PROFIT PRADANA

ENHANCE OIL RECOERYAIR INJEKSI

DISUSUN OLEH ;

ALFIAN SUTI SYAWAL07111024

PENGANTAR STUDI WATERFLOOD(ENGLISH)Waterflooding is the use of water injection to increase the production from oil reservoirs. Use of water to increase oil production is known as "secondary recovery" and typically follows "primary production," which uses the reservoirs natural energy (fluid and rock expansion, solution-gas drive, gravity drainage, and aquifer influx) to produce oil. And also Water injection or water flooding refers to the method in the oil industry where water is injected into the reservoir, usually to increase pressure and thereby stimulate production. Water injection wells can be found both on- and offshore, to increase oil recovery from an existing reservoir.Water is injected (1) to support pressure of the reservoir (also known as voidage replacement), and (2) to sweep or displace oil from the reservoir, and push it towards a well.Normally only 30% of the oil in a reservoir can be extracted, but water injection increases that percentage (known as the recovery factor) and maintains the production rate of a reservoir over a longer period.Any and every source of bulk water can be, and has been, used for injection. The following sources of water are used for recovery of oil:Produced water is often used as an injection fluid. This reduces the potential of causing formation damage due to incompatible fluids, although the risk of scaling or corrosion in injection flowlines or tubing remains. Also, the produced water, being contaminated with hydrocarbons and solids, must be disposed of in some manner, and disposal to sea or river will require a certain level of clean-up of the water stream first. However, the processing required to render produced water fit for reinjection may be equally costly.As the volumes of water being produced are never sufficient to replace all the production volumes (oil and gas, in addition to water), additional "make-up" water must be provided. Mixing waters from different sources exacerbates the risk of scaling.Seawater is obviously the most convenient source for offshore production facilities, and it may be pumped inshore for use in land fields. Where possible, the water intake is placed at sufficient depth to reduce the concentration of algae; however, filtering, deoxygenation and biociding is generally required.Aquifer water from water-bearing formations other than the oil reservoir, but in the same structure, has the advantage of purity where available.River water will always require filtration and biociding before injection.

3.1. Pengertian Injeksi Air Pada lapangan yang sudah melewati batas primary recovery-nya, dilakukan optimasi produksi dengan cara yang lain salah satunya adalah injeksi air (water flooding). Mekanisme kerjanya adalah dengan menginjeksikan air ke dalam formasi yang berfungsi untuk mendesak minyak menuju sumur produksi (produser) sehingga akan meningkatkan produksi minyak ataupun dapat juga berfungsi untuk mempertahankan tekanan reservoir (pressure maintenance), 3.1.1. Sejarah Perkembangan Dan Aplikasi WaterfloodPenemuan minyak mentah oleh Edwin L. Drake di Titusville pada tahum 1859 menandai dimulainya era industri minyak bumi. Penggunaan minyak bumi yang semakin meluas membuat orang mulai berpikir untuk meningkatkan perolehan produksi minyak bumi. Maka pada awal 1880-an, J.F. Carll mengemukakan pendapatnya bahwa kemungkinan perolehan minyak dapat ditingkatkan melalui penginjeksian air dari suatu sumur injeksi untuk mendorong minyak ke sumur produksi adalah sangat besar.Eksperimen waterflood pertama tercatat dilakukan di lapangan Bradford, Pennsylvania pada tahun 1880-an. Dari eksperimen pertama ini, mulai terlihat bahwa program waterflood akan dapat meningkatkan produksi minyak. Maka pada awal 1890-an, dimulailah penerapan waterflood di lapangan-lapangan minyak di Amerika Serikat.Pada 1907, ditemukan metoda baru dalam pengaplikasian waterflood di Lapangan Bradford, Pennsylvania, yang disebut sebagai metoda lingkar (circular method), yang juga tercatat sebagai pengaplikasian flooding pattern pertama. Karena adanya regulasi pemerintah yang melarang penerapan waterflood di masa itu, proyek ini dilakukan secara sembunyi-sembunyi, sampai larangan itu dicabut pada 1921.Mulai tahun 1921, penerapan waterflood mulai meningkat. Pola pattern waterflood berubah dari circular method menjadi line method. Pada 1928, pola five spot ditemukan dan diterapkan secara meluas di lapangan-lapangan minyak. Selain tahun-tahun tersebut, operasi waterflood juga tercatat dilakukan di Oklahoma pada tahun 1931, di Kansas pada tahun 1935, dan di Texas pada tahun 1936.Dibandingkan dengan masa sekarang, penerapan waterflood pada masa dahulu boleh dibilang sangat sedikit. Salah satu faktor penyebabnya adalah karena pada zaman dahulu pemahaman tentang waterflood masih sangat sedikit. Selain itu, pada zaman dahulu produksi minyak cenderung berada diatas kebutuhan pasar.Signifikansi waterflood mulai terjadi pada akhir 1940-an, ketika sumur-sumur produksi mulai mencapai batasan ekonomis (economic limit)nya dan memaksa operator berpikir untuk meningkatkan producable reserves dari sumur-sumur produksi. Pada 1955, waterflood tercatat memberikan konstribusi produksi lebih dari 750000 BOPD dari total produksi 6600000 BOPD di Amerika Serikat. Dewasa ini, konstribusi waterflood mencapai lebih dari 50% dari total produksi minyak di Amerika Serikat.Injeksi air ini sangat banyak digunakan, alasannya antara lain: Mobilitas yang cukup rendah Air mudah didapatkan Pengadaan air cukup murah Berat kolom air dalam sumur injeksi turut memberikan tekanan, sehingga cukup banyak mengurangi tekanan injeksi yang perlu diberikan di permukaan Mudah tersebar ke daerah reservoir, sehingga efisiensi penyapuannya cukup tinggi Memiliki efisiensi pendesakan yang sangat baikPenginjeksian air bertujuan untuk memberikan tambahan energi kedalam reservoir. Pada proses pendesakan, air akan mendesak minyak mengikuti jalur-jalur arus (stream line) yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir pada sumur produksi, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3.2, yang menunjukkan kedudukan partikel air yang membentuk batas air-minyak sebelum breakthrough (a) dan sesudah breakthrough (b) pada sumur produksi.

