Fluid Replacement Modeling (FRM) Sebagai Model Sintetik Seismik saat diinjeksi CO2 untuk Enhanced Oil Recovery (EOR) Berdasarkan Metode Well-Based Modeling dan Synthetic Seismic pada Formasi Ngrayong, Jawa Timur Basin PDF

Preview

Summary

IKATAN AHLI TEKNIK PERMINYAKAN SIMPOSIUM DAN KONGRES NASIONAL IATMI XIII-2014 Jakarta, 2-4 Desember 2014 MAKALAH PROFESIONAL IATMI 14 – 00X FLUID REPLACEMENT MODELING (FRM) SEBAGAI MODEL SINTETIK SEISMIK SAAT DIINJEKSI CO2 UNTUK ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) BERDASARKAN METODE WELL-BASED MODELING DAN ...

Description

IKATAN AHLI TEKNIK PERMINYAKAN SIMPOSIUM DAN KONGRES NASIONAL IATMI XIII-2014 Jakarta, 2-4 Desember 2014

MAKALAH PROFESIONAL IATMI 14 – 00X

FLUID REPLACEMENT MODELING (FRM) SEBAGAI MODEL SINTETIK SEISMIK SAAT DIINJEKSI CO2 UNTUK ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) BERDASARKAN METODE WELL-BASED MODELING DAN SYNTHETIC SEISMIC PADA FORMASI NGRAYONG, JAWA TIMUR BASIN

INNANDA RIZQIANI PUTRI, NATASSA ADI PUTRI Geophysical Engineering, ITS; Indonesia *email: [email protected], [email protected]

1

Fluid Replacement Modeling (FRM) Sebagai Model Sintetik Seismik saat diinjeksi CO2 untuk Enhanced Oil Recovery (EOR) Berdasarkan Metode Well-Based Modeling dan Synthetic Seismic pada Formasi Ngrayong, Jawa Timur Basin

Fluid Replacement Modeling (FRM) as a Model Synthetic Seismic Response Changes Result of CO2 Injection for Enhanced Oil Recovery (EOR) Based on Well-Based Modeling and Simulation of Synthetic Seismic in Ngrayong Formation, East Java Basin Innanda Rizqiani Putri[1], Natassa Adi Putri[2] Teknik Geofisika, Institut Teknologi Sepuluh Nopember *email: [email protected], [email protected] adalah model respon sumur reservoar

Abstrak Peningkatan emisi CO2 di bumi disebabkan

meningkatnya

Hasil respon model ini dapat digunakan

ketergantungan manusia pada energi bahan

sebagai monitoring sumur reservoir saat

bakar fosil. Carbon Capture and Storage

proses injeksi CO2 pada sumur.

(CCS)

Kata Kunci – Carbon Capture and Storage

adalah

oleh

setelah dilakukan injeksi CO2 pada sumur.

teknologi

yang

dapat

digunakan untuk mengurangi emisi CO2.

(CCS),

Fluid

Replacement

Modeling

Selain untuk mengurangi emisi CO2, CCS

(FRM), NgrayongFormation, Simulation

dapat digunakan sebagai Enhanced Oil

Synthetic Seismic, Well Based Modeling.

Recovery (EOR) pada sumur reservoir yang masih mengandung sisa hidrokarbon

Abstract

dan berpotensi digunakan sebagai CO 2

Increases of CO2 emissions in the

storage. Tujuan dari penelitian ini adalah

earth caused by increasing our continued

memodelkan

reservoir

reliance on fossil fuel energy. Carbon

setelah CO2 diinjeksikan pada reservoir

Capture and Storage (CCS) is a technology

yang

hidrokarbon

that can be used to reduce CO2 emissions.

