oil recovery. In order to accelerate theincrease in production, it is proposed that development planning be carried outwith several scenarios and water injection applied to layer XX1 and layer XX2 ofthe X field. In this study, a water injection design was carried out using a dynamicmodel of the X field by performing a water injection rate test for each injectionpattern in order to obtain the optimum oil yield.This research was conducted using reservoir simulation using the black oilsimulator CMG 2015. The data required for input to the simulator are PVT data,SCAL data, and production history data. After data input is carried out,initialization, history matching, and field development planning are carried outwith 3 different scenarios.There are three scenarios applied in development planning and basecase.Simulations are carried out with a time span between 2019 and 2035. In thebasecase simulation, eight production wells and one existing injection well aresimulated until 2035 without changing the related parameters. In scenario 1simulation, workover is carried out on 13 wells that are no longer operational sothat the total production wells in scenario 1 are 21 production wells and there isalso one existing injection well. In the simulation scenario 2, the application of anadjusted inverted five spot water injection pattern is a combination of an invertedfour spot and an inverted five spot by adding nine injection wells. In this injectionscheme several scenarios are simulated using different injection rates. The injectionrate applied is 100 bwpd, 200 bwpd, 300 bwpd, 400 bwpd, and 500 bwpd. In thesimulation scenario 3, the application of an adjusted normal five spot waterinjection pattern is carried out by combining the normal five spot and normal fourspot adding 45 injection wells. In the adjusted normal five spot injection scheme,several scenarios are simulated using different injection rates. The injection rateapplied is 100 bwpd, 200 bwpd, 300 bwpd, 400 bwpd, and 500 bwpd.The results obtained from this study show that the best scenario is scenario3. In the third scenario, the best injection rate is 200 bwpd so that it can producean increase in recovery factor of 5.46% with an Np of 8.4 MMSTB