Sakti Tanripada, 12204051, Sem 2 2007/2008 1
LONTARA-FIELD DEVELOPMENT OPTIMIZATION USING RESERVOIR SIMULATION
Optimasi Pengembangan Lapangan LONTARA dengan Simulasi Reservoir
Oleh :
Sakti Tanripada* SARI
Rencana pengembangan lapangan merupakan hal yang sangat penting untuk dilakukan di industri perminyakan,
mengingat biaya yang dibutuhkan dalam memproduksikan suatu lapangan sangatlah besar. Rencana pengembangan
lapangan yang komprehensif dapat dilakukan dengan bantuan simulator secara hemat, yang dapat meramalkan performa
reservoir dengan cukup akurat dengan mengakomodasi model geologi di bawah berbagai kondisi operasi.
Lapangan LONTARA merupakan lapangan minyak yang dapat dikategorikan sebagai marginal field. Marginal
Field adalah lapangan minyak yang telah memasuki periode penurunan produksi. Pengembangan lapangan marjinal dapat
dilakukan dengan menambah sumur atau mengoptimalkan sumur yang telah ada.
Rencana pengembangan lapangan yang diusulkan pada Lapangan LONTARA dibagi menjadi 6 skenario yaitu
skenario dasar, workover, infill drilling, workover + infill drilling, peripheral water injection, dan pattern water injection.
Area yang masih memiliki potensi yang baik berdasarkan analisa beberapa parameter kemudian
diimplementasikan/disimulasikan kedalam lima skenario pengembangan lapangan yang diusulkan. Dengan demikian
dapat diprediksi profil produksi serta perolehan minyak yang dihasilkan, sehingga dengan studi ini, dapat diperoleh suatu
usulan skenario pengembangan terbaik yang dapat diimplementasikan pada Lapangan LONTARA.
Kata Kunci : Rencana Pengembangan Lapangan, Simulasi Reservoir, Workover, Infill Drilling, Peripheral Water
Injection, Pattern Water Injection, Incremental Recovery.
ABSTRACT
Plan of Development (POD) is a very important thing that have to conducted in oil industry, whereas a lot of money
needed to producing an oil field. A comprehensive Plan of Development can be conducted thriftily by using simulator,
which can predict reservoir performance accurately by accommodating the geological model under various operating
condition.
LONTARA-Field can be considered as a marginal field/brownfield. Marginal field is an oilfield with declining
production rate. The Development of marginal field can be done by adding more wells (infill drilling) or optimizing the
existing wells.
The POD that offered in LONTARA-Field can be divided into six scenarios that are base case, workover, infill
drilling, workover + infill drilling, peripheral water injection, and pattern water injection. Area that still have a good oil
potential based on analysis of several paremeters then implemented into five development scenario that offered by
reservoir simulation. Therefore the production profile and its incremental oil recovery can be predicted, therefore by this
study, the best Plan of Development scenario can be recommended to be implemented in LONTARA field.
Keywords : Reservoir Simulation, Plan of Development, Workover, Infill Drilling, Peripheral Water Injection, Pattern
Water Injection, Incremental Recovery.
*) Students of Petroleum Engineering - Institut Teknologi Bandung
TM-FTTM-ITB Sem 2 2006/2007 2
I. INTRODUCTION
Lapangan LONTARA merupakan lapangan
minyak yang dibagi menjadi empat area produksi
(Fig.1) yang dipisahkan oleh patahan utama yang
besifat sealing. Pada setiap area produksi terdapat
beberapa patahan yang bersifat leaking. Studi optimasi
pengembangan lapangan ini dilakukan pada seluruh
area produksi.
Lapangan LONTARA mulai diproduksikan pada
April 1937. Jumlah sumur yang telah dibor mencapai
44 sumur yang semuanya merupakan sumur produksi.
Namun pada akhir tahun 2005, produksi minyak dari
lapangan ini berhenti, sehingga tidak satupun sumur
produksi yang aktif.
Kumulatif minyak yang telah diperoleh sampai
dengan akhir 2005 berjumlah 19,059,900 STB dimana
perolehan minyak yang dicapai baru sebesar 29.32%
dari Original Oil in Place (OOIP) sebesar 65x106 STB.
Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk
meningkatkan produksi minyak dari Lapangan
LONTARA. Usaha yang dilakukan adalah dengan
membuat suatu skenario pengembangan lapangan
dengan menggunakan simulasi reservoir.
Simulasi reservoir ini dilakukan dengan tujuan
agar dapat ditentukan suatu skenario pengembangan
lapangan terbaik untuk meningkatkan perolehan minyak
yang dapat dijadikan usulan dalam pengembangan
Lapangan LONTARA, dengan biaya yang relatif
murah, serta usaha yang efektif dan efisien.
Untuk menyusun skenario pengembangan
lapangan, diperlukan pengamatan serta analisis terhadap
model reservoir yang representatif dengan kondisi
reservoir aktual. Beberapa paramater yang perlu
diperhatikan dalam menentukan zona yang masih
berpotensi diantaranya adalah dengan memperhatikan
peta distribusi saturasi fluida, permeabilitas, oil per unit
area, tekanan, dan letak geologikal sumur. Dengan
berdasarkan analisa parameter-parameter tersebut dapat
diusulkan beberapa skenario pengembangan yang
kemudian disimulasikan sehingga diperoleh skenario
pengembangan lapangan yang terbaik untuk
diimplementasikan pada Lapangan LONTARA.
Fig. 1 – Production Area
II. RESERVOIR MODEL
Dalam melakukan simulasi reservoir perlu
dibentuk suatu model reservoir yang dapat
merepresentasikan kondisi reservoir yang sebenarnya.
Dalam melakukan simulasi reservoir
pengembangan Lapangan LONTARA ini digunakan
simulator komersial CMG (Computer Modelling
Group), dengan tipe Black Oil Simulator/IMEX. Tipe
grid yang digunakan adalah non-orthogonal corner
point dengan gridding model 119x175x8, sehingga
struktur reservoir dapat dimodelkan dengan sangat baik.
Deskripsi properti reservoir pada Lapangan
LONTARA ditunjukkan pada tabel dibawah ini :
Table 1 - Reservoir Properties
Parameter Value
Depth, ft 2240 Thickness, ft 64 Porosity 0.19 Permeability, mD 571 Initial Pressure, psi 1278 Nowdays Pressure, psi 964 Temperature, oF 162 Bubble Point Pressure, psi 1149 Rock Compessibility, psi‐1 3 x 10-5
Deskripsi properti fluida pada Lapangan
LONTARA ditunjukkan pada tabel berikut ini :
Sakti Tanripada, 12204051, Sem 2 2007/2008 3
Table 2 - Fluid Properties
Parameter Value
Oil Density, kg/m3 766.67 Stock Tank Oil Gravity 0.7674 Stock Tank Oil Gravity, API 58.88 Gas Density, kg/m3 1.8697 Gas Gravity 1.5285 Water Density, kg/m3 989.854 Water Compressibility, kPa‐1 1x10-7 Water FVF 1.01686 Water Viscosity, cp 0.5079
PVT properties dari Lapangan LONTARA
ditunjukkan oleh grafik-grafik dibawah ini :
Oil Formation Volume Factor
1
1.05
1.1
1.15
1.2
1.25
1.3
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Pressure (psi)
Bo (b
bl/STB
)
Fig. 2 – Oil Formation Volume Factor
Oil & Gas Viscosity
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0.55
0.6
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Pressure (psi)
Visco
sity (c
p)
0.0110.0120.013
0.0140.0150.0160.0170.018
0.0190.020.021
Oil
Gas
Fig. 3 – Oil and Gas Viscosity
Solution Gas Oil Ratio
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Pressure (psi)
Rs (s
cf/STB
)
Fig. 4 – Solution Gas Oil Ratio
Gas Formation Volume Factor
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
Pressure (psi)
Bg (c
uft/scf)
Fig. 5 – Gas Formation Volume Factor
Meskipun Lapangan LONTARA memiliki PVT
property yang sama di semua area produksi, namun
dalam pemodelan dibagi menjadi tiga daerah PVT
dikarenakan memiliki perbedaan kondisi awal water oil
contact (WOC) dan gradient tekanan reservoir antara
area 1, area 2 & 3, serta area 4, seperti yang ditunjukkan
pada tabel berikut ini :
Table 3 – Initial Water Oil Contact
PVT Zone
Area WOC (ft)
Ref Pres (psi)
Ref Depth (m)
1 1 3047.6 1460 3047.6 2 2 & 3 2598.5 1309 2598.5 3 4 2438 1206.6 2438
Pembagian PVT region dalam model reservoir
Lapangan LONTARA ditunjukkan oleh gambar berikut
ini :
Fig. 6 - PVT Region 3-D
TM-FTTM-ITB Sem 2 2006/2007 4
Fig. 7 - PVT Region 2-D
Dalam pemodelan rock type pada Lapangan
LONTARA terdapat 16 tipe/sifat batuan yang berbeda
dalam hal karakteristik permeabilitas relatifnya. Profil
permeabilitas relatif keenambelas tipe batuan tersebut
ditunjukkan pada lampiran (Fig. 32).
