Responsi PSR Kelompok 9 Paper
-
Upload
reza-anggoro-putro -
Category
Documents
-
view
259 -
download
13
Transcript of Responsi PSR Kelompok 9 Paper
RESPONSI PRAKTIKUM PERMODELAN SIMULASI RESERVOIR 2011
“Paper ini diajukan untuk memenuhi persyaratan untuk mengikuti responsi Praktikum Pemodelan Simulasi Reservoir 2011”
Disusun Oleh : Kelompok 12
1. Reza Ariawan (113080003)2. Rendi Putro Wibowo (113080004)3. Rio Bagus Ismoyo (113080005)4. Rio Alfadilla (113080032)5. Richard Latumanusaite (113080035)6. Romualdo Paulus D (113080055)7. Reza Kurniawan (113080096)8. Rhindani Jaya Wardhani (113080104)9. Riyan Alfredi (113080111)10. Rudi Setiadi (113080xxx)
LABORATORIUM PEMODELAN SIMULASI RESERVOIR
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA
2011
ABSTRAK
Lapangan Cendrawasih merupakan lapangan yang terletak di kawasan barat
laut kota Palembang, kurang lebih berjarak 70 km dari kota Palembang. Lapangan
ini diproduksikan dari Formasi Talang Akar dan mempunyai indikasi sebagai
lapangan yang produktif. Dengan perhitungan OOIP secara volumetric sebesar
33.96 MMBBO.
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS-Perusahaan), merencanakan
pengembangan dari lapangan ini selama 20 tahun dengan tujuan akhir dari
rencana pengembangan lapangan ini adalah mencari Recovery Factor sebesar-
besarnya tanpa mempertimbangkan sisi keekonomian. Akan tetapi,
pengembangan Lapangan Cendrawasih diharapkan sesuai dengan drive
mechanism dari reservoir ini, yang justifikasinya didapat dari hasil simulasi
reservoir.
1. TINJAUAN LAPANGAN
Lapangan Cendrawasih merupakan lapangan yang terletak di kawasan
Palembang di sebelah barat laut kota Palembang, kurang lebih berjarak 70 km.
Lapangan ini pertama kali di bor pada sumur “A” dengan kedalaman 4568 ft pada
tanggal 5 Mei 2006 dan mulai dilakukan tes produksi pada tanggal 1 Juni 2006
sampai tanggal 1 Maret 2009. Lapangan ini diproduksikan dari Talang Akar
Formation dan terindikasi sebagai lapangan yang produktif. Dengan perhitungan
OOIP secara volumetric sebesar 33.96 MMBBO.
2. Dasar Teori
2.1. Stratigrafi Regional
Sub Cekungan Jambi merupakan bagian Cekungan Sumatra Selatan yang
merupakan cekungan belakang busur (back arc basin) berumur Tersier yang
terbentuk sebagai akibat tumbukan antara Sundaland dan Lempeng Hindia. Secara
Geografis Sub Cekungan Jambi dibatasi oleh Pegunungan Tiga puluh di sebelah
utara, Tinggian Lampung di bagian selatan, Paparan Sunda di sebelah timur, dan
Bukit Barisan di sebelah barat.
Tatanan stratigrafi Sub Cekungan Jambi pada dasarnya terdiri dari satu
siklus besar sedimentasi dimulai dari fase transgresi pada awal siklus dan fase
regresi pada akhir silkusnya. Secara detail siklus ini dimulai oleh siklus non marin
yaitu dengan diendapkannya Formasi Lahat pada Oligosen Awal dan kemudian
diikuti oleh Formasi Talang Akar yang diendapkan secara tidak selaras di atasnya.
