The hybrid steam-solvent injection scheme has been applied but limited results have been reported in the literature. The optimum solvent concentration to maximize economics and to reduce the CO 2 emission is still in question. A synthetic reservoir model was developed using real field data to study such an injection. Results indicate that the optimal solvent concentration is 5.0% by volume fraction and as the concentration increases the CO 2 emission reduces. The optimum case has 21% gain in the net present value discounted by 12% per annual and 9.1% reduction in the CO 2 emission comparing to the pure steam injection.

In modeling the hydraulic fracking program for unconventional reservoir shales, information about elasticity rock properties is needed, namely Young's Modulus and Poisson's ratio as the basis for determining the formation depth interval with high brittleness. The elastic rock properties (Young's Modulus and Poisson's ratio) are a geomechanical parameters used to identify rock brittleness using core data (static data) and well log data (dynamic data). A common problem is that the core data is not available as the most reliable data, so well log data is used. The principle of measuring elastic rock properties in the rock mechanics lab is very different from measurements with well logs, where measurements in the lab are in high stresses / strains, low strain rates, and usually drained, while measurements in well logging use the principle of measured downhole by high frequency sonic. vibrations in conditions of very low stresses / strains, High strain rate, and Always undrained. For this reason, it is necessary to convert dynamic to static elastic rock properties (Poisson's ratio and Young's modulus) using empirical equations. The conversion of elastic rock properties (well logs) from dynamic to static using the empirical calculation method shows a significant shift in the value of Young's Modulus and Poisson's ratio, namely a shift from the ductile zone dominance to the dominant brittle zone. The conversion results were validated with the rock mechanical test results from the analog outcrop cores (static) showing that the results were sufficiently correlated based on the distribution range.

No abstract

AbstrakReservoir gas konvensional yang dikenal oleh masyarakat luas adalah reservoir yang terdiri dari jebakan reservoir (cap rock), batuan reservoir dan isi (gas). Sedangkan perangkapnya bisa berupa perangkap struktur, stratigtafi, patahan atau kombinasi dari ketiganya. Sedangkan reservoir yang menghasilkan gas methane batubara (Coal Bed Methane yang disingkat CBM) merupakan zona batubara yang terisolasi, memiliki rekah alam dan terisi oleh air. pada kondisi awal kedua tipe reservoir ini (reservoir gas konvensional dan CBM) mempunyai karakteristik yang berbeda, sehingga teknik perhitungan cadangan, cara memproduksikan dan kinerjanya akan berbeda pula. Karena mempunyai latarbelakang yang berbeda maka kiranya perlu dilihat kinerjanya seberapa jauh perbedaannya karena keduanya memproduksikan gas hidrokarbon.Untuk melihat kinerja reservoirnya baik reservoir gas konvensional atau CBM maka dalam kajian ini menggunakan simulator. Dari kedua model, volume masing-masing reservoir dibuat sama, dan dilakukan sensitivitas karakteristik reservoirnya terhadap masing-masing model. Hasil akhir yang dibandingkan adalah kinerja dari masing-masing reservoir tersebut.Hasil yang didapat dari kajian ini adalah bahwa reservoir CBM mempunyai laju produksi gas lebih rendah, daerah pengurasan lebih kecil dan recovery factor lebih sedikit bila dibandingkan dengan reservoir gas konvensional. Tetapi karena cadangan gas konvensional semakin lama semakin menipis, maka reservoir CBM sebagai alternatif yang perlu dikembangkan setelah gas konvensional. Kebijakan pajak pemerintah sangat penting untuk kelangsungan produksi CBM. Kata-kata kunci: Reservoir Gas Konvensional,Coal Bed Methane (CBM)Corresponding author e-mail address: su_ranto@upnyk.ac.id I. PENDAHULUAN Dengan berjalannya waktu, energi yang bersumber dari fosil semakin lama semakin menipis, karena jenis energi ini tidak dapat diperbaharui. Oleh sebab itu perlu dilakukan alternatif lain, untuk mendapatkan gas selain dari gas konvensional. Salah satu sumber gas selain dari gas konvensional adalah gas methane batubara (coal bed methane). Secara perolehannya CBM lebih sulit bila dibandingkan dengan gas konvensioal, tetapi perolehan gas selain konvensional yang paling dekat tingkat kesulitannya adalah CBM. Gambar 1 merupakan kenampakan dari tingkat kesulitan eksplorasi gas ditinjau dari keteknikannya (Holditch, 2003). Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa semakin sulit gas untuk dieksploitasi, jumlahnya semakin banyak, , karena manusia cenderung untuk mengambil yang lebih mudah dulu daripada yang susah.

No abstract