III. RESERVOIR MODEL VALIDATION
Model reservoir yang dibuat perlu untuk divalidasi
terhadap kondisi serta performa reservoir aktual,
sehingga model reservoir tersebut mampu
merepresentasikan sebaik mungkin kondisi sebenarnya
di reservoir aktual.
Validasi model reservoir yang dilakukan adalah
dengan menyelaraskan OOIP pada model reservoir
dengan OOIP di reservoir aktual.
Hasil perhitungan secara volumetrik oleh geologist
menyatakan OOIP pada Lapangan LONTARA adalah
sebesar 65x106 STB, nilai ini hanya berbeda 0.085%
dari OOIP pada model reservoir sebesar 64,944,570
STB.
Validasi model reservoir yang berikutnya adalah
dengan menyelaraskan performance reservoir aktual
dengan hasil simulasi pada model reservoir yang
dibangun, dimana performance ini dinyatakan dalam
production history dari lapangan aktual, sehingga
proses validasi ini dikenal dengan istilah history
matching.
Hasil history matching ditunjukkan oleh grafik-
grafik pada gambar berikut ini :
Fig. 8 - Liquid Rate Matching
Fig. 9 - Oil Rate Matching
Fig. 10 - Water Rate Matching
IV. RESERVOIR PROPERTY DISTRIBUTION
Berikut merupakan gambar distribusi properti pada
model reservoir Lapangan LONTARA pada waktu awal
(April 1937) serta pada saat akhir sebelum dimulainya
simulasi skenario pengembangan (January 2009).
Distribusi properti reservoir ini merupakan acuan
dalam menyusun skenario pengembangan lapangan.
Sakti Tanripada, 12204051, Sem 2 2007/2008 5
Fig. 11 - Porosity Distribution – 2D Map
Fig. 12 - Permeability Distribution – 2D Map
Fig. 13 - Initial WOC – 2D Map
Fig. 14 - WOC in Jan 2009 – 2D Map
Fig. 15 - Initial Oil Saturation – 2D Map
Fig. 16 - Oil Saturation in Jan 2009 – 2D Map
Fig. 17 – Initial Pressure Distribution – 2D Map
Fig. 18 - Pressure Distribution in Jan 2009 – 2D Map
TM-FTTM-ITB Sem 2 2006/2007 6
V. DEVELOPMENT SCENARIO
Skenario pengembangan pada Lapangan
LONTARA terdiri atas enam skenario yaitu base case,
workover, infill drilling, workover+infill, peripheral
water injection, dan pattern water injection.
Keenam skenario pengembangan tersebut
disimulasikan selama sepuluh tahun dimulai pada tahun
2009 sampai dengan 2019.
Dalam memilih kandidat sumur beberapa properti
reservoir menjadi hal yang penting untuk diperhatikan,
diantaranya adalah peta distribusi saturasi fluida,
tekanan, permeabilitas, oil per unit area, dan letak
geologikal sumur pada lapangan tersebut.
Skenario 1 (Base Case)
Skenario 1 merupakan skenario dasar dimana
lapisan-X diproduksikan dengan menggunakan kondisi
operasi yang ada pada saat ini.
Skenario 2 (Workover/Perforation Shifting)
Pada skenario 2 dilakukan workover pada sumur-
sumur yang terletak di daerah yang masih memiliki
potensi untuk diproduksikannya minyak. Pada proses
workover ini perforasi sumur diperbaiki dengan
menutup perforasi pada zona yang memiliki saturasi air
yang tinggi kemudian membukanya pada zona minyak.