Menurut Adiwidjaja dan De Coster (1973), Formasi Talang Akar merupakan
suatu endapan kipas alluvial dan endapan sungai teranyam (braided stream
deposit) yang mengisi suatu cekungan. Fase transgresi terus berlangsung hingga
Miosen Awal dimana pada kala ini berkembang Batuan karbonat yang diendapkan
pada lingkungan back reef, fore reef, dan intertidal (Formasi Batu Raja) pada
bagian atas Formasi Talang Akar. Fase Transgresi maksimum ditunjukkan dengan
diendapkannya Formasi Gumai bagian bawah secara selaras di atas Formasi
Baturaja yang terdiri dari Batu serpih laut dalam.
Fase regresi dimulai dengan diendapkannya Formasi Gumai bagian atas
dan diikuti oleh pengendapkan Formasi Air Benakat yang didominasi oleh litologi
Batu pasir pada lingkungan pantai dan delta. Formasi Air Benakat diendapkan
secara selaras di atas Formasi Gumai. Pada Pliosen Awal, laut menjadi semakin
dangkal dimana lingkungan pengendapan berubah menjadi laut dangkal, paludal,
dataran delta dan non marin yang dicirikan oleh perselingan antara batu pasir dan
batu lempung dengan sisipan berupa batubara (Formasi Muara Enim). Tipe
pengendapan ini berlangsung hingga Pliosen Akhir dimana diendapkannya lapisan
batu pasir tufaan, pumice dan konglemerat.
Formasi Lahat.
Formasi Lahat diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar,
merupakan lapisan dengan tebal 200 m - 3350 m yang terdiri dari konglemerat,
tufa, breksi vulkanik andesitik, endapan lahar, aliran lava dan batupasir kuarsa.
Formasi ini memiliki 3 anggota, yaitu :
Anggota Tuf Kikim Bawah, terdiri dari tuf andesitik, breksi dan lapisan lava.
Ketebalan anggota ini bervariasi, antara 0 - 800 m. Anggota Batupasir Kuarsa,
diendapkan secara selaras di atas anggota pertama. Terdiri dari konglomerat dan
batupasir berstruktur crossbedding. Butiran didominasi oleh kuarsa. Anggota Tuf
Kikim Atas, diendapkan secara selaras dan bergradual di atas Anggota Batupasir
Kuarsa. Terdiri dari tuf dan batul mpung tufan berselingan dengan endapan mirip
lahar. Formasi Lahat berumur Paleosen hingga Oligosen Awal.
Formasi Talang Akar
Formasi Talang Akar pada Sub Cekungan Jambi terdiri dari batu lanau, batu
pasir dan sisipan batubara yang diendapkan pada lingkungan laut dangkal hingga
transisi. Menurut Pulunggono, 1976, Formasi Talang Akar berumur Oligosen
Akhir hingga Miosen Awal dan diendapkan secara selaras di atas Formasi Lahat.
Bagian bawah formasi ini terdiri dari batu pasir kasar, serpih dan sisipan batubara.
Sedangkan di bagian atasnya berupa perselingan antara batupasir dan serpih.
Ketebalan Formasi Talang Akar berkisar antara 400 m – 850 m.
Formasi Talang Akar terbentuk di Cekungan Sumatera Tenggara (Sunda-Asri,
SES Basin) dan Cekungan Jawa Barat Utara/NWJ Basin yang merupakan back
arc basin pada kondisi lingkungan darat-transisi yaitu fluvial-lakustrin dan delta-
tidal-marginal marine. Sumber sedimen terutama berasal dari paparan sunda yang
merupakan bagian kerak benua asia bagian tenggara.
Pada formasi ini reservoar produktif terdiri atas batu pasir fluvial, distributary
channeltidal bar, dan batupasir marginal marine-bar. Reservoar fluvial merupakan
reservoir yang paling tebal dan memiliki kualitas paling bagus, karena
porositasnya besar/berbutir kasar, tebal, dan pelamparannya luas. Reservoir
distributary channel umumnya lebih tipis dengan penyebaran terbatas dan
permeabilitas lebih rendah karena ukuran butir lebih halus dan meningkatnya
heterogenitas butir, serta interbeding dengan mudstone. Batu pasir marginal
marine, relatif tipis meskipun pelamparannya luas, merupakan reservoir dengan
kualitas paling rendah karena ukuran butir yang halus, banyak bioturbasi, dan
overprint oleh pembentukan soil (pedogenic). Secara umum formasi tersusun
secara retrogresif sebagai respon regresi regional di bagian selatan paparan sunda.
