jurnal referensi

JTM Vol. XVII No. 1/2010

31

METODE EVALUASI RENCANA PENGEMBANGAN

LAPANGAN PADA BROWNFIELD DENGAN SIMULASI

RESERVOIR: KASUS LAPANGAN X

Tutuka Ariadji1

, Ni Made Ayu Kusuma Putri2

Sari Rencana pengembangan lapangan merupakan hal yang biasa dilakukan di semua lapangan minyak dan gas

dengan tujuan untuk mengoptimasikan kinerja produksi dan keekonomian. Rencana pengembangan lapangan

(POD/Plan of Development) yang komprehensif dilakukan dengan bantuan simulator yang dapat meramalkan

performa reservoir dengan cukup akurat dengan mengakomodasi model geologi di bawah berbagai kondisi

operasi. Lapangan X merupakan lapangan minyak yang dapat dikategorikan sebagai brownfield, yaitu lapangan

yang sudah tua dengan jumlah kumulatif produksi mendekati maksimum tingkat perolehan yang lazim. Dalam

paper ini dibahas mengenai metode evaluasi usulan POD yang merupakan perbaikan dari POD yang sebelumnya

telah dibuat. Studi ini bertujuan untuk mengajukan suatu metode evaluasi POD yang memberikan hasil perolehan

yang lebih optimal. Namun, sisi keekonomian tidak dibahas pada paper ini karena lebih menitikberatkan pada

langkah-langkah dalam membuat usulan tersebut. Rencana pengembangan lapangan dibagi menjadi 3 skenario

yaitu kerja ulang, infill drilling, dan injeksi air. Titik atau area yang berpotensi untuk ketiga skenario tersebut

kemudian disimulasikan menggunakan simulator sehingga dapat diketahui perolehan minyak yang dihasilkan.

Dari hasil ini, dilakukan analisa terhadap parameter reservoir yang mempengaruhi performa sumur. Dengan

demikian dapat diketahui parameter utama yang mempengaruhi kinerja sumur, dan dapat pula disusun suatu

metode evaluasi POD untuk mendapatkan hasil yang lebih baik. Dari hasil analisa dapat disimpulkan bahwa

parameter yang paling berpengaruh adalah oil/unit area, tekanan, dan letak geologikal sumur. Selain itu dapat

pula ditarik suatu kesimpulan bahwa pemilihan pola injeksi pada injeksi air ditentukan oleh ketersediaan sumur,

arah pengembangan permeabilitas, dan bentuk struktur lapisan. Metode evaluasi yang dihasilkan dari studi ini

mampu meningkatkan pertambahan perolehan minyak yang cukup signifikan. Skenario infill drilling memberikan

peningkatan RF yang paling besar (5,8%). Dengan demikian skenario ini dapat dikatakan sebagai skenario

terbaik, diikuti injeksi air (∆RF = 5,13%) dan kerja ulang (∆RF = 4.7%). Sementara untuk kombinasi skenario

terbaik diberikan oleh penggabungan ketiga skenario dengan ∆RF = 7,65% . Penggabungan injeksi air dan

workover memberi hasil terbaik kedua dengan ∆RF = 6,9%. Kombinasi infill drilling dan injeksi air memberi hasil

sedikit lebih buruk dengan ∆RF = 6,85%.

Kata kunci: POD, brownfield, kerja ulang, infill drilling, injeksi air, peningkatan RF

Abstract Field development is a common project conducted in oil or gas field in order to optimize the production and

economics. A Comprehensive plan of development (POD) is conducted by using simulator, which can predict

reservoir performance accurately by accommodating the geological model under various operating condition. X-

field can be considered as a brownfield1. This paper discuss about the POD evaluation method as a tool to revise

of previous POD. The objective of the study is to offer a POD evaluation method that gives a more optimal

recovery. However, economical side would not be an issue in this paper because it concerns more in steps of

making the POD revision. The POD that offered can be divided into three scenarios that are workover, infill

drilling, and waterflooding. Potential spots or areas for the three scenarios were simulated using simulator to find

the oil recovery. The result was analyzed to find the reservoir parameters that significantly influence the well

performance. After all, the method to evaluate POD can be arranged to reach better recovery. The conclusion of

this study is that oil/unit area, pressure, and the geological location of the well are the parameters, which

significantly influence the well performance. Meanwhile, the parameters that influence the injection pattern are

availability of existing well, the permeability expansion, and structure of reservoir. The POD evaluation method

resulted from this study can significantly increase the oil recovery. Infill drilling gives the best result with 5.8%

increasing RF, i.e. this is the best scenario. Water flooding is in the second place with 5% increasing RF, followed

by work over with 4.7% increasing RF. Meanwhile, the best combination is given by the combination of all

scenarios (∆RF = 7.65%). In the second place is the combination of waterflooding-workover (∆RF = 6.9%) and

the next place is the waterflooding-infill drilling combination (∆RF = 6.85%).

