| dc.description.abstract | Low Salinity Water Injection (LSWI) telah muncul sebagai salah satu teknik Enhanced Oil Recovery (EOR) yang menjanjikan, terutama untuk reservoir batu pasir, karena kemampuannya mengubah wettability batuan dan meningkatkan efisiensi penyapuan. Studi ini mengevaluasi kinerja LSWI dibandingkan dengan waterflooding (WF) konvensional menggunakan versi modifikasi dari model lapangan Norne yang bersumber terbuka. Model tersebut diperbarui dengan menambahkan sumur produksi dan injeksi baru serta dikonfigurasi untuk mengakomodasi perilaku aliran yang bergantung pada salinitas, termasuk komposisi brine, transportasi garam, dan interaksi batuan–fluida. Beberapa skenario injeksi dengan tingkat salinitas yang bervariasi (50.000 ppm, 25.000 ppm, 5.000 ppm, dan 1.000 ppm) disimulasikan untuk menilai dampak salinitas air injeksi terhadap kinerja perolehan minyak. Hasil simulasi menunjukkan bahwa skenario LSWI dengan salinitas 1.000 ppm (LSWI-1) menghasilkan recovery factor minyak tertinggi sebesar 17,30%, melampaui WF konvensional (14,99%) maupun kondisi dasar (9,83%). Produksi minyak kumulatif pada skenario LSWI-1 mencapai 174,98 juta barel (MMstb), dibandingkan dengan 151,62 MMstb pada skenario WF. Selain itu, analisis tracer menunjukkan water breakthrough yang tertunda dan distribusi fluida yang lebih merata, mengindikasikan peningkatan efisiensi penyapuan yang terutama dipengaruhi oleh perubahan wettability dan pertukaran ion, bukan oleh peningkatan viskositas. Temuan ini menegaskan kelayakan teknis LSWI, khususnya pada kondisi salinitas rendah yang telah dioptimalkan. | en_US |
