1

IATMI 2005-18 PROSIDING, Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2005 Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, 16-18 November 2005.

STRATEGI MANAJEMEN RESERVOIR UNTUK MENINGKATKAN PEROLEHAN MINYAK PADA RESERVOIR BOTTOM WATER DRIVE:

STUDI KASUS FORMASI KARBONAT TUBAN

Taufan Marhaendrajana; Institut Teknologi Bandung Pudji Permadi; Institut Teknologi Bandung

Ayub Hartono; Petrochina Wandy Hendrawan; Institut Teknologi Bandung

Abstrak

Pengelolaan reservoir (reservoir management) perlu dilakukan secara terencana sejak pertama kali akan diproduksikan. Di dalam lingkup ini, usaha-usaha diarahkan untuk mendapatkan recovery minyak yang maksimal dari suatu reservoir, yang pada akhirnya menghasilkan profit yang juga maksimal. Salah satu faktor yang perlu diperhatikan di dalam pengelolaan reservoir adalah masalah water coning dan gas coning.

Water coning dan gas coning merupakan masalah yang perlu diantisipasi dan diatasi pada sumur minyak yang diproduksikan dari reservoir yang memiliki gas cap, water drive atau keduanya. Walaupun sudah banyak penelitian tentang masalah ini, namun sedikit yang melaporkan strategi untuk mengatasi masalah gas dan water coning dalam satu reservoir (dual coning). Lapangan yang menjadi objek studi ini diproduksikan dari lapisan reservoir karbonat dimana terdapat gas cap dan bottom-water drive. Oleh karena reservoir karbonat dapat memiliki permeabilitas vertikal yang cukup besar, water coning dan terutama gas coning dapat terjadi lebih awal yang akan membuat perolehan minyak rendah karena mobilitas water dan terutama gas yang jauh lebih tinggi dari minyak.

Makalah ini mempresentasikan penerapan metode analitik dalam menetapkan strategi komplesi (interval perforasi yang optimum) yang terbukti berhasil dalam meningkatkan perolehan minyak dan mempertahankan produksi minyak dengan zero water-cut. Selain itu produksi dari dua sumur pada lapangan ini sesuai dengan prediksi yang telah dibuat.

Deskripsi Reservoir Penemuan hidrokarbon pada reservoir ini ditandai dengan pemboran sumur Well-1 antara bulan April dan bulan Juli 2001. Sumur Well-2 yang merupakan appraisal well dibor antara bulan Juli and bulan September 2001. Dari hasis DST kedua sumur

tersebut terbukti adanya oil pada laju alir yang dianggap ekonomis.

Geology Secara vertikal reservoir terbagi dalam dua facies. Reservoir bagian bawah terendapkan sebagai sand flat facies ketika terjadi penurunan muka laut pada middle miocene. Sedangkan bagian atasnya diendapkan sebagai open platform selama proses transgressi. Berdasarkan interpretasi log dan core facies yang dominant adalah sand flat yang merupakan 65% dari keseluruhan volume batuan pada reservoir ini.

Secara lateral-pun distribusi properties dikontrol oleh perbedaan facies di atas yang menyebabkan perbedaan kualitas reservoir. Well-1 terletak pada margin build-up yang memiliki permeabilitas yang lebih kecil. Sedangkan Well-2 menembus zona sand flat facies yang memiliki permeabilitas tinggi.

Kontak Fluida Data log dan data FMT menunjukkan bahwa reservoir ini memiliki gas cap, zona oil dan bottom water. Sumur Well-1 hanya menembus zona oil dan bottom water karena lokasinya yang lebih ke arah flank. Sementara sumur Well-2 menembus ketiga zona tersebut karena lokasinya yang lebih kea rah tengah struktur.

Perkiraan kedalaman GOC dan WOC ditentukan berdasarkan data log dan FMT. Kedalaman WOC adalah 6530 ft TVDSS (6618 ft TVD) dan kedalaman GOC adalah 6035 ft TVDSS (6123 ft TVD)

Data Core Hubungan antara permeabilitas dan porositas untuk kedua facies pada reservoir ini menunjukkan korelasi yang cukup baik (Gambar 1). Hal ini menunjukkan bahwa penggolongan flow unit berdasarkan dua facies yang ada sudah cukup memadai. Permeabilitas vertikal dari data core menunjukkan harga yang cukup besar dan dapat dikatakan memiliki perbandingan 1:1. Melihat adanya gas cap dan

2

bottom water, keadaan ini memiliki potensi untuk terjadinya coning gas maupun water lebih awal sehingga produksi oil menjadi tidak optimal.