Keywords: POD, brownfield, workover, infill drilling, waterflooding, incremental RF

1) Program Studi Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung

Jl. Ganesa No. 10 Bandung 40132, Telp: +62 22-2504955, Fax.: +62 22-25049955, Email: [email protected] 2) Slumberger, 17th Floor Sentra Mulia, Jl. H. R. Rasuna Said Kav. X-6 No. 8, Jakarta 12940

Tutuka Ariadji, Ni Made Ayu Kusuma Putri

32

I. PENDAHULUAN Lapangan X merupakan lapangan minyak yang

terdiri dari 3 blok utama yaitu blok I, blok II,

dan blok III. Ketiga blok ini dipisahkan oleh

patahan utama. Selain itu, terdapat juga

beberapa patahan lain di dalam tiap-tiap blok,

dimana tidak semuanya bersifat sealing.

Masing-masing blok terdiri dari 20 lapisan.

Studi ini hanya dilakukan terhadap blok II

karena merupakan blok yang memiliki sisa

cadangan terbesar.

Lapangan X telah diproduksikan sejak 1927.

Jumlah seluruh sumur hingga tahun 2005

adalah 478. Produksi kumulatif lapangan

adalah sudah mencapai 35% dari cadangan

awal minyak di tempat (Original Oil In Place).

Produksi harian dari lapangan ini hanya sebesar

1129 STB dengan water cut 55%. Dengan

demikian, lapangan ini termasuk dalam

kategori Brownfield. Oleh karena itu akan

dilakukan usaha-usaha pengembangan

lapangan dengan tujuan untuk meningkatkan

perolehan minyak pada lapangan X ini.

Untuk memperoleh hasil yang optimal pada

pengembangan lapangan tersebut, simulasi

reservoir perlu dilakukan dengan bantuan

simulator komersial. Namun demikian untuk

dapat merancang skenario pengembangan

lapangan, diperlukan pengamatan terhadap

model reservoir terutama pada bagian peta

distribusi saturasi, tekanan dan porositas. Dari

peta-peta tersebut dapat kita tentukan titik atau

area yang berpotensi untuk dikembangkan

melalui beberapa skenario. Kemudian kita cari

parameter reservoir yang berkorelasi kuat pada

produksi sumur untuk memudahkan dalam

penyusunan POD di kemudian hari. Tulisan ini

mencoba mengetengahkan hasil praktek-

praktek melakukan simulasi tersebut ke dalam

suatu metode yang sepengetahuan penulis

belum pernah dipublikasikan.

Pengembangan lapangan yang dilakukan dibagi

menjadi 3 skenario utama yaitu kerja ulang,

infill drilling, dan injeksi air. Penggabungan

beberapa skenario juga dilakukan seperti

injeksi dan kerja ulang, atau kerja ulang dan

injeksi. Usulan pengembangan lapangan ini

merupakan perbaikan dari rencana

pengembangan lapangan yang sebelumnya

pernah dibuat. Oleh karena itu jumlah

penambahan sumur baru atau kerja ulang

mengikuti rencana pengembangan sebelumnya.

Jadi perbaikan yang dilakukan adalah pada

penempatan titik injeksi, infill, dan sumur-

sumur kerja ulang.

II. METODOLOGI Studi ini dikembangkan melalui hasil-hasil

selama praktek simulasi yang disusun menjadi

metode. Beranjak dari sesuatu yang standard

dilakukan dalam simulasi reservoir, dilanjutkan

dengan investigasi yang lebih dalam. Korelasi

yang dibuat mengindikasikan seberapa

berpengaruh suatu parameter terhadap

produksi. Perlu dicatat bahwa kekomplekan

dan ukuran model geologi lapangan yang besar

menyebabkan keunikan tingkat kesulitan yang

tinggi dalam proses simulasi.

Studi ini dilakukan dengan langkah-langkah

seperti ditunjukkan pada flowchart Gambar 1.

Gambar 1. Flowchart metodologi pada

penelitian

Analisa plot diatas dan analisa performa pola injeksi

Penyusunan metode evaluasi skenario WO, titik IF, &

area WF

Memperbaiki skenario WO, IF, dan WF sesuai dengan

metode evaluasi POD diatas

Penggabungan dua atau lebih skenario yang

berbeda

tidak

ya

ya

tidak

Data:

model

reservoir

Observasi peta So, P, φ,

oil/unit area, dan k

Tandai titik/area dengan harga φ, k, So,

oil/unit area, dan p

P tinggi? WF

ada sumur?

WO

IF

Plot korelasi k, φ, So, oil/unit area, dan p terhadap Np

untuk tiap-tiap sumur IF & WO

Metode Evaluasi Rencana Pengembangan Lapangan pada Brownfield dengan

Simulasi Reservoir: Kasus Lapngan X

33

Kinerja reservoir di bawah kondisi operasi WF

atau WO atau IF diprediksi dengan simulator.

Kemudian parameter reservoir (tekanan,

porositas, permeabilitas, oil/unit area, dan

saturasi minyak) pada masing-masing sumur

diplot terhadap produksi kumulatif sumur-

sumur tersebut Dengan demikian dapat dilihat

parameter reservoir apa yang berpengaruh

terhadap produksi. Selanjutnya, metode

evaluasi ketiga skenario diatas disusun

berdasarkan hasil dan analisa dari plot tersebut.

