PROCEEDING SIMPOSIUM NASIONAL IATMI 2001Yogyakarta, 3-5 Oktober 2001

IATMI 2001-57

TINJAUAN ULAH PRODUKSI SUMUR-SUMURLAPISAN VULKANIK JATIBARANG DAERAH OPERASI HULU CIREBON

M.P.SaingTeknik Produksi Aset-I DO Hulu Cirebon

Kata kunci : Fase produksi pada ulah produksi

ABSTRAK

Reservoir vulkanik Jatibarang adalah salah satu reservoir penghasil minyak di DO Hulu Cirebon yang dalam rangkapengembangannya hingga saat ini telah banyak melakukan analisa-analisa termasuk melakukan pemboran horizontal denganmenggunakan underbalance drilling.

Pada tulisan ini dicoba untuk mengidentifikasi dan juga mencari pendekatan-pendekatan terbaik untuk mengevaluasikarakteristik reservoir vulkanik dengan memanfaatkan ulah produksi baik antar sumur maupun reservoir vulkanik secara keseluruhan.

Hasil dari analisa ulah produksi tersebut diyakini, bahwa minyak pada reservoir hanya berupa akumulasi sesaat yangmenempati fracture-fracture dan hal ini diperkuat oleh beberapa sumur yang lama ditutup dan dibuka kembali akan menunjukkanperulangan fase.

1. PENDAHULUAN

Banyak usaha telah dilakukan untuk mendapatkankarakteristik reservoir vulkanik Jatibarang, dimana hinggasaat ini yang paling diyakini adalah fluida mengalir ke lubangsumur melalui fracture-fracture dan minyak bersumber darimatriksnya.

Sebagai bagian dari usaha melakukan analisa tersebut, denganmemanfaatkan hasil data produksi dengan menggunakangrafik skala semilog maupun linear diplotkan produksiminyak, air dan gas terhadap waktu maupun kumulatifminyak terhadap kumulatif air dan gas.

Dari kedua macam grafik tersebut dapat diidentifikasikanhampir ke 26 sumur (Gambar-1) menunjukkan pola yangsama tanpa melihat adanya perubahan-perubahan dalamproduksinya. Karena adanya persamaan tersebut, makadilakukan pembagian atas beberapa fase yaitu ; fase mendatar,fase transisi dan fase stabilisasi.

Dengan mengetahui fase tersebut dapat dipakai sebagaiidentifikasi reservoir vulkanik tersebut dan sistem produksiyang dapat dipergunakan untuk mendapatkan hasil / recoveryyang besar.

2. GEOLOGI REGIONAL DAN STRATIGRAFI

2.1. Geologi Regional

Struktur Jatibarang terletak pada cekungan Jawa Barat yangsejajar dengan pantai utara Laut Jawa yang dibatasi olehgeoantiklin Jawa di bagian selatan, kepulauan seribudisebelah barat daya, dataran Sunda disebelah utara danKarimun Jawa di sebelah timur laut.

Batuan dasar cekungan Jawa Barat ini terdiri dari batuanmetamorf yang berumur pra-tersier dan batuan beku yangberumur Kapur (Crateceous) akhir. Selama masa Crateceousakhir ini diperkirakan terjadi patahan-patahan dengan arahutara-selatan.

Aktivitas volkanik yang terjadi di geoantiklin Jawa selamaawal tersier telah mengahasilkan tufa dan breksi yangkemudian menjadi cekungan Jawa Barat.

2.1 Stratigrafi

Vulkanik Jatibarang adalah salah satu bagian dari stratigrafiJatibarang dengan usia Eocene sampai Oligocene denganketebalan (0 – 1200) m.

Berdasarkan hasil analisa core batuan vulkanik Jatibarangterdiri dari dua jenis batuan yaitu :1. Andesit lava, dacite yang berselang seling dengan clay,

sandstone pyroclastic.2. Tuffaceous vulkanik, yang terdiri dari alkaline feldspar

dan quartz.