bedasarkan metode Fluid Replacement

Utilization CCS also can be used as an

Modeling (FRM). Metode FRM didasarkan

attempt Enhanced Oil Recovery (EOR) for

oleh Well Based Modeling dan Synthetic

the reservoir which still contains residual

Seismic dengan mengubah presentase pori

hydrocarbons and the potential to be used

hidrokarbon yang mengisi batuan dengan

as CO2 Storage. The objective of this study

penambahan CO2. Hasil penelitian ini

is to model the seismic response changes

respon

mengandung

sumur

sisa

2

as a result of CO2 injection on the reservoir

kedalam reservoir juga dapat mengurangi

containing residual hydrocarbons based on

emisi CO2 yang semakin meningkat.

the Fluid Replacement Modeling (FRM). The

method

Modeling

of

is

Fluid

based

Replacement Based

Formasi Ngrayong disusun oleh batupasir

Modeling and Simulation of Synthetic

kuarsa dengan perselingan batulempung,

Seismic by changing the percentage of

lanau, lignit, dan batugamping bioklastik.

hydrocarbon pore which fill the rock with

Pada

the addition of CO2. The results of the

mengandung

study is the Fluid Replacement Modeling

Berdasarkan kandungan fosil ini, Formasi

and Synthetic Seismic Response after the

Ngrayong diperkirakan berumur Miosen

injected CO2 can be utilized for reservoir

Tengah-Miosen akhir Formasi Ngrayong

monitoring while CO2 injection process.

merupakan

Keywords – Carbon Capture and Storage

menunjukkan adanya siklus regresi dan

(CCS),

transgresi.

Fluid

onWell

Formasi Ngrayong, Jawa Timur Basin

Replacement

Modeling

batupasir

kuarsanya

cangkang

salah

terkadang

moluska

satu

formasi

laut.

yang

(FRM), NgrayongFormation, Simulation Synthetic Seismic, Well Based Modeling.

Pendahuluan Saat ini banyak sumur reservoiar yang sudah tidak digunakan, namun masih mengandug teknologi

hidrokarbon. yang

Terdapat

terbaru

untuk

mengeksploitasi sisa hidrokarbon tersebut, salah satunya dengan

menggunakan

Carbon Capture and Storage (CCS). Teknologi ini menggunakan metode Fluid Replacement dengan

Modeling

mengubah

(FRM)

yaitu

presentase

pori

hidrokarbon yang mengisi batuan dengan penambahan

CO2.

meningkatkan penggunaan

Selain

produksi CO2

yang

dapat minyak,

diinjeksikan

Gambar 1. Litologi Jawa Timur Basin Lingkungan pengendapannya berada di daerah dangkal dekat pantai yang makin ke atas

lingkungannya

menjadi

littoral,

laguna, hingga sublittoral pinggir. Tebal dari Formasi Ngrayong mencapai 90 meter. Karena litologinya terdiri dari mayoritas pasir kuarsa, maka Formasi ini merupakan batuan reservoir minyak yang berpotensi di cekungan Jawa Timur bagian Utara.

Dari

hal

tersebut,

Formasi

Ngrayong merupakan potensi yang baik untuk penyimpanan karbon. 3

Injeksi Gas CO2

Fluid Replacement Modeling (FRM)

Injeksi gas CO2 adalah menginjeksikan

Fluid Replacement Modeling adalah model

sejumlah gas CO2 ke dalam reservoir

untuk memperkirakan perubahan nilai Vp,

dengan melalui sumur injeksi sehingga

Vs, dan densitas yang terjadi ketika

dapat diperoleh minyak yang tertinggal.

saturasi

Dalam penginjeksian digunakan gas CO 2

membutuhkan data kedalaman reservoir, P

karena CO2 adalah molekul stabil dimana

wave velocity log, informasi porositas

1 atm carbon mengikat

atom oksigen,

dan/atau densitas, informasi shear wave

berat molekulnya 44.01, temperatur kritik

velocity, saturasi, matriks batuan, dan

31.0 0CO2 dan tekanan kritik 73.3 Bars

property

(1168.65

perubahan yang terjadi saat perubahan

Psi).

mengakibatkan

2

Injeksi antara

CO2 lain

akan adalah

berubah.

fluida.