Gambar 3.2.Kedudukan Air Sepanjang Jalur Arus(a) sebelum dan (b) sesudah Tembus Air Pada Sumur Produksi3.1.2. Perencanaan WaterfloodPerencanaan waterflood didasarkan pada pertimbangan teknik dan keekonomisannya. Analisa ekonomis tergantung pada perkiraan hasil dari proses waterflood itu sendiri. Perkiraan ini bisa baik atau buruk tergantung pada kebutuhan khusus dari proyek atau keinginan pelaksana. Lima langkah utama dalam perencanaan waterflood adalah ;1. Evaluasi reservoir meliputi hasil hasil produksi dari primary recovery2. Pemilihan waterflood plan yang potensial3. Perkiraan laju injeksi dan produksi4. Prediksi oil recovery untuk setiap perencanaan proyek waterflood5. Identifikasi variabel-variabel yang menyebabkan ketidaktepatan analisa secara teknikAnalisa teknik produksi waterflood dilakukan dengan memperkirakan jumlah volume dan kecepetan fluida. Perkiraan diatas juga berguna untuk penyesuaian atau pemilihan peralatan serta sistem pemeliharaan ( treatment ) fluida.a. Penentuan Lokasi Sumur Injeksi-Produksi Pada umumnya dipegang prinsip bahwa sumur-sumur yang sudah ada sebelum injeksi dipergunakan secara maksimal pada waktu berlangsungnya injeksi nanti. Jika masih diperlukan sumur-sumur baru maka perlu ditentukan lokasinya. Untuk memilih lokasi sebaiknya digunakan peta distribusi cadangan minyak tersisa. Pada daerah yang sisa minyaknya masih besar mungkin diperlukan lebih banyak sumur produksi daripada daerah yang minyaknya tinggal sedikit. Peta isopermeabilitas juga membantu dalam memilih arah aliran supaya penembusan fluida injeksi (breakthrough) tidak terjadi terlalu dini.b. Penentuan Pola Sumur Injeksi-Produksi Salah satu cara untuk meningkatkan faktor perolehan minyak adalah dengan membuat pola sumur injeksi-produksi, yang bertujuan untuk mendapatkan pola penyapuan yang seefisien mungkin. Tetapi kita harus tetap memegang prinsip bahwa sumur yang sudah ada sebelum injeksi harus dapat digunakan semaksimal mungkin pada waktu berlangsungnya injeksi nanti.Pertimbangan-pertimbangan dalam penentuan pola sumur injeksi produksi tergantung pada: Tingkat keseragaman formasi, yaitu penyebaran permeabilitas ke arah lateral maupun ke arah vertikal. Struktur batuan reservoir meliputi patahan, kemiringan, dan ukuran. Sumur-sumur yang sudah ada (lokasi dan penyebaran). Topografi. Ekonomi.Pada operasi waterflood sumur-sumur injeksi dan produksi umumnya dibentuk dalam suatu pola tertentu yang beraturan, misalnya pola garis lurus, empat titik, lima titik, tujuh titik, dan sebagainya (seperti yang terlihat pada Gambar 3.3).Pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh sumur-sumur injeksi disebut dengan pola normal. Sedangkan bila sebaliknya yaitu sumur-sumur produksi mengelilingi sumur injeksi disebut dengan pola inverted. Masing-masing pola mempunyai sistem jaringan tersendiri yang mana memberikan jalur arus berbeda-beda sehingga memberikan luas daerah penyapuan yang berbeda-beda.