Poros ity vs Pe rm e ability

y = 1.2099e 0.2199x

R2 = 0.8117y = 0.0328e 0.3193x

R2 = 0.9995

y = 0.2591e 0.2795x

R2 = 0.7725

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35

He lium Poros ity, %

Pe

rme

abili

ty t

o a

ir, m

Sand Flat & Open Platform Facies Sand Flat Facies Open PlatformFacies

Poros ity vs Pe rm e ability

y = 1.2099e 0.2199x

R2 = 0.8117y = 0.0328e 0.3193x

R2 = 0.9995

y = 0.2591e 0.2795x

R2 = 0.7725

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35

He lium Poros ity, %

Pe

rme

abili

ty t

o a

ir, m

Sand Flat & Open Platform Facies Sand Flat Facies Open PlatformFacies

Poros ity vs Pe rm e ability

y = 1.2099e 0.2199x

R2 = 0.8117y = 0.0328e 0.3193x

R2 = 0.9995

y = 0.2591e 0.2795x

R2 = 0.7725

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35

He lium Poros ity, %

Pe

rme

abili

ty t

o a

ir, m

Sand Flat & Open Platform Facies Sand Flat Facies Open PlatformFacies Gambar. 1. Cross-plot permeabilitas dan porositas

dari data core.

Gambar. 2. Korelasi antara permeabilitas vertikal

dan permeabilitas horizontal berdasar-kan data dari core.

Interpretasi data log menunjukkan selingan shale break tipis yang diperkirakan tidak menerus (discontinous) terutama di daerah dekat garis kontak fluida. Keberadaan shale break ini dapat membantu menunda terjadinya breaktrough water dan gas coning, dengan memberikan hambatan aliran secara vertikal (permeabilitas vertikal yang kecil). Berdasarkan pengamatan ini, walaupun secara mikro (core) permeabilitas vertikal cukup besar, tetapi secara makro permeabilitas vertikalnya lebih kecil dari pengukuran yang dilakukan pada core.

Optimasi Produksi Sumuran Model yang digunakan dalam menentukan profil produksi sumur terhadap waktu adalah model dual (gas dan water) coning secara simultan [Pitrarue, 1996]. Model ini juga dapat digunakan jika hanya satu jenis coning saja yang terjadi. Dengan model ini,

posisi dan interval perforasi yang optimum ditentukan berdasarkan nilai recovery oil yang paling besar dan yang paling cepat diperoleh.

Sumur Well-1 Untuk sumur Well-1, dimana terdapat bottom

water tanpa gas-cap, oil recovery factor mencapai 28% (Gambar 3). Posisi dan interval perforasi yang optimum adalah sepertiga bagian atas zona oil (6291– 6400 ft TVD). Sedangkan total rate yang optimum berdasarkan semata-mata kinerja reservoir menggunakan model coning ini adalah sebesar 8000 bbl/d (Gambar 4). Sebagai perbandingan laju alir kritis dihitung dengan metode Hoyland, Papatzacos dan Skjaeveland adalah sebesar 7370 bbl/d.

Gambar. 3. Pengaruh posisi dan interval perforasi

terhadap oil recovery factor, sumur Well-1.

Gambar. 4. Pengaruh laju produksi terhadap oil

recovery factor, sumur Well-1.

Untuk menentukan kinerja sumur secara lebih lengkap, maka perlu dilakukan analisa nodal. Atas dasar analisa ini untuk sumur Well-1 diperoleh kinerja sistem sebesar 5980 bbl/d.

Berdasarkan analisa gas/water coning, dan nodal maka ditentukan produksi sumur yang optimum adalah sebesar 6000 bbl/d dengan interval perforasi 6291– 6400 ft TVD. Laju produksi ini memenuhi juga kriteria laju alir kritik.

3

Sumur Well-2 Untuk sumur Well-2, dimana terdapat bottom

water dan gas-cap, oil recovery factor hanya mencapai 7.8% (Gambar 5). Posisi dan interval perforasi yang optimum adalah 6308 – 6550 ft TVD (3/8h – 7/8h). Posisi perforasi untuk sumur Well-2 lebih kebawah mendekati zona water daripada zona gas. Hal ini disebabkan gas memiliki mobility yang jauh lebih besar dari minyak sehingga lebih memiliki potensi coning (walaupun densitynya lebih kecil).