Pempdelan

Untuk

FRM

mengestimasi

saturasi, digunakan persamaan berikut:

pengembangan volume minyak, penurunan

𝜌𝑠𝑎𝑡 = 𝜌𝑚𝑎 1 − ∅ + 𝜌𝑤 𝑆𝑤 ∅

viskositas minyak reservoir, kenaikan

+ 𝜌ℎ𝑐 1 − 𝑆ℎ𝑐 ∅ …............................… (1)

densitas pada minyak reservoir (karena

Dimana

CO2 terlarut), dan Ekstraksi sebagian

batuan tersaturasi, 𝜌𝑚𝑎 adalah massa jenis

komponen minyak.

dari matriks batuan, 𝜌𝑤 adalah massa jenis

Injeksi gas CO2 dalam sumur reservoir

dari air, 𝜌ℎ𝑐 adalah massa jenis dari

memerlukan sumber CO2 dengan jumlah

hidrokarbon,

yang

ini

didalam batuan, dan Shc adalah saturasi

berlangsung dalam jangka waktu yang

hidrokarbon dalam batuan. (Asquith dan

panjang. Gas yang tersedia harus relatif

Krygowski,2004)

banyak,

karena

injeksi

𝜌𝑠𝑎𝑡 adalah masa jenis saat

Sw

adalah

saturasi

air

murni. Sumber yang biasa digunakan adalah

kumpulan

pembakaran

gas

batubara

hasil

atau

dari

Vertical Insidence Modeling

biasanya

Vertical Incidence atau biasa dikenal

merupakan gas hasil pembuangan pabrik

dengan zero offset merupakan pemodelan

ammonia.

seismic konvolusi yaitu pengkonvolusian

Injeksi gas CO2 merupakan teknologi yang

konstanta reflektifitas dengan wavelet.

ramah lingkungan. Dalam metode ini, gas

Ketika ray mengenai sebuah permukaan

CO2 yang bersifat polutan di udara bebas

dengan normal incidence, energi yang

dapat diinjeksikan ke dalam perut bumi.

dipancarkan

Walaupun begitu, harga yang ditawarkan

direfleksikan dan ditransmisikan ke bawah

metode ini terbilang mahal.

bidang batas. Pengertian lebih mudah

gelombang

tersebut

4

adalah, saat receiver diletakkan dengan posisi yang sama dengan source.

Metodologi Pengumpulan Data - Data Geologi mengenai East Java Basin - Data Sumur dari 2 sumur di Formasi Ngrayong (Vp dan densitas) - Densitas CO2

Menghitung data berdasarkan perubahan saturasi CO2 (30%-50%) selama injeksi

Koefisien

refleksi

merupakan

perbandingan antara amplitude ray yang direfleksikan

dengan

amplitude

ray

incident. Perumusan baku diformulasikan

Membuat model Geologi sebelum injeksi dan sebelum injeksi

sesuai dengan rumus di bawah (untuk normal incidence): R= (Z2-Z1)/(Z2+Z1) ............................(2)

Well Based Modelling dan Analisa Vp selama penginjeksian

Dengan Z merupakan acoustic impedance yang diformulasikan : Z = ρV ...................................................(3)

Synthetic Seismic Modelling dan menganalisa perubahan time delay dan amplitudo selama injeksi

Analisa dengan Fluid Replacement Modelling

Penarikan Kesimpulan

Pembahasan Pada penelitian ini menggunakan geologi model dari Formasi Ngerayong. Akibat dari proses injeksi CO2 pada sumur akan mempengaruhi perubahan saturasi minyak 5

dan juga akan mempengaruhi perubahan

Korelasi Densitas dengan %CO2

Berikut ini model geologi yang digunakan:

Densitas (g/m3)

velocity pada lapisan yang akan di injeksi.

1,95 1,9 1,85

1,8 -10%

10%

30%

50%

Presentase injeksi C02 (%)

Gambar 2. Model Geologi Jawa Timur Basin

Grafik

1.