3. RESERVOIR

Akumulasi hidrokarbon lapisan vulkanik ini terdapat padakedalaman 1800-2100 mss, dengan produksi saat ini untukminyak 3.367 bopd, air 26.878 bwpd dan gas 9,01 MMscfd.

Dilihat dari ulah produksi (Gambar-2) lapisan vulkanik inimencapai puncak produksi minyak pada tahun 1974 dankemudian terjadi penurunan yang cukup tajam diikuti olehnaiknya produksi gas dan air, sedangkan tekanan relatif stabil.

3.1. Karakteristik Batuan

Lapisan vulkanik dibagi atas 8 type dan yang paling produktifadalah type II-bx. Hal ini didasarkan analisa core dan ujiproduksi yang dilakukan. Saturasi air type II-bx ini rata-ratacukup tinggi sebesar 70 – 98.5 % dan dilihat dari sifat relativpermeabilitasnya dapat digolongkan sebagai batuan denganstrong oil wet (Gambar-3).

Hasil analisa core mengindikasikan, bahwa lapisan vulkanikterdiri dari porositas matrix dan microfracture –microfracture. Porositas matrix tidak efektif untuk meloloskanfluida.

Tuff sebagai batuan utama vulkanik ini bersifat massive danhomogen. Porositas tuff biasanya kecil dan terisi oleh

Tnjauan Ulah Produksi Sumur-Sumur Lapisan Vulkanik Jatibarang Daerah OperasiHulu Cirebon H.P. Saing

IATMI 2001-57

secondary mineral seperti clay yang dapat menghambat aliranfluida ke fracture – fracture.

3.2. Karakteristik Fluida

MinyakMinyak lapisan vulkanik digolongkan sebagai minyak beratdengan 35 – 40 °API dan pour pointnya 109.4 °F. Temperaturpembentukan lilin 150 °F, kandungan asphalten 28 % danparaffin 39 %. Hubungan viskositas terhadap tekanan(Gambar-4) memperlihatkan, bahwa pada tekanan 1000 psigsebagai awal perubahan viskositas yang cepat dari 3 cP ke 8cP pada 0 psig.

AirHasil analisa air menunjukkan sifat kationik lebihmendominasi dan dari harga Scalling Index (SI) positif . Airlapisan vulkanik termasuk dalam air sangat jenuh dancenderung untuk terbentuk nya scale CaCo3.

GasGas pada lapisan Vulkanik ini berasal dari gas yangberassosiasi dengan minyak dalam arti tidak terdapatnyatudung gas pada reservoir ini. SG gas = 0.766 (udara=1).

3.3. Riwayat Produksi dan Tekanan

Reservoir lapisan Vulkanik telah di produksikan melalui 58titik serap, yaitu terjadi pada tahun 1982, akan tetapi dilihatdari grafik ulah produksi lapisan vulkanik Jatibarang(Gambar-2) sekalipun adanya penambahan titik serapproduksi tetap menurun, diikuti juga dengan penurunantekanan. Berdasarkan proyeksi terhadap penurunan tekanan,penurunan produksi minyak dan kenaikan GOR diperkirakantekanan gelembung (Pb) = ± 2134 Psig.

Ada tiga sistem pengangkatan minyak lapisan vulkanikJatibarang yang pernah dilakukan yaitu, sembur alam, pompareda dan sampai saat ini masih berlangsung dengancontinuous gas lift.

Hal yang menarik dengan sifat lapisan vulkanik ini yaituapabila sumur ditinggal cukup lama 2 - 4 tahun dan dibukakembali akan menghasilkan produksi yang cukup besar, halini ditunjukkan dengan berhasilnya dibuka kembali sumurJTB-162 yang pada akhir produksi September 1996 GL (OF)gross = 1114 blpd, WC = 96 %, Nett = 44 bopd, gas in = 406Mscfd, gas out = 710 Mscfd dan dan dibuka kembali Februari2001 dengan NF (OF), gross = 3147 blpd , WC = 50 %, Nett= 1573 bopd, gas out = 3.5 MMscfd .

