Pengaruh dari Kompresibilitas Rekahan pada Estimasi Volume Awal Gas di Tempat

Bambang Widarsono

Sari


Estimasi volume awal gas alam di tempat (initial gas in place, IGIP) untuk sebuah resevoir gas adalah suatu kegiatan yang memiliki tantangan tersendiri, terutama karena kaitannya dengan aspek-aspek ekonomis dan teknis operasional. Salah satu metode yang banyak dipakai adalah material balance, di mana praktek umum dilakukan adalah, demi penyederhanaan, pengabaian pengaruh dari faktor kompresibilitas rekahan. Pengabaian ini disinyalir pada kasus-kasus sesuai dapat menimbulkan kesalahan berarti dalam estimasi IGIP. Studi yang hasilnya dipresentasikan dalam makalah ini bertitik berat pada investigasi atas pengaruh dari faktor kompresibilitas rekahan ini pada estimasi IGIP menggunakan metode straightline P/Z material balance. Sebuak lapangan gas di Sumatera bagian Utara yang memiliki kriteria yang sesuai dipakai sebagai sebuah studi kasus. Hasil dari studi iini menunjukkan bahwa di lapangan tersebut potensi untuk terjadinya kesalahan dalam estimasi IGIP (terlalu optimistik) sampai sebesar 21,4%. Hasil utama lain dari studi ini adalah krusialnya peran data sejarah produksi, tekanan, dan data laboratorium atas gas dan batuan.


Kata Kunci


volume awal gas di tempat; kesalahan dalam estimasi; kompresibilitas rekahan; teknik material balance

Teks Lengkap:

PDF (English)

Referensi


Aguilera, R. (1999). Recovery Factors and Reserves in Naturally Fractured Reservoirs. J. Cdn. Pet. Tech. 38 (7): 15 18.

Aguilera, R. (2003). Geologic and Engineering Aspects of Naturally Fractured Reservoirs. CSEG Recorder 28 (2): 44 49.

Aguilera R. (2008). Effect of Fracture Compressibility on Gas-in-Place Calculations of Stress Sensitive Naturally Fractured Reservoirs. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, April: 307 310.

Hall, H.N. (1953). Compressibility of Reservoir Rocks. Trans. AIME: 128 130.

Jones, F.O. (1975). A Laboratory Study of The Effects of Confining Pressure on Fracture Flow and Storage Capacity in Carbonate Rocks. J. of Petroleum Engineering 27: 21 27.

Laubach, S.E., Olson, J.E., & Gale, J.F.W (2004). Are Open Fractures Necessarily Alligned With Maximum Horizontal Stress? Earth and Planetary Science Letters 222 (1): 191 195.

Olson, J.E ., Laubach, S.E., & Lander, R.L. (2007). Combining Diagenesis and Mechanics To Quantify Fracture Aperture Distribution and Fracture Pattern Permeabiity. In Fracture Reservoirs ed. L. Lonergan, L.R.J. Jolley, D.J. Sanderson, and K. Rawnsley, 97 112. London: Geological Society of London.

Walsh, J.B. (1981). Effect of Pore Pressure on Fracture Permeability. Int. J. of Rock Mechanics, Minerals, Science and Geomechanics 18: 429 435.




DOI: https://doi.org/10.29017/LPMGB.43.1.128