Berdasarkan metode evaluasi diatas, dilakukan

evaluasi terhadap skenario yang telah

dikembangkan. Setelah didapat hasil yang

optimum, dua atau lebih skenario kemudian

digabungkan.

III. ANALISA

3.1 Analisa Parameter Reservoir

Lima parameter yang digunakan untuk evaluasi

dan penentuan teknik pengembangan lapangan

adalah:

1. oil per unit area (So × φ × h)

2. tekanan

3. permeabilitas

4. saturasi minyak

5. porositas

Harga kelima parameter tersebut diatas

kemudian diplot terhadap kumulatif produksi

minyak yang dihasilkan dari masing-masing

sumur. Harga parameter yang dimaksud adalah

pada saat awal pengembangan lapangan (1

Januari 2006).

Oil per Unit Area

Plot oil per unit area terhadap kumulatif

produksi minyak (Np) selama awal simulasi

(Januari 2006) hingga akhir simulasi (Mei

2030) dapat dilihat pada Gambar 2. Dari

gambar ini, terdapat suatu kecenderungan

penyebaran data. Dari kecenderungan tersebut

dapat disimpulkan bahwa semakin besar harga

oil/unit area suatu grid, maka semakin besar

pula minyak yang dihasilkan. Tetapi pada plot

terdapat lima titik yang tersebar di bawah garis,

dan empat titik di atas garis.

Titik-titik di bawah garis dihasilkan oleh sumur

X384, infill-4, infill-3, infill-5, dan infill 7.

Untuk infill-3, infill-7 dan X384 hal ini

diakibatkan rendahnya tekanan pada grid letak

perforasi sumur-sumur tersebut. Tekanan

tersebut bernilai sama dengan tekanan saturasi

sehingga sejak awal produksi gas telah

mengganggu produksi minyak.

Gambar 2. Pengaruh oil/unit area terhadap produksi minyak kumulatif

Gambar 3. Pengaruh tekanan terhadap produksi kumulatif

Pengaruh oil/unit area terhadap produksi

kumulatif

0.00E+00

1.00E+06

2.00E+06

3.00E+06

4.00E+06

5.00E+06

6.00E+06

7.00E+06

0 20 40 60 80 100

oil/unit area

pro

du

ksi

ku

mu

lati

f

su

mu

r

Pengaruh tekanan terhadap produksi kumulatif

0.00E+00

1.00E+06

2.00E+06

3.00E+06

4.00E+06

5.00E+06

6.00E+06

0 200 400 600 800 1000

tekanan (psi)

pro

du

ksi

ku

mu

lati

f


34

Pada plot terdapat satu titik pencilan yang

terletak jauh di bawah kurva. Titik tersebut

dihasilkan infill-4 yang memiliki harga oil per

unit area tertinggi, tetapi produksi yang

dihasilkan justru paling rendah dibandingkan

dengan sumur lain. Selain karena tekanan yang

rendah, infill-4 juga dikelilingi banyak null

block seperti terlihat pada Gambar 3 diatas.

Gambar tersebut menunjukkan distribusi

tekanan di sekitar infill-4. Terlihat bahwa

support tekanan lebih dominan dari arah

lateral. Adanya null block di sebelah kiri

menyebabkan support tekanan hanya dari

kanan. Tetapi terdapat patahan yang terletak

tidak terlalu jauh dari sumur. Kombinasi dari

beberapa hal di atas menyebabkan performa

infill-4 yang sangat buruk.

Berbeda halnya dengan sumur infill-5 yang

memiliki tekanan yang cukup tinggi. Infill-5

menghasilkan produksi minyak yang lebih

rendah dari yang diharapkan dikarenakan

produksi minyak di akhir waktu simulasi

terganggu produksi air yang cukup tinggi.

Apabila dilihat dari harga saturasinya, infill-5

memiliki harga saturasi yang cukup baik (Tabel

1). Peningkatan saturasi air pada sumur infill-5

disebabkan adanya aquifer yang terletak cukup

dekat dengan perforasi terbawah dari infill-5.

Tabel 1. Harga saturasi minyak tiap sumur

Well So Well So

X003 0.5538 infill-8 0.6465

X018 0.5689 infill-10 0.7025

X025 0.49 infill-9 0.6539

X028 0.6385 infill-5 0.5534

X256 0.54 infill-1 0.5531

X363 0.554 infill-7 0.6

X377 0.6528 infill-3 0.6731

X384 0.7025 infill-4 0.6955

XX099 0.5533 infill-2 0.5507

XX165 0.5363 infill-6 0.6561

Sementara itu, untuk dua titik di atas garis

merupakan titik dari sumur X003 dan X025.