4. PEMBORAN DAN KOMPLESI

Pemboran vulkanik Jatibarang rata-rata mencapai kedalaman2500 m(md) atau 2400 m( tvd). Lumpur yang dipergunakanpada saat pemboran adalah lignosulfonate dengan SG 1.12 –1.16.

Masalah yang sering timbul pada saat pemboran adanya zonahilang lumpur dan zona hilang lumpur ini sebagai indikasiadanya fracture-fracture.

Trayek akhir pada umumnya menggunakan pahat dengandiameter 6 ¼” dan di komplesi dengan cara lubang terbuka

(open hole), slotted liner 4 ½” ataupun lubang tertutup yangkemudian di perforasi.

5. ANALISA ULAH PRODUKSI

Pola penyebaran dari sumur-sumur dengan kumulatifproduksi minyak lapisan vulkanik ini cukup bervariasi,dimana kumulatif terbesar terdapat pada sumur-sumur yangterletak di tengah-tengah struktur, dari arah Barat ke Timuryang mengikuti pola permeabilitas limit, terutama padadaerah JTB-060, JTB-044, JTB-043 kemudian ke Utara JTB-064 dan ke Timur JTB-091, (Gambar-1). Adapun polatersebut juga yang menjadi bahan untuk penelitian.

Bila dilihat dari grafik ulah produksi, lapisan vulkanikJatibarang (Gambar-2) seolah-olah mengalami dan dapat dibagi atas 3 fase. Berdasarkan hal tersebut dicoba untukmengkombinasikannya dengan grafik kumulatif minyakterhadap kumulatif air dan gas pada grafik semilog (Gambar-8) dan ternyata dari 26 sumur dan lapisan vulkanik tersebutmenunjukkan sifat yang sama. Selain kedua grafik tersebutdicoba juga mengkombinasikannya dengan grafik kumulatifminyak terhadap kumulatif air dan gas dalam bentuk lineardan hampir kesemua sumur menunjukkan pola yang samapula (Gambar-9). Atas dasar adanya kesamaan inimengindikasikan reservoir vulkanik mempunyai karakteristikyang sama pula.

Dengan menggunakan grafik ulah produksi vulkanik tersebutdiatas dilakukan pembagian fase, dan hampir semua sumurmengalami/terdapat 3 fase dimana untuk menentukan tiap-tiapfase dengan kriteria sebagai berikut :

Fase-1 (Mendatar) :Produksi minyak yang besar, gas dan air yang kecil dantekanan cenderung turun tetapi masih diatas tekanangelembung (Gambar-2).Adanya garis yang cenderung mendatar mendekati sumbu-xbaik garis kumulatif minyak maupun gas (Gambar-7,8).

Fase-2 (Transisi) :Diawali dengan kenaikkan produksi air dan gas yang tajam,produksi minyak menurun tajam, tekanan mendekati hinggamencapai dibawah tekanan gelembung (Gambar-2). Adanyagaris yang melengkung ke atas diakhiri titik awal garis denganarah/trend yang tetap (Gambar-7,8).

Fase-3 (Stabilisasi) :Fase ini disebut juga fase stabil dimana hampir semua fluidaberproduksi dengan trend yang relatif rata termasuk jugatekanan reservoir (Gambar-2).Trend dari fase ini yaitu adanya slope yang besar (>70°) danseolah-olah menunjukkan adanya intrusi air atau gas yangbesar (Gambar-7,8). Akan tetapi apabila dilihat dari grafikulah produksi ternyata gross relatif stabil.Dari hasil analisa pembagian fase produksi sumur-sumurvulkanik Jatibarang menunjukkan perbandingan laju produksiuntuk menjadi tiap sumur, tiap fase sbb :• Fase-1 : 1 bopd = 344,4 scfgd = 0,7 bwpd• Fase-2 : 1 bopd = 1.625,75 scfgd = 2,13 bwpd• Fase-3 : 1 bopd = 3.446 scfgd = 8,14 bwpdUntuk produksi lapisan vulkanik secara keseluruhan (58sumur) adalah sbb :• Fase-1 : 1 bopd = 437,06 scfgd = 0,192 bwpd• Fase-2 : 1 bopd = 1.600,51 scfgd = 2,19 bwpd

Tnjauan Ulah Produksi Sumur-Sumur Lapisan Vulkanik Jatibarang Daerah OperasiHulu Cirebon H.P. Saing

IATMI 2001-57

• Fase-3 : 1 bopd = 2.923 scfgd = 9,81 bwpdAkan tetapi laju produksi untuk lapisan vulkanik secarakeseluruhan ini untuk lebih teliti perlu dipertimbangkan lagiterhadap jumlah sumur rata-rata pada fase-fase tersebut.

