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
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
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 154
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.
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 155
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
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 156
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.
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 157
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