Kedua sumur tersebut memiliki nilai oil per

unit area yang paling rendah diantara sumur-

sumur lain. Selain itu, kedua sumur tersebut

terletak dekat dengan patahan yang

mengakibatkan penambahan pressure drop saat

produksi. Keadaan diperparah dengan adanya

null block di sebelah atas dan bawah grid letak

perforasi sumur ini. Dengan demikian suplai

fluida hanya berasal dari arah lateral. Namun,

hasil yang ditunjukkan dari dua sumur tersebut

tidak mengecewakan karena tekanan reservoir

dimana sumur ini diperforasi cukup tinggi dan

merupakan dua sumur dengan tekanan grid

tertinggi.

Tekanan Tekanan merupakan parameter kedua yang

sangat berpengaruh pada hasil produksi tiap

sumur. Dari plot tekanan terhadap produksi

kumulatif (Gambar 2) dapat di tarik suatu garis

yang menunjukkan hubungan yang sebanding

antara tekanan dan produksi kumulatif.

Pengaruh tekanan akan semakin kuat pada

tekanan tinggi. Hal ini ditunjukkan dengan

meningkatnya kemiringan kurva pada tekanan

tinggi.

Pada plot tekanan terhadap Np juga terdapat

beberapa titik yang berada di atas maupun di

bawah trendline seperti pada plot oil/unit area

terhadap produksi kumulatif minyak. Titik-titik

yang berada di atas garis dihasilkan oleh sumur

X363, infill-7, infill-8, infill-9 dan infill-10.

Sementara titik-titik yang berada di bawah

garis adalah hasil dari X003, X028, XX099,

dan infill-2.

Untuk titik-titik yang berada di bawah

trendline, hal ini kebanyakan disebabkan

rendahnya harga oil/unit area pada sumur

tersebut. Sehingga, walaupun tekanannya

tinggi, produksi yang dihasilkan tidak seperti

yang diharapkan. Hal ini terutama berlaku

untuk X003 dan infill-2 yang berturut-turut

merupakan sumur dengan oil/unit area pertama

dan ketiga terendah. Sementara untuk dua

sumur lain (XX099 dan X028), penyimpangan

lebih disebabkan hal lain karena pada

kenyataannya harga oil/unit area kedua sumur

ini cukup bagus. Penyimpangan pada XX099

lebih disebabkan karena letaknya yang dekat

dengan sumur aktif lain (XX165) sehingga

mengganggu produksi minyak. XX165

memiliki tekanan yang lebih rendah dari

XX099, tetapi memiliki oil/unit area yang

lebih besar. Hasil simulasi menunjukkan

XX165 memproduksi minyak yang lebih

banyak. Dari sini, dapat disimpulkan parameter

oil/unit area lebih mempengaruhi hasil

produksi suatu sumur. Sementara pada kasus

X028, adanya patahan yang amat dekat dengan

lokasi sumur menyebabkan penyimpangan

yang terjadi. Patahan menyebabkan adanya

tambahan penurunan tekanan. Sementara untuk

titik-titik yang berada di atas menunjukkan

harga oil per unit area yang tinggi.

Porositas, Saturasi, dan Permeabilitas

Parameter lain seperti porositas, saturasi

minyak, dan permeabilitas ternyata tidak

menghasilkan suatu garis kecenderungan

(Gambar 4, 5 dan 6).



35

Gambar 4. Plot saturasi minyak terhadap produksi kumulatif

Gambar 5. Plot permeabilitas terhadap produksi kumulatif

Gambar 6. Plot porositas terhadap produksi kumulatif

Pada kasus ini parameter tersebut tidak terlalu

berpengaruh secara individual, atau

pengaruhnya tidak terlihat dengan jelas karena

ketersediaan data yang kurang banyak. Tetapi

kombinasi dari parameter tersebutlah sangat

mempengaruhi produksi kumulatif yang

dihasilkan. Namun pengaruh secara individual

dari parameter ini mungkin dapat menjadi

signifikan pada rentang harga yang lebar atau

pada nilai-nilai yang ekstrim.

Jadi dapat diambil kesimpulan bahwa

parameter yang mempengaruhi produksi adalah

tekanan dan oil/unit area. Untuk melihat

parameter mana yang lebih mempengaruhi,

maka parameter tersebut dikelompokkan ke

dalam tiga kelompok; tinggi, sedang, rendah

(Tabel 2). BHP minimum yang digunakan pada

studi ini adalah 200 psi. Jadi apabila tekanan

telah berada di bawah 200 psi maka sumur

tidak akan mengalir tanpa bantuan metode

pengangkatan buatan. Perbandingan parameter

pengaruh saturasi minyak terhadap produksi kumulatif per

sumur

0.00E+00

1.00E+06

2.00E+06

3.00E+06

4.00E+06

5.00E+06

6.00E+06

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

saturasi minyak

pro

du

ks

i ku

mu

lati

f p

er

su

mu

r (b

bl)

pengaruh permeabilitas terhadap produksi

kumulatif tiap sumur

0.00E+00

1.00E+06

2.00E+06

3.00E+06

4.00E+06

5.00E+06

6.00E+06

0 500 1000 1500 2000

permeabilitas (md)

pro

du

ks

i ku

mu

latif

tia

p

su

mu

r

Pengaruh porositas terhadap produksi kumulatif tiap sumur

0.00E+00 1.00E+06 2.00E+06 3.00E+06 4.00E+06 5.00E+06 6.00E+06

0 0.2 0. 0.6 0.8 1

porositas

pro

du

ksi k

um

ula

tif

tiap

su

mu

r


36

terhadap performa sumur ditampilkan

berdasarkan pengelompokan tersebut (Tabel 3).