Berdasar data log dan core yang diperoleh dari beberapa sumur di cekungan
Sunda- Asri dan Cekungan Jawa Barat Utara dapat diinterpretasikan lingkungan
dan proses pengendapan pada cekungan beserta aspek fisik dan biologisnya.
Formasi Baturaja
Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Talang Akar dengan
ketebalan antara 200 sampai 250 m. Litologi terdiri dari batu gamping, batu
gamping terumbu, batu gamping pasiran, batu gamping serpihan, serpih
gampingan dan napal kaya foraminifera, moluska dan koral. Formasi ini
diendapkan pada lingkungan litoral-neritik dan berumur Miosen Awal.
Formasi Gumai
Formasi Gumai diendapkan secara selaras di atas Formasi Baturaja dimana
formasi ini menandai terjadinya transgresi maksimum di Cekungan Sumatera
Selatan. Bagian bawah formasi ini terdiri dari serpih gampingan dengan sisipan
batu gamping, napal dan batu lanau. Sedangkan di bagian atasnya berupa
perselingan antara batu pasir dan serpih. Ketebalan formasi ini secara umum
bervariasi antara 150 m - 2200 m dan diendapkan pada lingkungan laut dalam.
Formasi Gumai berumur Miosen Awal-Miosen Tengah.
Formasi Air Benakat
Formasi Air Benakat diendapkan secara selaras di atas Formasi Gumai dan
merupakan awal terjadinya fase regresi. Formasi ini terdiri dari batu lempung
putih kelabu dengan sisipan batu pasir halus, batupasir abu-abu hitam kebiruan,
glaukonitan setempat mengan dung lignit dan di bagian atas mengandung tufaan
sedangkan bagian tengah kaya akan fosil foraminifera. Ketebalan Formasi Air
Benakat bervariasi antara 100-1300 m dan berumur Miosen Tengah-Miosen
Akhir. Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut dangkal.
Formasi Muara Enim
Formasi Muara Enim mewakili tahap akhir dari fase regresi tersier. Formasi
ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Air Benakat pada lingkungan laut
dangkal, paludal, dataran delta dan non marin. Ketebalan formasi ini 500 –
1000m, terdiri dari batupasir, batulempung , batulanau dan batubara. Batupasir
pada formasi ini dapat mengandung glaukonit dan debris volkanik. Pada formasi
ini terdapat oksida besi berupa konkresi-konkresi dan silisified wood. Sedangkan
batubara yang terdapat pada formasi ini umumnya berupa lignit.
Formasi Muara Enim berumur Miaosen Akhir – Pliosen Awal.
Formasi Kasai
Formasi Kasai diendapkan secara selaras di atas Formasi Muara Enim dengan
ketebalan 850 – 1200 m. Formasi ini terdiri dari batupasir tufan dan tefra riolitik
di bagian bawah. Bagian atas terdiri dari tuf pumice kaya kuarsa, batu pasir,
konglomerat, tuf pasiran dengan lensa rudit mengandung pumice dan tuf berwarna
abu-abu kekuningan, banyak dijumpai sisa tumbuhan dan lapisan tipis. Fasies
pengendapannya adalah fluvial dan alluvial fan. Formasi Kasai berumur Pliosen
Akhir-Plistosen Awal.
Batuan Dasar
Batuan Pra-Tersier atau basement terdiri dari kompleks batuan Paleozoikum
dan batuan Mesozoikum, batuan metamorf, batuan beku dan batuan karbonat.