Total rate yang optimum berdasarkan analisa coning ini adalah sebesar 8000 bbl/d (Gambar 6). Sementara laju alir kritis dihitung dengan metode Meyer, Gardner dan Pirson adalah sebesar 2770 bbl/d. Harga ini jauh lebih kecil dari laju alir kritis pada sumur Well-1 karena pada sumur Well-2 terjadi dua kemungkinan coning, yaitu gas dan water coning.

Gambar. 5. Pengaruh posisi dan interval perforasi

terhadap oil recovery factor, sumur Well-2.

Gambar. 6. Pengaruh laju produksi terhadap oil

recovery factor, sumur Well-2.

Analisa nodal untuk sumur ini menghasilkan kinerja sistem sebesar 6240 bbl/d.

Berdasarkan analisa gas/water coning, dan nodal maka ditentukan produksi sumur yang optimum adalah sebesar 6240 bbl/d dengan interval perforasi 6308 – 6550 ft TVD. Mengingat bahwa laju optimum lebih besar dari laju kritis (2770 bbl/d), kemungkinan

untuk produksi dibawah laju optimum dapat dilakukan dengan pertimbangan untuk menghindari produksi water dan gas yang besar di awal produksi.

Perbandingan Realitas dan Perencanaan Dengan dasar perencanaan optimasi produksi

sumur tersebut di atas, implementasi diterapkan dengan beberapa modifikasi sesuai dengan kondisi yang memungkinkan di lapangan. Untuk sumur Well-1 realisasi interval perforasi dilakukan pada kedalaman 6460 – 6510 ft TVD, dengan produksi pada tahun pertama berkisar antara 4000 – 5000 bbl/d (zero water cut). Sedangkan untuk sumur Well-2, interval perforasi ditempatkan pada kedalaman 6351 – 6534 ft TVD, dengan produksi rata-rata mendekati 3000 bbl/d (zero water cut).

Evaluasi dilakukan dengan membandingkan kinerja produksi hasil perencanaan optimasi dengan kinerja produksi aktual selama satu tahun produksi (Juli 2004 – Juli 2005). Perbandingan tersebut secara berturut-turut ditunjukkan oleh Gambar 7 dan Gambar 8 untuk sumur Well-1 dan sumur Well-2.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

1-Jul-04 9-Oct-04 17-Jan-05 27-Apr-05 5-Aug-05 13-Nov-05 21-Feb-06 1-Jun-06 9-Sep-06Date

Prod

uksi

Oil,

STB

/D

Prediksi Kondisi OptimumPrediksi Kondisi AktualProduksi Aktual

Gambar. 7. Produksi sumur Well-1.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

1-Jul-04 9-Oct-04 17-Jan-05 27-Apr-05 5-Aug-05 13-Nov-05 21-Feb-06 1-Jun-06 9-Sep-06Date

Prod

uksi

Oil,

STB

/D

Prediksi Kondisi OptimumPrediksi Kondisi AktualProduksi Aktual

Gambar. 8. Produksi sumur Well-2. Terlihat pada Gambar 8 dan 9 bahwa profil produksi yang diperkirakan pada kondisi planning yang optimum berbeda dengan produksi aktual. Hal ini disebabkan penyesuaian yang dilakukan saat realisasi

4

produksi, baik interval perforasi dan pengaturan produksinya. Dengan adanya adjustment tersebut, prediksi menggunakan model dual coning (Pitrarue) sesuai dengan produksi aktualnya.

Kesimpulan Dari studi kasus ini disimpulkan bahwa produksi sumur Well-1 dan Well-2 dari reservoir Tuban Karbonat ini dapat dipertahankan pada kondisi zero water cut dengan produksi minyak yang tetap cukup tinggi (5000 STB/D dan 3000 STB/D). Hal ini dimungkinkan dengan penerapan perencanaan optimasi produksi yang melibatkan integrasi analisa geologi, reservoir dan produksi. Dengan praktisi seperti ini maka manajemen reservoir untuk memaksimalkan perolehan minyak dapat dicapai.

Ucapan Terimakasih Kami mengucapkan terimakasih kepada Petrochina atas ijin yang diberikan untuk menggunakan datanya dalam paper ini.

Referensi Joshi, S. D.: “Horizontal Well Technology”, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1991. Pietraru, V.: ”About Kind of Breakthrough and Maximum Recovery Factor in Dual Coning”, Paper SPE 37049, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Calgary, Alberta, November 18-20, 1996.