Tabel 2. Pengelompokan parameter dan

produksi kumulatif

Rendah sedang tinggi

tekanan

(psi)

< 2 ×

min BHP

2 - 2,5 ×

min BHP

> 2,5 × min

BHP

prod.kum

(Mbbl) < 1750

1750-

3400 > 3400

oil/unit

area (ft) < 35 35 - 60 > 60

Tabel 3. Perbandingan parameter terhadap

performa sumur nama

sumur Tekanan

oil/unit

area Np

X003 Tinggi Rendah Sedang

X018 Sedang Rendah Sedang

X025 Tinggi Rendah Sedang

X028 Sedang Rendah Rendah


X363 Sedang Sedang Sedang


X384 rendah Sedang Rendah

XX099 tinggi Rendah Rendah

XX165 sedang Rendah Rendah

infill-8 rendah Sedang Tinggi

infill-10 sedang Rendah Sedang

infill-9 sedang Sedang Sedang

infill-5 tinggi Sedang Rendah

infill-1 sedang Rendah Rendah

infill-7 rendah Sedang Rendah

infill-3 sedang Sedang Rendah

infill-4 rendah Tinggi Rendah

infill-2 tinggi Rendah Rendah

infill-6 Rendah Rendah Rendah

Dari tabel dapat dilihat bahwa oil/unit area

lebih menentukan performa sumur daripada

tekanan.

Sumur dengan highlight kuning menunjukkan

hasil produksi yang berada di bawah harapan.

Sumur-sumur tersebut memiliki harga tekanan

dan oil/unit area yang sedang atau bahkan

tinggi, namun produksinya rendah. Ternyata

penyimpangan tersebut disebabkan oleh

berbagai hal yang berbeda-beda. Pada infill-2,

infill-4, dan infill-5, penyimpangan lebih

diakibatkan oleh faktor geologi. Infill-4 terletak

dekat patahan. Selain itu, sumur ini juga

dikelilingi banyak null block seperti pada infill-

2. Sementara infill-5 terletak dekat dengan

aquifer yang berpotensi menghasilkan water

coning dan menghasilkan banyak by-passed

oil.

Berbeda halnya pada sumur XX099 dan infill-

3. Penyimpangan lebih diakibatkan karena

letaknya yang dekat dengan sumur produksi

lain sehingga terjadi pengurasan minyak dari

tempat akumulasi minyak yang sama

(perebutan minyak) diantara kedua sumur

tersebut. XX099 menguras area yang sama

dengan XX165, sementara infill-3 ’berebut

minyak’ dengan X377.

Penyimpangan tidak hanya terjadi ke arah yang

lebih buruk. Pada infill-8, penyimpangan justru

mengarah menuju arah yang lebih baik. Profil

tekanan dan oil/unit area pada sumur ini tidak

terlalu fantastis. Tetapi justru sumur ini

memberikan produksi minyak yang terbaik.

Hal tersebut ternyata disebabkan area

pengurasan yang sangat luas pada sumur ini.

Patahan di dekat sumur infill-8 bersifat leaking.

Selain itu sumur-sumur di sekitar infill-8

merupakan sumur yang sejak lama tidak aktif.

Dengan demikian, dapat dipastikan daerah

pengurasan tersebut berasal dari infill-8.

IV. HASIL STUDI : METODE EVALUASI

4.1 Prosedur Pemilihan Sumur Infill Atau

Kerja Ulang

Prosedur pemilihan titik sumur baru ataupun

pemilihan sumur untuk skenario kerja ulang

adalah sebagai berikut:

1. Pilih grid dengan oil/unit area tertinggi.

Oil/unit area menunjukkan perbandingan

volume minyak dan volume bulk. Namun

saturasi minyak juga harus diperhatikan.

Harga oil per unit area yang tinggi belum

tentu menunjukkan saturasi minyak yang

lebih besar dari saturasi air.

2. Cek tekanan pada grid tersebut. Apabila

tekanannya rendah sebaiknya memilih grid

dengan oil per unit area sedikit lebih

rendah tetapi memiliki tekanan yang lebih

tinggi. Hasil plot sebelumnya

menunjukkan pengaruh tekanan lebih

sensitif terhadap produksi kumulatif

daripada pengaruh oil per unit area.

3. Perhatikan kondisi sekitar dari grid yang

kita pilih tadi. Adanya patahan yang

sealing dan sumur aktif lain di sekitar grid

akan menyebabkan penurunan tekanan

yang lebih besar, sehingga sumur lebih

cepat mati walaupun minyaknya masih

banyak tersedia.