Batuan Paleozoikum akhir dan batuan Mesozoikum tersingkap dengan baik di
Bukit Barisan, Pegunungan Tigapuluh dan Pegunungan Duabelas berupa batuan
karbonat berumur permian, Granit dan Filit. Batuan dasar yang tersingkap di
Pegunungan Tigapuluh terdiri dari filit yang terlipat kuat berwarna kecoklatan
berumur Permian (Simanjuntak, dkk., 1991). Lebih ke arah Utara tersingkap
Granit yang telah mengalami pelapukan kuat. Warna pelapukan adalah merah
dengan butir-butir kuarsa terlepas akibat pelapukan tersebut. Kontak antara Granit
dan filit tidak teramati karena selain kontak tersebut tertutupi pelapukan yang
kuat, daerah ini juga tertutup hutan yang lebat.Menurut Simanjuntak, et.al (1991)
umur Granit adalah Jura. Hal ini berarti Granit mengintrusi batuan filit.
Sedimen Kuarter
Satuan ini merupakan Litologi termuda yang tidak terpengaruh oleh
orogenesa Plio-Plistosen. Golongan ini diendapkan secara tidak selaras di atas
formasi yang lebih tua yang teridi dari batupasir, fragmen-fragmen konglemerat
berukuran kerikil hingga bongkah, hadir batuan volkanik andesitik-basaltik
berwarna gelap.
2.2 Petroleum System Lapangan Cendrawasih
Batuan Sumber (Source Rock)
Terdapat tiga tipe penting batuan sumber pada cekungan jambi, yaitu: serpih
rawa (lacustrine shales) pada tipe ini sebagian besar cenderung
menghasilkan minyak (mainly oilprone), batubara-batubara dan serpih-serpih
yang berasal dari delta (fluvio deltaic coals and shales) pada tipe ini cenderung
menghasilkan minyak dan gas (oil and gasprone),batu lempung - batu lempung
laut (marine claystones) pada tipe ini cenderung banyak terdapat bakteri gas
(bacterial gas). Studi-studi geokimia dari minyak-minyak mentah menemukan
pada lapangan-lapangan di darat (onshore Java fields) dan lapangan-lapangan di
laut(offshore Arjuna fields) menunjukkan batuan sumber paling utama terdapat
pada tipe batubara-batubara (coals) dan serpih-serpih (shales) yang berasal dari
delta (fluvio-deltaic) pada Formasi Talang Akar BagianAtas (Bishop, 2000).
Batuan sumber pada cekungan Jawa Barat Utara berasal dari Formasi Talang
Akar yang terendapkan pada lingkungan delta dengan hasil pengendapan berupa
batubara dan serpih (shale).
Migrasi ( Migration )
Jalur Migrasi (Migration Pathways) Jalur migrasi pada cekungan Jambi Utara
berasal dari tujuh system yang berada pada bagiandarat (onshore) dan bagian
lepas pantai (offshore). Ketujuh sistem tersebut adalah sistem Jatibarang,
sistemCipunegara/E-15, sistem Pasir Bungur, sistem Kepuh, sistem Ciputatsistem
Arjuna Selatan,dan sistem Arjuna Tengah. Batuan-batuan sumber Talang Akar
merupakan batuan sumber yangpenting dan berbagaireservoir secara horizontal
diisi dari sumber Talang Akar (Noble dkk,1997).
Batuan Reservoir ( Reservoir Rocks )
Semua formasi yang ada di cekungan Jambi Utara mulai dari Formasi Talang akar
sampai Formasi Parigi mempunyai interval lapisan yang bagusuntuk menjadi
batuan reservoir.
Tipe-tipe Perangkap ( Trap Styles )
Model struktur dan mekanisme perangkap sangat mirip di semua system
petroleum cekungan Jambi Utara. Struktur utama mencirikan kubah antiklin yang
lebar dan perangkap pembelokan (tiltedfault block traps). Karbonat tumbuh
(carbonat buildups) dalam Formasi Batu Raja, interval Main, dan interval Parigi
juga menjadi perangkap-perangkap yang bagus. Perangkap stratigrafi juga
ditemukan ketika bagian pasir menumpang (on lap) dan dasar dari
batuan dasar tinggi (drape basementhighs).Perangkap-perangkap itu terbatas
pada Interval Talang Akar. Walaupun stratigrafi pinchoutsdari bagian reservoir
juga ditemukan (Noble dkk,1997)
2.3. Data Peta Geologi
Data peta geologi yang tersedia adalah berupa data Top structure map,
Bottom structure map, Net to gross map, Isoporosity map dan Isopermeability
map.