Pemilihan sumur yang akan diworkover adalah
berdasarkan peta distribusi saturasi fluida,
permeabilitas, oil per unit area, tekanan, dan letak
geologikal sumur.
Letak sumur-sumur yang diworkover ditunjukkan
pada Fig. 19 - 21.
Fig. 19 - Workover Well in Area 1
Fig. 20 - Workover Well in Area 2
Fig. 21 - Workover Well in Area 3 & 4
Skenario 3 (Infill Well)
Skenario 3 dilakukan dengan menambah beberapa
sumur baru pada daerah yang memiliki potensi
produktivitas yang masih tinggi serta belum terkuras.
Penempatan sumur baru ini juga memperhitungkan
penyebaran permeabilitas disekitar lubang sumur. Letak
sumur-sumur baru ditunjukkan pada Fig. 22 – 23.
Fig. 22 – Infill Well in Area 3
Sakti Tanripada, 12204051, Sem 2 2007/2008 7
Fig. 23 – Infill Well in Area 2
Skenario 4 (Workover + Infill Drilling)
Skenario 4 merupakan penggabungan antara
skenario 2 (workover) dan skenario 3 (infill drilling).
Pada skenario ini dilakukan workover pada sumur-
sumur yang terletak pada daerah-daerah yang masih
memiliki potensi untuk diproduksikannya minyak dan
juga dengan membuat beberapa sumur baru pada daerah
yang memiliki produktivitas yang masih tinggi dan
belum terkuras.
Skenario 5 (Peripheral Water Injection)
Pada skenario ini sumur-sumur yang terletak di
tepi reservoir dan telah memiliki saturasi air yang tinggi
diubah menjadi sumur injeksi. Fluida injeksi yang
digunakan adalah air. Dengan demikian sumur-sumur
injeksi akan mengelilingi sumur-sumur produksi yang
terletak di tengah dan berada pada zona minyak yang
masih produktif, sehingga minyak akan terdesak oleh
injeksi air dari sumur peripheral menuju sumur-sumur
produksi, seperti ditunjukkan pada Fig. 24 - 25
Fig. 24 - Peripheral Water Injection in Area 1
Fig. 25 - Peripheral Water Injection in Area 2
Skenario 6 (Pattern Water Injection)
Pada skenario ini beberapa sumur produksi diubah
menjadi sumur injeksi yang keseluruhan sumur injeksi
dan produksi yang diberlakukan membentuk suatu pola
sumur produksi-injeksi berupa five-spot pattern water
injection seperti yang ditunjukkan oleh Fig. 26.
Production Well
Injection Well
FIVE - SPOT PATTERN
Pattern Boundary
Fig. 26 - Five-Spot Pattern Water Injection
Namun karena letak sumur yang ada tertentu/fix (a
given condition), sehingga implementasi five-spot
pattern water injection pada Lapangan LONTARA
tidak mampu memberikan geometri yang terlalu
sempurnya seperti yang ditunjukkan oleh Fig. 26.
Sumur-sumur produksi yang terletak pada daerah
yang potensinya tinggi tetap dipertahankan sebagai
sumur produksi, sedangkan sisanya diubah menjadi
sumur injeksi.
Dengan skenario pengembangan lapangan berupa
pattern water injection, diharapkan area pendesakan
minyak yang dapat dijangkau oleh sumur-sumur injeksi
menjadi lebih baik dan merata dibandingkan dengan
peripheral water injection. Skenario five-spot pattern
TM-FTTM-ITB Sem 2 2006/2007 8
water injection pada Lapangan LONTARA ditunjukkan
pada Fig. 27.
Fig. 27 - Five-Spot Pattern Water Injection in Area 2
VI. RECAPITULATION
Profil produksi minyak berbagi skenario
ditunjukkan pada Fig. 28 berikut ini.
Fig. 28 – Oil Rate Production Profile
Sedangkan profil kumulatif produksi minyaknya
ditunjukkan pada Fig. 29 berikut ini.
Fig. 29 – Cumulative Oil Production Profile
Table 4 berikut ini merupakan hasil rekapitulasi
perolehan minyak dari berbagai skenario yang
disimulasikan pada Lapangan LONTARA.