Bila dilihat dari fase-fase tersebut ternyata pada fase-1produksi minyak relatif besar, gas dan air kecil, pada fase-2gas paling besar dari pada fase-3, minyak dan gas menurundan air meningkat. Bila dilihat juga dari ulah produksi dananalisa adanya fase-fase tersebut, reservoir vulkanik ataucebakan minyak di vulkanik hanya berupa akumulasi (padafase-1) yang kemungkinan besar menempati microfracture-microfracture dan kemudian diikuti produksi (gross) yangrelatif stabil, atau dalam arti kata reservoir vulkanikcenderung mempunyai sistem batuan yang homogeneous.

Selain itu juga dari hasil analisa tersebut terlihat, bahwasistem produksi, pengaturan produksi (jepitan) tidak akanmembantu mengurangi laju produksi air terutama apabilasudah memasuki fase 2 dan 3 (Gambar-5), dan ini juga biladibandingkan dari hasil analisa core lapisan vulkanikmempunyai saturasi air yang tinggi dan bersifat basah minyak(Gambar-4).

Bila dilihat dari fase tersebut di atas, maka untuk sistemproduksi dapat dilakukan sebagai berikut :• Fase –1: Sembur alam dengan pengaturan jepitan agar

gas sebagai tenaga pendorong tidak mudah terlepas dariminyak dan juga akan mempengaruhi sifat minyak.

• Fase –2 : Gas lift sistem.• Fase –3 : Gas Lift atau reda / ESP untuk mendapatkan

gross yang tinggi.

6. KESIMPULAN

1. Ulah produksi sumur-sumur lapisan vulkanik cenderungmempunyai karakteristik yang sama.

2. Dari point 1, ulah produksi sumur-sumur vulkanik danjuga ulah produksi vulkanik secara keseluruhan dapatdibagi atas 3 fase yaitu ; fase mendatar, transisi danstabilisasi.

3. Dengan adanya 3 fase pada tiap-tiap sumur seolah-olahterlihat antara sumur saling tidak berhubungan.

4. Matriks sebagai sumber minyak, sedangkan fracturesebagai media mengalirnya minyak ke lubang sumur.

5. Akumulasi minyak di reservoir vulkanik bersifat sesaatdan diikuti air dan gas dengan perbandingan relatif stabil,ini juga terlihat dari sumur JTB-162 yang telah ditutupselama 2 –4 tahun dan dibuka kembali akan dimulai lagipada fase 1.

6. Tenaga dorong reservoir vulkanik ini cenderung dariadanya pengembangan minyak dan diikuti tenaga dorongair.

7. SARAN-SARAN

1. Pembagian fase ini dapat dipergunakan untukmengevaluasi ulah produksi sumur lapisan vulkanik baikuntuk program deepening maupun reparasi.

2. Dilihat dari adanya kesamaan ulah produksi sumurmengindikasikan tiap-tiap sumur tidak berhubungan danbila dilakukan penambahan titik serap sangat pentinguntuk mengatur jarak antar sumur seperti pada sumur-sumur yang dianalisa.

3. Untuk melihat bentuk dan memperkuat sifat batuanreservoir vulkanik perlu dibandingkan dengan hasilpengukuran tekanan ulah bentuk (pressure build up).

DAFTAR PUSTAKA

1. Charles C.Patton.Dr,1977,”Oilfield Water System,Campbell Petroleum Series, Oklahoma.

2. Dowell Schlumberger,1992,”Analysis Scale, Crude Oiland Water for Pertamina UEP III”, Dowell SclumbergerFar East/Middle East Region.