3. PERSIAPAN DATA
3.1. Deskripsi Reservoir
Reservoir lapangan cendrawasih terletak pada onshore di kawasan
Palembang di sebalah barat laut kota Palembang dengan target reservoir pada
formasi Talang Akar. Analisa cadangan berdasarkan metode volumetrik pada
lapangan Cendrawasih mempunyai total Original Oil In Place (OOIP) sebesar
33962708 STB.
3.2. Data Special Core Analysis
Data SCAL ( Special Core Analysis ) pada lapangan Cendrawasih terdiri dari
analisa permeabilitas relative dan analisa tekanan kapiler. Pada analisa
permeabilitas relative meliputi dua system, yaitu water-oil system dan gas-oil
system. Analisa data SCAL ( Special Core Analysis ) sebagai input untuk simulasi
reservoir menggunakan metode normalisasi dan denormalisasi. Tabulasi data
permeabilitas relatif dan tekanan kapiler dapat dilihat pada tabulasi dibawah ini.
Gas/Oil Saturation Fraction vs Liquid
Sl Krg Kro Pc (psia)0.22 1 0 00.3 0.8125 0 00.4 0.5 0 00.5 0.42 0 00.6 0.34 0 00.7 0.24 0.02 00.8 0.1 0.1 00.9 0.022 0.33 00.96 0 0.6 0
1 0 1 0
Water/Oil Saturation FractionSw Krw Kro Pc (psia)
0.175 0 1 11.50.214 0.001108 0.772 6.10.253 0.004 0.6 3.350.291 0.01 0.461 2.060.33 0.018 0.37 1.370.369 0.02 0.28 0.940.408 0.033 0.195 0.60.446 0.033 0.144 0.40.485 0.04 0.092 0.340.524 0.06 0.053 0.340.563 0.08 0.04 0.40.601 0.092 0.033 0.30.64 0.111 0.03 0.30.679 0.131 0.018 0.20.718 0.16 0.009 0.20.756 0.195 0.004 0.20.795 0.24 0.002 0.10.834 0.273 0 0.10.873 0.32 0 0.10.911 0.383 0 0.1
1 1 0 0.1
3.3 Data PVT
Data PVT dapat diperoleh berdasarkan separator test, Flash liberation, dan
Differential liberation. Analisa data PVT harus dilakukan sebagai salah satu dari
sumber informasi yang diperlukan untuk mengetahui sifat fluida dalam reservoir.
Data PVT yang disajikan berupa data PVT Minyak, PVT Gas dan PVT Air,
selain itu data PVT lain yang tersedia yaitu data densitas Minyak, densitas Gas
dan densitas Air.
OIL PVT PropertiesPressure Rs Bo μo
psi Mscf/STB RB/STB cp200 0.035 1.095 1.38400 0.072 1.109 1.27600 0.105 1.12 1.2800 0.138 1.129 1.15941 0.168 1.136 1.131500 1.13 1.22000 1.124 1.5
Gas PVT PropertiesPressure Bg μg
psi rb/Mscf Cp400 42.33 0.0132600 28.3 0.0136800 21.2 0.014
Water PVT PropertiesPref (psi) 941Bw (RB/STB) 1.03149Cw (1/Psi) 4.98E-05vis water (cp) 0.25959
Others: Oil Density : 53.133 lb/ft3
Gas Density : 0.0555 lb/ft3
Water Density : 64.12 lb/ft3
4. SIMULASI RESERVOIR
Tujuan utama dari studi simulasi reservoir adalah untuk memprediksi
kinerja reservoir dimasa yang akan datang dan mencari strategi pengembangan
lapangan sehingga diperoleh peningkatan perolehan minyak dari serervoir
dipelajari dapat ditingkatkan.
