Simulasi Injeksi Waterflooding pada Lapangan “SVT” Menggunakan Simulator Perminyakan

Abstract

Penelitian ini merupakan pengembangan Lapangan “SVT” dengan melakukan perencanaan ulang pemodelan waterflooding. Lapangan ini telah memasuki tahap secondary recovery sejak Januari 2003, yang ditandai dengan keberadaan sumur-sumur injeksi pada area tersebut. Penelitian ini difokuskan pada pengembangan Lapisan “D, E, dan F” di mana Lapangan “SVT” telah mulai berproduksi sejak Maret 1949 dengan jumlah cadangan awal sebesar 127.96 MMSTB. Hingga Januari 2017, kumulatif produksi dari ketiga lapisan tersebut mencapai 26.91 MMSTB, dengan nilai recovery factor sebesar 20.7%. Produksi tersebut didukung oleh 6 sumur produksi dan 6 sumur injeksi, dari total 34 sumur di lapangan. Hal ini menjadi dasar evaluasi terhadap strategi waterflooding yang telah berjalan, dengan tujuan mengoptimalkan desain pola injeksi serta meningkatkan efisiensi penyapuan (sweeping efficiency) untuk mendorong peningkatan faktor perolehan minyak. Penerapan pola injeksi yang tepat diharapkan dapat memperbesar kemungkinan terjadinya kontak antara fluida injeksi dan hidrokarbon di dalam reservoir. Perencanaan simulasi reservoir dilakukan menggunakan simulator Black Oil dengan perangkat lunak Computer Modelling Group (CMG) IMEX.2021.10, yang digunakan untuk memodelkan skenario pengembangan Lapangan “SVT” melalui optimasi metode secondary recovery waterflooding. Perencanaan injeksi didasarkan pada parameter peningkatan recovery factor dan radius pengurasan. Tahapan simulasi meliputi: mempelajari model yang telah ada, menampilkan petapeta reservoir yang diperlukan untuk mendukung perancangan pola injeksi, menyusun skenario injeksi, serta menyimpulkan hasil simulasi. Kajian terhadap model mencakup analisis terhadap model geologi, data tekanan reservoir, data fluida, data produksi, serta hasil simulasi yang sudah tersedia sebelumnya. Rencana pengembangan lapangan dilakukan dengan menyusun tiga skenario pola injeksi yang berbeda, yaitu 4-spot pattern, 5-spot pattern, dan peripheral pattern. Sebelum pengaplikasian pola injeksi, dilakukan screening DIGITAL REPOSITORY UNIVERSITAS JEMBER DIGITAL REPOSITORY UNIVERSITAS JEMBER criteria untuk menentukan sumur mana yang tetap sebagai sumur produksi dan mana yang dikonversi menjadi sumur injeksi (convert to injection). Proses ini mempertimbangkan parameter geologi dan produksi, agar air injeksi dapat termobilisasi dengan baik dan mampu mendorong minyak secara efektif. Dalam proses simulasi, perhatian khusus diberikan pada parameter Bottom Hole Pressure (BHP) dan laju injeksi, guna mengevaluasi potensi produksi minyak yang dapat dihasilkan dari cadangan sisa selama sisa masa kontrak, yaitu selama 18 tahun. Simulasi dilakukan selama 18 tahun produksi pada masing-masing skenario. Sumur-sumur dalam Lapangan “SVT” dibagi menjadi tiga area, di mana tiap area menembus lapisan berbeda berdasarkan variasi tekanan dan distribusi cadangan minyak. Skenario I yang menggunakan konfigurasi injeksi 4-spot pattern menghasilkan kumulatif produksi sebesar 29.71 MMSTB dan recovery factor sebesar 22.94%, meningkat sebesar 2.24% dari kondisi awal. Skenario II dengan pola 5-spot pattern menghasilkan kumulatif produksi sebesar 27.18 MMSTB dan recovery factor sebesar 20.94%, dengan peningkatan sebesar 0.24%. Sementara itu, Skenario III yang menerapkan pola injeksi peripheral menghasilkan kumulatif produksi sebesar 30.08 MMSTB dan recovery factor sebesar 23.20%, dengan peningkatan sebesar 2.50% dibandingkan basecase. Perbedaan hasil antar skenario menunjukkan bahwa variasi pola injeksi memberikan dampak langsung terhadap capaian produksi minyak dan efisiensi perolehan dari reservoir. Pengoptimalan injeksi air juga dianalisis melalui displacement efficiency (sweeping efficiency), dengan mengevaluasi nilai Voidage Replacement Ratio (VRR) untuk menilai efektivitas penyapuan pada masing-masing skenario, di mana nilai VRR < 1 mengindikasikan bahwa injeksi belum sepenuhnya menggantikan volume fluida yang diproduksi.