Gambar 3.3. Pola-pola Sumur Injeksi-Produksic. Penentuan Debit dan Tekanan InjeksiDebit injeksi yang akan ditentukan di sini adalah untuk sumur-sumur dengan pola tertutup dengan anggapan bahwa mobility ratio (M) sama dengan satu. Besarnya debit injeksi tergantung pada perbedaan tekanan injeksi di dasar sumur dan tekanan reservoirnya.Bentuk persamaan dikembangkan dari persamaan Darcy sesuai dengan pola sumur injeksi-produksi,sebagai berikut :

Persamaan yang disebutkan diatas adalah laju injeksi dari fluida yang mempunyai mobilitas yang sama (M=1) karena reservoir minyak terisi oleh cairan saja.Untuk menentukan laju injeksi sampai dengan terjadinya interferensi digunakan persamaan:

Untuk mencapai keuntungan ekonomis yang maksimal, biasanya diinginkan debit injeksi yang maksimal, namun ada batasan yang harus diperhatikan. Batas bawah debit injeksi adalah debit yang menghasilkan produksi minyak yang merupakan batas ekonomisnya. Batas atas debit injeksi adalah debit yang berhubungan dengan tekanan injeksi yang mulai menyebabkan terjadi rekahan di reservoir.Analisa berikutnya adalah injeksi air dari interface sampai dengan fill-up. Besarnya laju injeksi pada perioda ini dinyatakan dengan persamaan :iwf = t x i . (3-6)Dengan diketahuinya laju injeksi pada setiap periode dari perilaku water flood, maka diramalkan waktu injeksi dari setiap periode.3.2. Konsep Interaksi Batuan dan FluidaFluida dua fasa atau lebih dikatakan immiscible (tidak bercampur) pada tekanan atau temperatur tertentu jika terbentuk suatu lapisan kasat mata antar fasa setelah fasa- fasa fluida tersebut dicampurkan satu sama lain sampai mencapai kesetimbangan kimia. Kehadiran fasa-fasa immiscible ini di reservoir akan mengubah kemampuan batuan dalam menyalurkan fluida. Fasa-fasa immiscible di reservoir seperti : minyak-air, minyak-gas, air-gas, atau air-minyak-gas.Pada waterflood dalam skala mikro, efesiensi pendesakan dipengaruhi oleh faktor interaksi fluida dan media yang di tempatinya.. Karena di reservoir terdapat lebih dari satu fasa, maka secara alamiah telah terjadi interaksi antara batuan dan fluida di reservoir yang sekaligus mempengaruhi pendesakan fluida. Karena itulah, pemahaman tentang sifat-sifat dasar batuan reservoir perlu dilakukanKarena interaksinya dengan fluida, sifat-sifat batuan reservoir ini menjadi terbagi atas dua kelompok :1. Sifat absolut dari batuan itu sendiri, antara lain porositas, permeabilitas, dan distribusi ukuran pori.2. Sifat batuan reservoir akibat interaksi batuan dengan fluida reservoir yang bersifat statis, antara lain tekanan kapiler, wettability, dan contact angle.3. Sifat batuan reservoir akibat interaksi batuan dengan fluida reservoir yang bersifat dinamis, diantaranya mobilitas, dan permeabilitas relatifUntuk itu, konsep dasar sifat-sifat batuan dan fluida reservoir telah menjadi bahan pertimbangan penting dalam studi waterflood karena dalam proses injeksi air akan terjadi kontak antara fluida yang diinjeksikan dengan batuan dan fluida formasi, sehingga dapat dipelajari kondisi efisiensi pendesakan yang lebih efektif untuk mendesak minyak sebagai efisiensi pendesakan pada skala mikroskopis.Adapun sifat-sifat itu antara lain :3.2.1. Porositas Porositas diartikan sebagai perbandingan volume pori dengan volume total batuan, lebih umum dinyatakan dalam fraksi dibandingkan dengan persentase. Porositas terbagi dua :1. Porositas efektifMerupakan perbandingan antara rongga pori yang saling berhubungan dengan volume bulk (total) batuan1. Porositas absolutMerupakan perbandingan total volume pori dengan volume total batuanPorositas dari sebuah media permeabel merupakan fungsi yang kuat dari variansi distribusi ukuran pori dan fungsi yang lemah dari ukuran pori itu sendiri.3.2.2.PermeabilitasBisa diartikan sebagai kemampuan batuan dalam menyalurkan fluida, terbagi atas tiga :1. Permeabilitas absolutMerupakan kemampuan batuan dalam mendistribusikan semua fasa fluida yang dikandungnya2. Permeabilitas efektifDidefinisikan sebagai kemampuan batuan dalam mendistribusikan salah satu fasa fluida jika batuan tersebut mengandung lebih dari satu fasa fluida3. Permebilitas relatifMerupakan rasio antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut, merupakan sifat fisik batuan yang sangat urgen dalam proses EOR. Atau perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