Table 4 – Recovery Recapitulation for each Scenario
Scen RF (%) ΔRF (%) Oil Gain (STB)
1 29.32 0 0
2 33.92 4.6 2,988,503
3 31.24 1.92 1,243,946
4 33.98 4.66 3,027,010
5 39.27 9.95 6,466,409
6 39.62 10.3 6,692,383
Pada skenario workover, infill drilling, serta
penggabungan antara keduanya, harus diperhitungkan
besarnya laju alir air yang terproduksikan. Hal ini perlu
diperhatikan karena surface facility memiliki
keterbatasan dalam mengolah air yang terproduksikan.
Kapasitas surface facility di Lapangan LONTARA
dapat dilihat dari sejarah produksi airnya, dimana
kapasitas maksimumnya adalah laju alir air tertinggi
dalam sejarah produksi lapangan. Skenario
pengembangan yang dilakukan ini telah
memperhitungkan hal tersebut, sehingga tidak melebihi
kapasitas maksimum pengolahan air pada Lapangan
LONTARA, seperti yang terlihat pada Fig. 30 berikut
ini.
Fig. 30 – Water Rate Production Profile
Produksi air yang berlebihan pada skenario yang
melibatkan injeksi air dapat diatasi karena air yang
Sakti Tanripada, 12204051, Sem 2 2007/2008 9
terproduksikan akan dijadikan sumber air bagi sumur-
sumur injeksi.
Skenario water injection memberikan efek yang
signifikan dalam peningkatan perolehan minyak karena
air yang diinjeksikan mampu mendorong minyak
menuju sumur-sumur produksi. Dalam melakukan
skenario injeksi air, perlu dilakukan optimasi laju alir
injeksi. Hal ini dikarenakan laju alir injeksi yang terlalu
rendah kurang mampu mendorong minyak ke sumur-
sumur produksi, sedangkan laju alir injeksi yang terlalu
besar dapat menyebabkan air mendahului minyak
menuju sumur-sumur produksi sehingga menyebabkan
efek pendesakan minyak oleh air menjadi kurang
efektif. Dalam melakukan optimasi laju alir injeksi
perlu diperhatikan batasan berupa tekanan rekah batuan,
sehingga bisa saja laju alir yang seharusnya masih bisa
ditingkatkan karena masih memberikan efek positif
dalam peningkatan perolehan minyak harus tertahan
oleh karena BHP sumur injeksi harus lebih kecil dari
tekanan rekah batuan. Fig. 31 berikut ini menunjukkan
grafik optimasi rate injeksi pada skenario
pengembangan Lapangan LONTARA.
Water Injection Rate Optimization
34%
35%
36%
37%
38%
39%
40%
500 1000 1500 2000
Rate of Injection (STB/day)
Reco
very Factor
Pattern WI
Peripheral WI
Fig. 31 – Water Injection Rate Optimization
Pada skenario peripheral water injection, rate
injeksi optimum yang diperoleh sebesar 2000 bbl/day,
sedangkan untuk five-spot pattern water injection rate
injeksi optimumnya adalah 1800 bbl/day. Dengan
melihat trend pada grafik optimasi rate injeksi yang
dihasilkan, maka rate injeksi pada kedua skenario water
injection ini pada dasarnya masih bisa ditingkatkan,
namun terbatas pada BHP yang dihasilkan tidak boleh
melebihi tekanan rekah batuan.
Pattern water injection memberikan recovery
factor lebih besar dikarenakan mampu menjangkau
daerah pendorongan zona minyak yang lebih besar
dibandingkan dengan peripheral water injection.
VII. CONCLUTION & RECOMMENDATION
1. Skenario pengembangan yang terbaik untuk
diimplementasikan ditinjau dari segi keteknikan
adalah skenario 6 yaitu dengan melakukan
skenario five-spot pattern water injection.
2. Perlu dilakukan studi keekonomian untuk
memvalidasi setiap skenario pengembangan
sehingga diperoleh skenario pengambangan terbaik
dengan memperhitungkan sisi keekonomian.