Simulasi reservoir dengan menggunakan bantuan perangkat komputer
memungkinkan dilakukannya studi yang lebih rinci dengan cara membagi
reservoir kedalam sejumlah grid dan menerapkan persamaan numeric untuk aliran
didalam media berpori di tiap grid. Program computer digital yang digunakan
untuk melakukan perhitungan yang diperlukan dalam studi pemodelan disebut
sebagai model komputer. Software/perangkat lunak yang digunakan pada simulasi
ini adalah ECLIPSE black oil.
Secara keseluruhan tahapan simulasi reservoir yaitu : persiapan data,
inisialisasi, history matching, peramalan dan analisa.
Setelah tahapan simulasi dilakukan, maka selanjutnya dilakukan strategi
pengembangan lapangan yang optimum dan ekonomis berdasarkan besarnya
Recovery Factor yang optimum.
Data Reservoir
Data reservoir yang akan di input kedalam simulator meliputi, data SCAL
dan data PVT.
Data Produksi
Data produksi yang akan di input kedalam simulator meliputi,data
produksi dari 7 sumur produksi.
Data Tekanan
Data tekanan yang di input kedalam simulator meliputi tekanan awal
reservoir, dan tekanan kapiler.
4.1. Inisialisasi
Dalam tahap inisialisasi dapat dilihat kondisi awal model reservoir seperti
Depth Structure, Isopermeability, Isoporosity, Saturasi minyak awal, Saturasi air
awal dan tekanan reservoir awal. Dalam model simulasi diperoleh OOIP
lapangan Cendrawasih sebesar 33957944 STB.
Tabel memperlihatkan perbandingan antara OOIP hasil simulasi dengan
data geologi volumetrik.
Hasil Inisialisasi Volumetrik dan Simulasi Lapangan Cendrawasih
Lapangan OOIP (STB)
Cendrawasi
h
Volumetrik Simulasi Perbedaan
33962708
339
58933 0.011%
4.2. History Matching
Tahapan ini merupakan tahapan penyelarasan data produksi lapangan
Cendrawasih berdasarkan waktu produksi masing – masing sumur. Tahapan ini
dilakukan untuk validasi data sejarah produksi sumuran dengan perhitrungan
simulator. Berikut ini merupakan grafik history matching antara report data
lapangan dan perhitungan simulator.
History Matching Lapangan Cendrawasih
4.3. Prediksi (Forecast)
Prediksi atau peramalan (forecast) merupakan tahap akhir dalam melakukan
simulasi reservoir setelah history matching selesai. Tahapan ini bertujuan untuk
mengetahui atau melihat perilaku reservoir yang disimulasi pada masa yang akan
dating berdasarkan kondisi yang diharapkan. Dalam hal ini dilakukan production
run sampai dengan Maret 2029 (20 tahun). Pada tahap produksi ini juga dilakukan
berbagai alternative scenario pengembangan yang bertujuan diperoleh scenario
pengembangan yang optimum.
Skenario prediksi Lapangan Cendrawasih ini berdasarkan berbagai
pertimbangan, yaitu factor perolehan, distribusi saturasi minyak, distribusi
saturasi air, porositas, permeabilitas, tekanan serta metode pengangkatan yang
akan dipergunakan.
5. SKENARIO PENGEMBANGAN
Pengembangan lapangan Cendrawasih perlu dilakukan untuk mendapatkan
kumulatif produksi yang sebesar-besarnya dan memberi keuntungan berdasarkan
analisa keteknikan sehingga perlu dilakukan pemilihan skenario pengembangan
yang sesuai pada lapangan Cendrawasih dan dapat memberikan hasil yang
diharapkan.