Permeabilitas relatif reservoir terbagi berdasarkan jenis fasanya, sehingga didalam reservoir akan terdapat permeabilitas relatif air (Krw), permeabilitas relatif minyak (Kro), permeabilitas relatif gas (Krg), dimana persamaannya adalah :

dimana Kw, Ko, Kg berturut-turut adalah permeabilitas relatif air, minyak, dan gas.Permeabilitas relatif dipengaruhi variable-variabel seperti sejarah saturasi dan kebasahan batuan. Karakteristik dari permeabilitas relatif ditunjukkan pada gambar 3.10.Gambar 3.4. Karakteristik Permeabilitas RelatifPada Gambar 3.4 menunjukkan pengaruh sejarah saturasi terhadap permeabilitas relatif. Itu dicatat bahwa arah aliran tidak berpengaruh pada perilaku aliran untuk fasa pembasah. Bagaimanapun, suatu perbedaan penting ada antara kurva drainage dan imbibition untuk tahap fasa non-pembasah. Untuk sistim water-wet, kita dapat memilih data imbibisi, sedangkan, data drainage diperlukan untuk mengoreksi prediksi dari reservoir oil-wet.Sedangkan pengaruh wettability sangat penting untuk diketahui, hal ini dapat dilihat pada sistim water-wet dan oil-wet. Ada beberapa perbedaan antara kurva oil-wet dan kurva water-wet dimana :1. Saturasi air pada permeabilitas minyak dan air adalah jumlah (titik persimpangan kurva) yang akan lebih besar dari 50 % untuk sistim water-wet dan lebih kecil dari 50 % untuk sistim oil-wet.2. Saturasi air connate untuk sistim water-wet lebih besar dari 20 % dan untuk sistim oil-wet lebih kecil dari 15 %.3. Permeabilitas realtif untuk air pada saturasi air maksimum (residual oil saturation) akan lebih kecil dari 0.3 untuk sistim water-wet tetapi akan lebih besar dari 0.5 untuk sistim oil-wet.Gambar 3.5. Pengaruh Sejarah Saturasi Terhadap Permeabilitas Relatif

Gambar 3.6. Pengaruh Kebasahan Terhadap Permeabilitas RelatifUntuk nilai permeabilitas yang tinggi { (ko)Swir > 100 md}, penemuan ini tidak mungkin benar. Sebagai contoh, Batuan water-wet dengan pori-pori besar kadang-kadang memperlihatkan kejenuhan air tak bergerak kurang dari 10 hingga 15 persen. Meskipun demikian, pada Gambar 3.5. menunjukkan pentingnya kurva permeabilitas relatif yang dapat mengindikasikan tingkat kebasahan suatu reservoir untuk permeabilitas ke level rendah (ko)Swir < 100 md.Rumus tes permeabilitas relatif air-minyak untuk contoh batuan core sering disebut sebagai end point karena merupakan refleksi dari Swir, Sor, (ko)Swir dan (kw)Sor. Hasil tes ini sedikit lebih mahal dari tes permeabilitas realtif normal, tapi tes ini dapat menyediakan informasi dari karakteristik- karakteristik reservoirBerbeda dengan porositas, permeabilitas lebih dipengaruhi oleh ukuran pori batuan dibandingkan dengan distribusi butiran batuan tersebut.3.3. Pengawasan Waterflood(Reservoir Susveillance)Kunci kesuksesan sebuah proyek waterflood terlelak pada perencanaan dan pelaksanaan program pengawasan serta monitoring pada sumur. Program ini disesuaikan dengan lapangan atau proyek yang bersangkutan, sebab masing-masing proyek waterflood mempunyai karakter yang beragam. Hal yang penting untuk diperhatikan pada program monitoring well khususnya system waterflood terdapat pada Gambar 3.7. Sebelumnya proyek waterflood hanya terfokus pada hasil produksi dan injeksi saja. Dewasa ini dengan pengetahuan manajemen reservoir modern, telah menjadi praktek industri untuk menjadikan sumur, fasilitas, water system dan kondisi pengoperasian menjadi program surveillance secara comprehensive.Gambar 3.7.Waterflood Injection SystemManagemen reservoir yang baik terdiri dari reservoir, well dan surface facilities sebagai komponen dari satu kesatuan system. Telah diakui bahwa karakteristik reservoir, fluida dan bentuk alirannya akan mempengaruhi operasi sumur dan proses produksi fluida di permukaan. Pelaksanaan program surveillance yang komprehensif dapat dilihat pada tabel berikut :