SYMBOL
BHP = Bottom Hole Pressure
PVT = Pressure Volume Temperature
RF = Recovery Factor
ΔRF = Incremental Recovery Factor
WI = Water Injection
STB = Stock Tank Barrel
Kro = Relative Permeability to Oil
Krw = Relative Permeability to Water
Bo = Oil Formation Volume Factor
Bg = Gas Formation Volume Factor
Rs = Solution Gas Oil Ratio
REFERENCE
1. Fanci, J.R. 2001. “Principles of Applied Reservoir
Simulation”. Woburn : Gulf Professional
Publishing.
2. Mattax, C.C. and Dalton R.L. 1989. “Reservoir
Simulation”. Texas : Monograph volume 13 SPE.
3. Willhite, G. Paul : “Waterfllooding” SPE
Textbook Series Vol. 3, USA, 1986.
4. Craig Jr., F. F. : The Reservoir Engineering
Aspects of Waterflooding, 2nd Printing, SPE of
AIME, Dallas, 1971.
5. Siregar, S. : Diktat Kuliah Teknik Peningkatan
Perolehan (Enhanced Oil Recovery), Institut
Teknologi Bandung, 2002.
TM-FTTM-ITB Sem 2 2006/2007 10
APPENDIX
Table 5 – Wells in LONTARA Field
No. Wells in LONTARA Field
1 P036 P103 P174 P366
2 P037 P108 P192 P367
3 P041 P111 P198 P368
4 P059 P112 P207 P369
5 P066 P115 P225 P372
6 P076 P117 P243 R002
7 P085 P121 P261 R079
8 P088 P141 P268 R115
9 P093 P156 P270 R130
10 P098 P157 P364 R141
11 P101 P161 P365 R142
Table 6 – Active Wells in Workover Scenario
Well Oil Gain Well Oil Gain
P103 701,880 P366 106,073.7
P192 495,487 P108 102,860
P098 390,052 P364 87,035.1
R079 287,994 R130 78,516.1
R115 280,460 P085 74,340
P115 203,467 P268 70,357.6
P088 109,980
Table 7 – Active Wells in Infill Scenario
No. Well Oil Gain
1 Infill – 1 456,170
2 Infill – 2 419,481
3 Infill – 3 223,329
4 Infill – 4 144,966
Table 8 – Active Wells in Infill + WO Scenario
Well Oil Gain Well Oil Gain
P103 607,480 P108 100,950
P098 361,105 P364 80,492.1
P192 247,832 R130 78,750.1
R079 98,158 P085 68,110
R115 278,199 P268 61,348.6
P115 134,670 Infill - 1 307,903
P088 110,270 Infill - 2 282,548
P366 93,290.13 Infill - 3 115,904
Table 9 – Active Wells in Peripheral WI Scenario
No. Injector Producer Oil Gain
1 P207 P103 821,200
2 P174 P243 799,704
3 P141 R079 683,714
4 P112 P192 444,471
5 P225 P088 424,240
6 P093 P117 404,895
7 P261 P098 397,719
8 P101 P041 383,770
9 P059 P365 349,250
10 P036 P369 342,593
11 P121 P366 302,632
12 P076 P364 293,861
13 P085 R115 289,738
14 P156 P367 202,507
15 P111 P270 125,250
16 P108 P115 119,502
17 P198 R130 81,362
18 P161
Table 10 – Active Wells in Pattern WI Scenario
No. Injector Producer Oil Gain
1 P207 P041 624590
2 P174 P088 764170
3 P141 P103 786950
4 P112 P115 124714
5 P225 P192 478905
6 P261 P243 789299.4
7 P101 P270 123240
Sakti Tanripada, 12204051, Sem 2 2007/2008 11
8 P059 P364 488942.1
9 P157 P366 464995.7
10 P121 P367 158357.3
11 P076 R079 719444
12 P085 R115 288565
13 P098 R130 81345.1
14 P156 Infill - 4 780247
15 P111
16 P108
17 P198
18 P161
Fig. 32 – Rock Type Permeability Characteristic
Rock Type 1
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 2
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 3
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 4
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 5
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water SaturationRe
lative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 6
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 7
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 8
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
TM-FTTM-ITB Sem 2 2006/2007 12
Rock Type 9
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 10
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 11
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 12
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y Krw
Krow
Rock Type 13
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y Krw
Krow
Rock Type 14
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 15
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow
Rock Type 16
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Water Saturation
Relative Permea
bilit
y
Krw
Krow