Studi Injeksi Kimia Melalui Simulasi Reservoir: Kasus Pada Reservoir DI, Lapangan Rantau - Yosaphat Sumantri; Joko Pamungkas; Petrus Claver Satrio Wibowo (Jurnal Ilmu Kebumian Teknologi Mineral (JIK TekMin), 2015)
Reservoir DI terletak di Lapangan Rantau yang telah berproduksi sejak 1930. Terhadap reservoir DI pernah dilakukan studi injeksi air menggunakan simulator black-oil IMEX tetapi hasilnya kurang baik. Dalam studi ini dilakukan simulasi injeksi kimia menggunakan simulator compositional STARS, untuk mengetahui seberapa besar injeksi kimia bisa meningkatkan recovery factor.Langkah-langkah dalam studi ini adalah: konversi model geologi dari simulator IMEX ke dalam simulator STARS, inisialisasi, history matching, dan PI matching sumur, dan prediksi dengan tiga skenario. Skenario I: injeksi air pada kompartemen A1, kompartemen B dan kompartemen C2. Skenario II: seperti Skenario I tetapi dilakukan penambahan polymer dengan beberapa harga pore volume (PV). Skenario III: seperti Skenario I tetapi dilakukan penambahan surfactant dengan beberapa harga PV.Analisis hasil prediksi menyimpulkan: 1) Skenario II, injeksi air ditambah dengan polymer sebesar 0,1 PV, laju injeksi 800 bbl/day dan tekanan injeksi 550 psia adalah skenario terbaik untuk kompartemen A1; 2) Skenario II, injeksi air ditambah dengan polymer 0,1 PV, laju injeksi 600 bbl/day dan tekanan injeksi 500 psia adalah skenario terbaik untuk kompartemen B; 3) Skenario III, injeksi air ditambah dengan surfactant sebesar 0,1 PV, laju injeksi 400 bbl/day dan tekanan injeksi 400 psia adalah skenario terbaik untuk kompartemen C2.Kata kunci: OOIP, recovery factor, injeksi air, injeksi kimia. AbstractReservoir DI located in Rantau Field that has been produced since 1930. There was water injection study using Black-Oil Simulator (IMEX) but the result was unsatisfied. Then, defining recovery factor improvement, the study is developed to chemical injection by using Compositional Simulator (STARS).The steps in this study are: the conversion of the geological model of simulator IMEX into the simulator STARS, initialization, history matching and PI matching of wells, and prediction with three scenarios. Scenario I: injection of water in the compartment A1, compartment B and compartment C2. Scenario II: Scenario I with addition of polymer in several pore volume prices (PV). Scenario III: Scenario I with addition of surfactant with several PV.The analysis predicted results concluded: 1) Scenario II, water injection plus polymer of 0.1 PV, injection rate of 800 bbl/day and injection pressure 550 psia is the best scenario for the compartment A1; 2) Scenario II, water injection plus 0.1 PV polymer, injection rate of 600 bbl/day and injection pressure 500 psia is the best scenario for the compartment B; 3) Scenario III, water injection plus 0.1 PV surfactant, injection rate of 400 bbl/day and an injection pressure of 400 psia is the best scenario for the compartment C2.  Keywords: OOIP, recovery factor, water injection, chemical injection.