Tabel 3.1. Pelaksanaan Program Surveillance

Saat ini, pelaksanaan surveillance tidak hanya difokuskan pada kinerja reservoir, namun melibatkan sumur-sumur, fasilitas dan sistem air. Informasi tentang sejarah kinerja waterflood pada suatu lapangan lebih detail dapat diperoleh, memberikan suatu penilaian terhadap behavior waterflood yang tengah berjalan. Informasi ini mencakup : Deskripsi reservoir yang akurat dan lebih detail Kinerja reservoir, estimasi efisien penyapuan dan recovery minyak untuk tiap stage (at various stage of depletion) Sumur injeksi dan sumur produksi, beserta laju alir, tekanan, dan profil fluida Treatment dan kualitas air Performansi fasilitas dan perawatan Perbandingan performasi actual dan teoritis untuk memonitor behavior dan efektfitas waterflood Diagnosa terhadap permasalahan yang ada/potensial, dan solusinya.5 jenis data yang sangat penting dalam Surveillance dan monitoring :1. Data reservoir Litologi, pengendapan, patahan, WOC/GOC, bentuk perangkap, jenis drive Pemetaan bentuk unit aliran Data petrofisik (nilai rata-rata k, h, f) Kompresibilitas (rock, gas, oil dan water) Tipe rekahan1. Data statik Pressure (RFT, Psi static, built up/fall off, step rate test) Saturasi (resistivity, core, simulasi saturasi) Volume produksi1. Sifat batuan dan fluida PVT data (psi, volume, Rs, Viskositas, temperature) Permeabilitas relative (Kro, Krg, Krw sebagai fungsi dari saturasi) Sorw, Sorg (titik akhir dari proses pendesakan)1. Data injeksi/produksi sumur Kecepatan produksi dan injeksi Fluid entry/exit (PLT Logging) Pwf Productivity dan injectivity index Kekuatan semen1. Facilities/operating condition Kualitas air Injection facilities operation Production facilities operation Monitoring equipment operation3.4. Efisiensi Pendesakan Minyak Effisiensi pendesakan minyak diantaranya :3.4.1.Areal Sweep EfficiencyPada pelaksanaan waterflood, air diinjeksikan dari beberapa sumur injeksi dan produksi akan terjadi dari sumur yang berbeda. Ini akan menyebabkan terbentuknya distribusi tekanan dan streamlines di daeah antara sumur injeksi dengan sumur produksi. Dua faktor ini akan menentukan seberapa besar kontak waterflood dengan daerah antara tersebut. Besar daerah reservoir yang mengalami kontak dengan air ini yang disebut dengan Areal sweep efficiency. Gambar 3.8.(a) Areal Sweep effisiensi, (b) Vertical Sweep effisiensi Secara rumus, Areal sweep efficiency didefinisikan sebagai :3.4.2. Mobility Efficiency Efisiensi mobilitas merupakan efisiensi yang dipengaruhi oleh nilai saturasi minyak tersisa dan sifat pembasahan batuan. Didefinisikan sebagai fraksi minyak pada awal proses yang dapat diambil pada 100 % area vertikal.Persamaan efisiensi mobilitas adalah sebagai berikut :

