Studi Simulasi Reservoir pada Lapangan Shale Gas

Abstract

Indonesia memiliki potensi cadangan shale gas sebesar 303 TCF. Untuk memaksimalkan produksi shale gas, stimulasi reservoir menggunakan perekahan hidrolik dan injeksi mungkin perlu dilakukan. Selain itu, karena reservoir shale gas sangat kompleks, simulasi reservoir perlu dilakukan untuk membantu memproduksikan gas yang terperangkap di dalam formasi shale. Studi ini memaparkan proses yang dilakukan untuk memodelkan lapangan shale gas dan mengamati fenomena desorpsi di dalam reservoir saat diproduksikan. Studi ini juga melakukan injeksi gas N2 untuk mengetahui pengaruh injeksi gas tersebut terhadap kinerja reservoir. Jumlah simulasi yang dilakukan dalam studi ini adalah sebanyak empat skenario simulasi.

Dari keempat simulasi reservoir shale gas, akan dihasilkan grafik produksi kumulatif gas metana, tekanan reservoir, faktor perolehan, dan kumulatif gas N2 yang terproduksikan kembali ke permukaan. Dari studi diketahui bahwa perekahan hidrolik, fenomena desorpsi, dan apparent permeability akibat perilaku fluida non-darcy menjadi penting di reservoir shale gas. Setiap skenario simulasi memiliki perbedaan dan diketahui bahwa fenomena desorpsi lebih berpengaruh pada kinerja reservoir di lapangan shale gas. Hasil simulasi juga menunjukkan bahwa injeksi N2 tidak berpengaruh banyak pada kinerja produksi reservoir shale gas.