37

4. Perhatikan pula adanya null block. Null

block di sebelah atas atau bawah biasanya

tidak mempengaruhi hasil produksi sumur.

Null block pada arah lateral dari sumur

lebih mempengaruhi hal tersebut.

5. Letak aquifer terdekat juga harus

diperhatikan. Masalah water coning dapat

menggangu produksi dalam skala yang

cukup besar.

6. Membuka semua lapisan yang berpotensi

belum tentu menghasilkan produksi yang

lebih baik daripada hanya membuka

sebagian lapisan. Formasi yang

ditinggalkan atau tidak dioperasikan

biasanya yang terdapat pada lapisan teratas

dan terbawah. Formasi dangkal biasanya

bermasalah pada tekanan yang seringkali

rendah (dalam waktu singkat tekanan alir

sumur telah mencapai batas terendah untuk

mengalirkan sumur secara alami).

Sementara formasi yang terlampau dalam

biasanya dekat dengan aquifer.

Pengurangan jumlah lapisan yang dibuka

telah dicoba pada infill-4, infill-7, infill-8,

dan X384 dan menghasilkan hasil yang

lebih baik dari sebelumnya.

7. Penambahan sumur baru sebaiknya tidak

terlalu jauh dengan sumur lain untuk

menghasilkan tingkat kepercayaan pada

hasil prediksi. Semakin dekat dengan

sumur lain dapat semakin memastikan

bahwa parameter resevoir pada sumur baru

akurat. Harga parameter reservoir biasanya

akurat pada daerah di sekitar sumur karena

pengukutan parameter tersebut dilakukan

di sumur.

4.2 Prosedur Pemilihan Pola Injeksi Air Langkah-langkah dalam menentukan pola

injeksi air pada studi ini adalah sebagai berikut:

1. Untuk menghemat biaya, pemilihan pola

injeksi di dasarkan pada ketersediaan

sumur pada daerah yang akan diinjeksi.

Dengan demikian biaya penambahan

sumur baru untuk sumur produksi ataupun

sumur injeksi dapat ditekan.

2. Permeabilitas pada daerah yang akan

diinjeksi sebaiknya tidak terlalu bervariasi

sehingga penyebaran air dapat lebih

merata.

3. Sumur injeksi dan sumur produksi

sebaiknya dibuka pada lapisan yang sama.

Sehingga terjadi kesinambungan.

4. Prediksi harus dilakukan pada dua kondisi;

membuka semua sumur produksi dengan

dan tanpa adanya sumur injeksi (hanya

kerja ulang atau infill drilling). Hasil

dengan sumur injeksi belum tentu lebih

baik. Pada rencana pengembangan kali ini

hanya ditawarkan 3 pola injeksi dengan

dasar pemikiran bahwa pada beberapa

daerah lain yang tampak laik diinjeksi

ternyata dapat menghasilkan produksi

yang lebih baik hanya dengan kerja ulang

atau infill drilling.

5. Laju injeksi besar belum tentu

menghasilkan perolehan yang lebih baik.

Laju injeksi yang lebih besar ternyata

dapat justru menurunkan perolehan karena

terjadi fingering. Sementara laju injeksi

yang terlalu kecil tidak akan mampu

mendorong minyak menuju sumur

produksi.

V. HASIL IMPLEMENTASI METODE

EVALUASI UNTUK OPTIMASI

PENGEMBANGAN LAPANGAN

5.1 Kerja Ulang Dalam skenario ini dilakukan pemilihan

terhadap sumur-sumur yang sudah tersedia

untuk dilakukan kegiatan kerja ulang

(workover). Kerja ulang yang dimaksud disini

adalah salah satu atau kombinasi dari beberapa

kegiatan di bawah ini:

1. pembukaan kembali sumur yang sudah

ditutup

2. penambahan perforasi pada lapisan yang

lebih dangkal

3. penambahan jumlah fluida yang

diproduksikan.

Asumsi yang digunakan adalah simulasi

dilakukan di bawah tekanan alir dasar sumur

minimum yang sanggup mengalirkan fluida

produksi menuju fasilitas permukaan dengan

demikian tidak memperhatikan metode

pengangkatan buatan apa yang dipergunakan.

Terdapat beberapa sumur yang laik untuk

proyek kerja ulang pada lapangan-X ini.

Namun, hanya diambil 10 sumur terbaik dalam

usulan pengembangan lapangan dengan

skenario kerja ulang. Hal ini bertujuan agar

hasil yang diperoleh dapat dibandingkan

dengan POD sebelumnya yang juga

menawarkan 10 sumur untuk dilakukan kerja

ulang. Perolehan yang dihasilkan dengan

melakukan kerja ulang pada 10 sumur adalah

4,68% dengan kenaikan sebesar 1,4% dari

skenario sebelumnya. Semua sumur

berproduksi pada laju produksi awal 600

bbl/hari. Dengan batasan ini hasil akhir yang

diperoleh akan lebih baik daripada

mengoperasikan sumur pada laju maksimum.

5.2 Infill Drilling

Skenario kedua yang ditawarkan adalah infill

drilling atau penambahan sumur baru.