Korelasi

dalam sumur reservoir. Korelasi Velocity dengan %CO2

yaitu sumur A di kedalaman 903,9 meter hingga 919,1 meter dan sumur B di

Velocity (m/s)

Target sumur injeksi sebanyak 2 sumur,

4000 2000 0

0%

meter. Pada kasus 2 sumur ini adalah low impedance. Pada kasus ini dilakukan injeksi CO2 ke dalam sumur reservoir sebanyak 30%, 40%, dan 50%. Hal ini menyebabkan adanya perubahan densitas yang sudah tersaturasi dan perubahan velocity pada lapisan reservoir yang telah terinjeksi CO2. Densitas

Vecocity

(%)

(g/cm3)

(m/s)

Sebelum

Sesudah injeksi

Grafik

40%

60%

2.

Korelasi

velocity

dengan

presentase CO2 yang diinjeksikan ke dalam sumur reservoir.

Pada grafik 1 diatas dapat dianalisis, semakin tinggi presentase CO2 yang diinjeksikan ke dalam sumur reservoir akan

CO2

20%

Presentase injeksi CO2 (%)

kedalaman 878,7 meter hingga 903,9

Injeksi

dengan

presentase CO2 yang diinjeksikan ke

Well Based Modeling

Kondisi

densitas

mengakibatkan

densitas

saturasi

reservoir menurun. Hal ini dikarenakan adanya proses injeksi CO2 pada lapisan tersebut. Proses injeksi CO2 juga akan

-

1,917

3000

30%

1,866

1370,904

40%

1,848

1349,795

50%

1,831

1328,686

Tabel 1. Perubahan densitas dan velocity akibat injeksi pada sumur reservoir.

mengakibatkan penurunan velocity. Hal ini ditunjukkan pada grafik 2. Efek dari gas CO2 ini yang menyebabkan penurunan nilai velocity. Setelah dilakukan analisa densitas dan velocity

maka

menggunakan

dilakukan metode

Well

analisis Base 6

Modeling. Yaitu mencari nilai koefisien

reflektivitas lapisan reservoar tersebut

reflektivitas

menjadi kuat. Hal ini diakibatkan adanya

sekian,

menggunakan

lalu

persamanan

dikorelasikan

antara

efek gas CO2 yang diinjeksikan ke sumur

reflektivitas dengan kedalaman sumur

reservoar

sehingga

terjadi

reservoir. Setelah sumur reservoir diinjeksi

velocity yang sangat drastis.

penurunan

dengan CO2, maka nilai reflektivitas lapisan yang diinjeksi akan menjadi kuat, seperti grafik 3 dibawah ini.

Grafik 3. Korelasi antara kedalaman sumur reservoir

dengan

reflectivity

lapisan

sebelum dinjeksi CO2 maupun setelah diinjeksi CO2.

Grafik 5. Korelasi antara reflektivitas atas dan reflektivitas bawah dengan presentase CO2

yang

diinjeksikan

pada

sumur

reservoar. Grafik 4. Analisis perubahan reflektivitas pada lapisan reservoar setelah diinjeksi CO2.

Analisis reflektivitas dibagi menjadi

reflektivitas batas atas dengan batas bawah.

Nilai reflektivitas bergantung dengan nilai velocity. Pada grafik 4 seperti diatas, diambil sample pada kedalaman 500 meter hingga 1000 meter, terlihat jelas perubahan reflektifitasnya. Sebelum lapisan reservoar diinjeksi CO2, nilai reflektifitas lapisan lemah. Namun setelah sumur diinjeksi CO2 sebanyak 30%, 40% dan 50%, nilai

2,

Pada

reflektivitas

batas

atas

cenderung negatif karena velocity lapisan diatas reservoar cenderung tinggi setelah diinjeksikan CO2, sehingga terjadi low impedance. Pada batas bawah reflektifitas lapisan reservoar cencerung positif karena velocity

lapisan

dibawah

reservoar

cenderung lebih tinggi sehingga, terjadi low impedance. Hal ini terjadi akibat dari 7

efek gas CO2 yang diinjeksi ke dalam sumur sehingga menyebabkan penurunan velocity yang drastis.

