PENERAPAN METODE CYCLIC WATERFLOODING UNTUK PENGEMBANGAN LAPANGAN MINYAK “AP” MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR

Abstract

Lapangan “AP” merupakan salah satu lapangan mature yang terletak di blok AP, Cekungan Salawati, Papua Barat. Lapangan ini sudah berproduksi sejak tahun 1948 sehingga memiliki decline rate produksi yang sudah cukup tinggi dan nilai water cut diatas 90%. Pengembangan minyak Lapangan “AP” menggunakan metode injeksi cyclic waterflooding dengan mempertimbangkan jumlah cadangan minyak yang masih ada di reservoir. Kajian simulasi reservoir ini dilakukan sesuai flow chart dengan tujuan untuk menerapkan metode cyclic waterflooding untuk meningkatkan oil recovery factor di lapangan “AP” menggunakan simulasi reservoir. Skenario cyclic waterflooding yang paling optimal dalam perencanaan pengembangan Lapangan “AP” adalah Skenario III-D. Skenario ini dikembangkan dengan pola periferal dengan tambahan 13 sumur injeksi air, tekanan injeksi 400 psi, laju injeksi 1.200 bbl/d, periode dasar cylic 90 hari dengan rasio skema injeksi 1:1. Pengembangan skenario III-D menghasilkan nilai 12.770 MSTB untuk produksi minyak kumulatif, 177.659 MSTB untuk produksi air kumulatif, 99,56% untuk water cut, 36,65% untuk recovery factor dan kumulatif kebutuhan injeksi air 46.985 MSTB. Lapangan tersebut merupakan salah satu lapangan matang yang terletak di blok AP, Cekungan Salawati, Papua Barat. Lapangan ini telah berproduksi sejak tahun 1948 sehingga memiliki tingkat penurunan produksi yang tinggi dan nilai water cut diatas 90%. Pengembangan minyak Lapangan “AP” menggunakan metode injeksi cyclic waterflooding dengan mempertimbangkan jumlah cadangan minyak yang masih ada di reservoir. Kajian simulasi reservoir ini dilakukan sesuai flow chart dengan tujuan untuk menerapkan metode cyclic waterflooding untuk meningkatkan oil recovery factor di lapangan “AP” menggunakan simulasi reservoir. Skenario cyclic waterflooding yang paling optimal dalam perencanaan pengembangan Lapangan “AP” adalah Skenario III-D. Skenario ini dikembangkan dengan pola periferal dengan tambahan 13 sumur injeksi air, tekanan injeksi 400 psi, laju injeksi 1.200 bbl/d, periode dasar cylic 90 hari dengan rasio skema injeksi 1:1. Pengembangan skenario III-D menghasilkan nilai 12.770 MSTB untuk produksi minyak kumulatif, 177.659 MSTB untuk produksi air kumulatif, 99,56% untuk water cut, 36,65% untuk recovery factor dan kumulatif air yang dibutuhkan injeksi 46.985 MSTB.

Kata Kunci: waterflooding; recovery factor; simulasi reservoir