Penambahan sumur dilakukan di daerah

dimana terdapat akumulasi minyak yang belum


38

pernah terproduksi sebelumnya atau hanya

sedikit terproduksi, tetapi masih relatif dekat

dengan sumur yang ada. Semakin dekat suatu

grid terhadap grid lain yang telah

diproduksikan, maka semakin tinggi tingkat

keakuratan harga-harga parameter pada grid

tersebut. Pengukuran parameter reservoir

biasanya dilakukan di sumur, sehingga harga

parameter pada grid dengan perforasi dapat

dikatakan akurat. Sementara untuk grid-grid

lain diperkirakan melalui korelasi antarsumur

yang belum tentu benar. Dengan demikian

menambah sumur terlalu jauh dari sumur yang

telah ada cukup berisiko sehingga tidak

dilakukan pada studi ini. Namun hal tersebut

dapat sengaja dilakukan untuk kepentingan

tertentu misalnya untuk mengetahui batas

reservoir di awal eksplorasi.

Seperti pada skenario kerja ulang, dilakukan 10

infill drilling sesuai dengan jumlah sumur infill

pada POD terdahulu. Kesepuluh sumur tersebut

juga tidak memerlukan pengangkatan buatan

hingga akhir waktu simulasi. Hasil yang

diperoleh adalah sebesar 5.8% atau 2.4% lebih

besar daripada POD sebelumnya. Sementara

apabila dilakukan penggabungan antara

skenario kerja ulang dan infill drilling akan

diperoleh recovery sebesar 6.96%. Hasil ini

tidak dapat dibandingkan dengan POD

sebelumnya karena tidak dilakukan

penggabungan antar kedua skenario ini.

5.3 Injeksi Air

Skenario terakhir yang diajukan adalah injeksi

air. Pada studi ini telah dilakukan simulasi

beberapa pola injeksi di beberapa tempat. Dari

hasil simulasi didapat beberapa hal penting

yaitu:

- injeksi dilakukan di tengah lapangan

(pattern flooding) karena terdapat edge

water di sekeliling reservoir

- pemilihan pola injeksi dilakukan berdasar

atas ketersediaan sumur sehingga dapat

menekan biaya operasi.

Injeksi air yang ditawarkan mencakup 3 area.

Area pertama merupakan pola 7 spot inverted.

Sebenarnya dari ketersediaan sumur, pola

injeksi yang dapat dikembangkan adalah pola 8

spot inverted. Tetapi 1 dari 7 sumur produksi

(dilingkari pada Gambar 7) tersebut tidak juga

berproduksi walaupun laju injeksi telah

ditingkatkan. Hal ini disebabkan oleh bentuk

top grid yang tidak memadai untuk pola 8 titik

dimana air injeksi tidak dapat menjangkau

salah satu titik.

Gambar 7. Area injeksi air pola - 1

1,302,000 1,303,000 1,304,000 1,305,000 1,306,000

1,302,000 1,303,000 1,304,000 1,305,000 1,306,000

1,5

79

,00

01

,58

0,0

00

1,5

81

,00

0

1,5

79

,00

01

,58

0,0

00

1,5

81

,00

01

,58

2,0

00

0.00 645.00 1290.00 feet

0.00 200.00 400.00 meters

File: WF_1.irf

User: USER

Date: 4/2/2006

Scale: 1:8629

Y/X: 1.00:1

Axis Units: ft

990

1,251

1,513

1,774

2,035

2,296

2,557

2,819

3,080

3,341

3,602

Grid Top (ft) 2030-05-01 K layer: 12



39

Sementara pola kedua dan ketiga adalah berturut-

turut line drive dan 4-spot inverted. Pola ini

dikembangkan karena mengikuti pengembangan

permeabilitas.

Pada POD terdahulu, injeksi air dilakukan hanya

pada lapisan 12 yang memiliki cadangan terbesar.

Tetapi kebanyakan sumur pada lapisan 12 masih laik

untuk dilakukan kerja ulang. Oleh karena itu skenario

injeksi air dari studi ini masih dilakukan pada lapisan

12 tetapi hanya 1 pola saja. Sementara untuk pola

kedua dan ketiga dilakukan pada lapisan-lapisan atas.

Sumur pada lapangan X kebanyakan telah beroperasi

di bawah tekanan gelembung. Oleh karena itu, injeksi

air yang dilakukan dimaksudkan untuk menambah

perolehan, bukan untuk program pressure

maintanance.

Perbandingan POD terdahulu dengan usulan dari

studi kali ini untuk skenario injeksi air dapat dilihat

pada Tabel 4. Sementara perbandingan POD untuk

keseluruhan skenario berikut kombinasinya

ditampilkan pada Tabel 5. Peningkatan RF masing-

masing skenario dapat dilihat pada Gambar 8.