Sintetik Seismik Modeling Pada saat sumur reservoir diinjeksi CO2 sebanyak 30%, maka didapatkan nilai

Gambar 4. Seismik Sintetik pada saat

kecepatan

injeksi CO2 sebesar 30% dengan Normal

gelombang

primer

yang

semakin menurun dibandingkan dengan

Incidence Modeling.

nilai kecepatan gelombang primer sebelum diinjeksikan

CO2.

Penurunan

kontras

velocity ini mengakibatkan amplitude yang semakin menurun. Amplitude yang turun mengakibatkan delay time yang semakin panjang. Dibawah ini adalah gambar 3 yang

menunjukkan

kenampakan

perbedaan

amplitude

dari

antara setiap

kapasitas CO2 yang diinjeksikan

Gambar 5. Seismik Sintetik pada saat injeksi CO2 sebesar 40% dengan Normal Incidence Modeling.

Gambar 3. Sintetik Seismik pada saat sebelum diinjeksikan CO2.

Gambar 6. Seismik sintetik pada saat injeksi CO2 sebesar 50% dengan Normal Incidence Modeling.

8

Pemodelan dalam kasus injeksi CO2 ini menggunakan Normal Incidence Modeling karena

dianngap

paling

sederhana

dibandingkan modelling lainya. Normal Incidence Modeling adalah pemodelan yang digunakan saat receiver dan source berada dalam satu posisi sehingga sumber yang

ditembakkan

akan

dipantulkan

langsung dan diterima pula oleh receiver. Pemodelan ini menggunakan 801 titik receiver dengan bentangan 10.000 m spasi 12,5

m.

Berarti

pemodelan

Gambar 7. Delay time pada saat injeksi CO2 30%

Normal

Incidence dalam kasus ini mendapatkan sebesar 801 titik receiver. Untuk melihat delay time yang semakin panjang, dilakukan pengurangan pada sintetik seismic pada saat diinjeksikan dan pada saat tidak diinjeksikan CO2. Akibat dari penurunan kontras kecepatan, maka delay time yang dihasilkan akan semakin lama. Dalam penampang berikut akan direpresentasikan dengan ketebalan dari sintetik seismik itu sendiri. Semakin tebal/terang

dintetik

seismik

Gambar 8. Delay time pada saat injeksi CO2 40%.

tersebut,

maka semakin panjang juga delay time yang terjadi. Sehingga pada penampang dengan

injeksi

CO2

sebanyak

50%

menghasilkan penampang yang lebih tajam dibandingkan dengan kedua penampang lainnya.

Gambar 9. Delay time pada saat injeksi CO2 50%. 9

Maka dari itu, ketika kontras kecepatan

0

Korelasi Antara Amplitudo dengan Saturasi CO2 50

100

Amplitudo

0 -0,1

-0,2

-0,3

mengalami parameter

perubahan, ini

juga

maka

akan

kedua

mengalami

perubahan walaupun dalam kasus injeksi

Sebelum Injeksi

CO2 ini perubahan yang dihasilkan tidak

Injeksi 50%

signifikan.

Saturasi CO2 (%)

Grafik 6. Korelasi antara Amplitudo

Kesimpulan 1. Semakin tinggi presentase CO2

dengan saturasi CO2.

yang diinjeksikan ke dalam sumur Korelasi antara Amplitudo dengan saturasi CO2 dapat dilihat dari grafik 6 diatas ini. Dapat dilihat bahwa kenaikan saturasi dari CO2

mengakibatkan

nilai

amplitude

reservoir

akan

mengakibatkan

densitas

saturasi

dan

velocity

lapisan reservo...