Untuk nilai Boi konstan, maka persamaan (3.12) diatas menjadi :

dimanaEM = efisiensi mobilitasSoi = saturasi minyak awalSorp = saturasi minyak residual/immobile oil3.4.3.Vertical Sweep EfficienciesBervariasinya nilai permeabilitas pada arah vertikal dari reservoir menyebabkan fluida injeksi akan bergerak dengan bentuk front yang tidak beraturan. Semakin sedikit daerah berpermeabilitas bagus, semakin lambat pergerakan fluida injeksi.Ukuran ketidakseragaman invasi air adalah vertical sweep efficiency (Gambar 3.8), yang juga sering disebut sebagai invasion efficiency. Vertical sweep efficiency ini bisa didefinisikan sebagai bidang tegak lurus yang mengalami kontak dengan air injeksi dibagi dengan keseluruhan bidang tegak lurus di darah belakang front. Secara sederhana, vertical sweep efficiency ini menyatakn seberapa banyak bagian tegak lurus (vertikal) reservoir yang dapat dijangkau oleh air injeksi.Persamaan untuk vertical sweep efficiency adalah :

Ada beberapa hal yang mempengaruhi vertical sweep efficiency, ini :1. Mobility RatioTerm injektivitas relatif ini adalah perbandingan indeks injekstivitas pada sembarang waktu dengan injektivitas pada saat dimulainya waterflood. Pada M = 1, injekstivitas relatif cenderung konstan. Pada M < 1, terlihat bahwa injektivitas menurun seiring menaiknya radius flood front. Sedangkan untuk M > 1, injektivitas relatif meningkat seiring naiknya radius flood front.1. Gaya GravitasiKarena air merupakan fluida dengan densitas yang tinggi, maka ia cenderung untuk bergerak di bagian bawah reservoir. Efek ini disebut dengan gravity segregation dari fluida injeksi, merupakan akibat dari perbedaan densitas air dan minyak.Terlihat bahwa baik untuk sistem linear maupun untuk sistem five spot, derajat dari gravity segeragation ini tergantung dari perbandingan antara gaya viscous dengan gaya gravitasi, . Sehingga laju alir yang lebih besar akan menghasilkan vertical sweep efficiency yang lebih baik pula.1. Gaya kapilerPenelitian membuktikan bahwa volume hanya menurun sedikit walaupun laju alir injeksi dinaikkan sampai sepuluh kali lipat.1. Crossflow antar lapisan2. Laju alirPerhatikan semua properties yang mempengaruhi vertical sweep efficiency diatas. Keseluruhannya dipengaruhi oleh laju alir3.4.4.Volumetric sweep efficiencyVolumetric sweep efficiency ini merupakan ukuran pendesakan tiga dimensi. Definisi volumetric sweep efficiency adalah perbandingan antara total volume pori yang mengalami kontak dengan air injeksi dibagi dengan total volume pori area injeksi. Volumetric sweep efficiency dirumuskan dalam persamaan berikut :

Faktor-faktor yang mempengaruhi volumetric sweep efficiency sama dengan faktor-faktor yang mempengaruhi vertical sweep efficiency.3.4.5. Displacement Efficiency Displacement Efficiency didefinisikan sebagai jumlah total minyak yang berhasil didesak dibagi dengan total Oil in Place yang ada di daerah sapuan tersebut. Berdasarkan pengertian tersebut, Displacement Efficiency dapat dirumuskan dengan persamaan :

Efisiensi pendesakan ini merupakan efisiensi pendesakan tak bercampur dalam skala makroskopik yang digunakan untuk menggambarkan efisiensi pendesakan volume spesifik minyak oleh injeksi air pada batuan reservoir, sehingga dapat ditentukan seberapa efektifnya fluida pendesak menggerakkan minyak pada saat fluida pendesak telah membentuk kontak dengan minyak. Efisiensi pendesakan fluida reservoir dapat dilihat pada dua konsep berikut :1. Konsep desaturasiTerjadi perubahan saturasi fluida dibelakang front seharga satu dikurangi saturasi residual fluida yang didesak, sehingga terdapat dua fasa yang mengalir yaitu minyak dan air. Sedangkan di depan front hanya minyak yang mengalir.2. Konsep pendesakanSaturasi fluida pendesak pada front sama dengan satu dikurangi saturasi residual fluida itu sendiri. Dianggap minyak telah habis didesak sehingga yang dibelakang front hanya fluida pendesak yang mengalir. Displacement Efficiency mempunyai nilai maksimum, yang dirumuskan sebagai berikut :

Sedangkan nilai displacement efficiency pada saat breakthrough adalah :

Gambar 3.9. Effisiensi Displacement