3. Elf Petroleum Indonesia ,1992,”Feasibility Study of aPilot Horizontal Well Jatibarang Field-West Java”, ElfPetroleum Indonesia.

4. Frank W Cole ,1969,”Reservoir Engineering Manual”,Gulf Publishing Company, Houston, Texas.

5. H.K Van Pollen,1979,”A Study of The Fracture Patternsin The Volcanics Formation Jatibarang OilfieldJava,Indonesia ”,H.K Van Pollen and Associates,Inc.

6. K.S Chan ,1995, “Water Control Diagnostic Plots”,SPE.

7. Lembaga Pengabdian Kepada Masyarakat ITB,”LaporanKemajuan Study Geostatistik dan Simulasi ReservoirVulkanik Struktur Jatibarang, Institut Teknologi Bandung.

8. Soehartono,1987,”Memproduksikan HPPO Sumur JTB-083 di Lapangan Jatibarang”, Pertamina UEP III Cirebon.

9. William D Mc Cain,Jr,1990,”The Properties of PetroleumFluids”, Pen Well Books, Tulsa, Oklahoma.

Gambar-1Peta Sumur Penelitian

Tnjauan Ulah Produksi Sumur-Sumur Lapisan Vulkanik Jatibarang Daerah OperasiHulu Cirebon H.P. Saing

IATMI 2001-57

Gambar-2Ulah Produksi Lapisan Vulkanik

Gambar –3Permeabilitas Relatif

Gambar-4Viskositas Vs Tekanan Sumur JTB-56, 59, 153

Gambar-5Pengaruh Bean Terhadap Produksi Sumur JTB-58

Gambar-6Produksi JTB-162 Setelah Ditutup

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

Apr

-73

Apr

-74

Apr

-75

Apr

-76

Apr

-77

Apr

-78

Apr

-79

Apr

-80

Apr

-81

Apr

-82

Apr

-83

Apr

-84

Apr

-85

Apr

-86

Apr

-87

Apr

-88

Apr

-89

Apr

-90

Apr

-91

Apr

-92

Apr

-93

Apr

-94

Apr

-95

Apr

-96

Apr

-97

Apr

-98

Apr

-99

WAKTU

MIN

YA

K,A

IR,G

RO

SS

,(BB

L/H

),GO

R (S

CF/

BB

Lx1/

10),T

EK

AN

AN

(psi

ax1/

10),J

UM

LAH

S

UM

UR

(x1/

100)

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

35000000

GA

S (S

CFD

)

MINYAK AIR GROSS JUMLAH SUMUR TEKANAN GOR GAS

FASE I FASE II FASE III

JTB-077 (2151,37-2151,33) M (II-bx)

0.0

0.3

0.5

0.8

1.0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

SW (%)

kro

,krw

(fr

aksi

)

krw kro krg kro

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

TEKANAN (PSIG)

VIC

OS

ITA

S (

Cp)

JTB_153 (API 27.8 TEMP 278 F)

JTB-059 (API 30 TEMP 292 F)

JTB-056 (API 29.2 TEMP 291 F)

0

50

100

150

200

250

Jep. (mm), KA (%)

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

G r o s s ( m 3 / h )

Gross (m3/h) KA (%) Jep. (mm)

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

0

5000

1000

0

1500

0

2000

0

2500

0

3000

0

3500

0

4000

0

KUMULATIF MINYAK (BBL)

KU

MU

LATI

F A

IR (B

BL)

0

20000000

40000000

60000000

80000000

100000000

120000000

140000000

160000000

180000000

200000000

KU

MU

LATI

F G

AS

(SC

F)

Tnjauan Ulah Produksi Sumur-Sumur Lapisan Vulkanik Jatibarang Daerah OperasiHulu Cirebon H.P. Saing

IATMI 2001-57

Gambar-7Grafik (semilog) Kumulatif Minyak Terhadap Kumulatif Air dan Gas 26 Sumur Penelitian

Gambar-8Grafik (Linier) Kumulatif Minyak Terhadap Kumulatif Air dan Gas 26 Sumur Penelitian