Tabel 4. Perbanding skenario WF POD terdahulu dan

POD revisi

Parameter POD

terdahulu

POD

sekarang

jumlah sumur tambahan 3 2

jumlah sumur workover 12 12

jumlah air injeksi per

hari

15000

bbl 700 bbl

recovery hingga Mei

2030 2.77% 5.13%

Tabel 5. Perbandingan hasil POD revisi dengan POD

sebelumnya

Skenario ∆RF (%) dari base case

POD dahulu POD revisi

WO 3.28 4.68

IF 3.41 5.8

WF 2.77 5.13

WO + WF 4.25 6.94

IF + WF 6.25 6.85

WO+WF+IF 7.2 7.65

Gambar 8. Prediksi perolehan minyak pada POD

usulan

Dapat dilihat bahwa studi ini dapat menghasilkan

perolehan yang lebih besar 2.36%, yaitu dari 2.77%

ke 5.13% dan justru mengunakan laju yang jauh lebih

kecil. Hal ini adalah suatu keunggulan (penemuan

baru) dari metode ini yang lebih memilih satu pola

injeksi dengan demikian hanya memerlukan jauh

lebih kecil laju injeksi.

Perlu diketahui juga bahwa laju injeksi pada POD

sebelmnya sebesar 15.000 BWPD adalah berdasarkan

laju injeksi yang dipergunakan saat ini. Selanjutnya,

kemanfaatan dari hasil ini jelas akan berdampak pada

desain pompa injeksi yang jauh lebih kecil tentunya

dengan pengoperasian yang lebih mudah.

VI. NILAI KEMANFAATAN DIRI Selama ini dalam melakukan praktek rutin simulasi

reservoir kebanyakan berdasarkan pengalaman atau

engineering judgement. Investigasi mendalam

mengapa dilakukan keputusan-keputusan tertentu

saat melakukan simulasi reservoir dan

mendokumentasikannya dalam suatu metode belum

penulis temukan dalam literature-literatur. Harapan

kami dengan tilisan ini bagi para pemula dapat

menggunakannya sebagai referensi dan para pakar

dapat mengkritisinya untuk dapat dihasilkan suatu

bagi metode yang jauh lebih lebih sempurna.

Evalusai menyeluruh terhadap peta porositas,

permeabilitas, saturasi minyak, oil/unit area dan

tekanan dan memplotnya terhadap kumulatif

produksi masing-masing sumur dapat menghasilkan

scenario pengembangan dengan kerja ulang dan atau

infill drilling yang lebih tepat.


40

Skenario injeksi air adalah scenario yang dapat

dilakukan apabila sudah dioptimalkan scenario kerja

ulang. Sehingga dapat memaksimalkan hasil injeksi

air dan sekaligus menghemat seperti dalam kasus

studi yang hanya memerlukan 1 pola injeksi dengan

laju injeksi yang jauh lebih kecil dari sebelumnya.

Walaupun demikian, dalam scenario injeksi air tetap

memperhatikan factor-faktor tenaga dorong yang

dalam hal ini adalah edge water drive dan

ketersediaan sumur yang ada sebagai sumur injeksi.

VII. KESIMPULAN 1. Metode evaluasi yang dihasilkan dari studi ini

mengkoreksi Rencana Pengembangan Lapangan

sebelumnya dan mampu meningkatkan

pertambahan perolehan minyak yang cukup

signifikan.

2. Parameter yang paling utama dievaluasi adalah

oil/unit area, tekanan, dan letak geologikal

sumur.

3. Pemilihan pola injeksi pada injeksi air ditentukan

oleh ketersediaan sumur, arah pengembangan

permeabilitas, dan bentuk struktur lapisan.

4. Infill drilling merupakan skenario terbaik yang

memberikan penambahan perolehan paling besar

yaitu sebesar 5.8%.

5. Skenario injeksi air pada Rencana

Pengembangan Lapangan (POD) sebelumnya

telah dikoreksi menjadi satu pola injeksi dan

menggunakan laju injeksi yang jauh lebih kecil,

yaitu dari semula 15.000 BWPD menjadi 700

BWPD, namun dapat diperoleh kenaikan faktor

perolehan sebesar 5.13%.

DAFTAR PUSTAKA 1. Ahmed, U., 2004. Brownfield Schlumberger

White Paper, Oilfield Marketing Communication

Houston.

2. Aziz, K. and Settari, A., 1979. Petroleum

Reservoir Simulation, London : Applied Science

Publishers LTD.

3. Fanchi, J.R., 2002. Shared Earth Modeling :

Methodologies for Integrated Reservoir

Simulations. USA: Elsevier Science.

4. Mattax, C. Calvin, Robert, L. and Dalton, 1990.

Reservoir Simulation Monograph Volume 13

SPE Henry L. Doherti Series : USA.

5. Willhite, G. P., 1986. Waterflooding SPE

Textbook Series Vol. 3, USA.

DAFTAR SIMBOL RF = recovery factor (faktor perolehan)

∆RF = penambahan RF

WF = water flooding (injeksi air)

WO = work over (kerja ulang)

IF = infill drilling (penambahan sumur

baru)

Np = produksi kumulatif

So = saturasi minyak

φ = porositas

h = tebal bersih formasi minyak

jurnal referensi

Documents

Transcript of jurnal referensi