Skenario Pengembangan Lapangan Cendrawasih
Skenari
o Keterangan
I Sumur Eksplorasi Dibuka Menjadi Sumur Produksi
II Skenario I + Infill 6 Sumur Produksi
III Skenario II + Infill 4 Sumur Injeksi
IV
Skenario III + Perubahan 1 sumur produksi menjadi sumur
injeksi
Skenario I
Skenario I adalah Sumur Eksplorasi Dibuka Menjadi Sumur Produksi.
Pada skenario I dengan membuka sumur eksplorasi menjadi sumur produksi
memberikan kumulatif produksi sebesar 7037919 STB dengan perolehan (
Recovery Factor ) 20.72 %.
Skenario II
Skenario II adalah infill drilling sebanyak empat sumur. Pada skenario II
dengan menambah sumur infill sebanyak empat sumur memberikan kumulatif
produksi sebesar 7157964 STB dengan perolehan ( Recovery Factor ) 21.07
%.
Skenario III
Skenario III adalah Skenario II + infill drilling sebanyak tiga sumur. Pada
skenario III yaitu Skenario II + sumur infill sebanyak tiga sumur memberikan
kumulatif produksi sebesar 9414940 STB dengan perolehan ( Recovery
Factor) 27.72 %.
Skenario IV
Skenario IV adalah skenario III + Injeksi Air sebagai Pressure
Mantanance . Pada skenario IV dengan menerapkan skenario III + Injeksi Air
pada zona air sebagai pressure mantanance memberikan kumulatif produksi
sebesar 10188957 STB dengan perolehan ( Recovery Factor ) 30 %.
Prediksi RF Berdasarkan Skenario PengembanganSkenario Prediksi ( RF, % )
I 20.72 %II 21.07 %III 27.72 %IV 30 %
6. HASIL ANALISA
Pada pengembangan lapangan Cendrawasih ini kami mencoba
menerapkan empat skenario yang berbeda-beda untuk menentukan jenis metode
pengembangan yang akan kita terapkan dalam pelaksanaan pengembangan
lapangan Cendrawasih, pemilihan skenario yang akan diterapkan yaitu
berdasarkan aspek keteknikan dengan memperhatikan total Ultimate Recovery
dari lapangan tersebut serta besarnya perolehan ( Recovery Factor ) tanpa
memperhatikan aspek keekonomiannya. Dari skenario yang dicoba, dipilih
scenario dengan harga UR dan RF yang besar sebagai metode pengembangan
yang akan digunakan dalam pengembangan lapangan Cendrawasih.
Skenario I adalah Sumur Eksplorasi Dibuka Menjadi Sumur Produksi.
Pada skenario I dengan membuka sumur eksplorasi menjadi sumur produksi
memberikan kumulatif produksi sebesar 7037919 STB dengan perolehan (
Recovery Factor ) 20.72 %. Skenario II adalah infill drilling sebanyak empat
sumur. Pada skenario II dengan menambah sumur infill sebanyak empat sumur
memberikan kumulatif produksi sebesar 7157964 STB dengan perolehan (
Recovery Factor ) 21.07 %. Skenario III adalah Skenario II + infill drilling
sebanyak tiga sumur. Pada skenario III yaitu Skenario II + sumur infill sebanyak
tiga sumur memberikan kumulatif produksi sebesar 9414940 STB dengan
perolehan ( Recovery Factor) 27.72 %. Skenario IV adalah skenario III + Injeksi
Air sebagai Pressure Maintenance. Pada skenario IV dengan menerapkan skenario
III + Injeksi Air pada zona air sebagai pressure mantanance memberikan
kumulatif produksi sebesar 10188957 STB dengan perolehan ( Recovery Factor )
30 %.
Berdasarkan hasil running skenario tersebut diatas, maka bisa kami
simpulkan bahwa skenario yang akan kami terapkan sebagai metode
pengembangan lapangan Cendrawasih adalah Skenario IV yaitu skenario III +
Injeksi Air sebagai Pressure Maintenance. Sebelum dilakukan injeksi air sebagai
pressure maintenance, terlebih dahulu dilakukan infill drilling untuk
memaksimalkan pengurasan dari reservoir tersebut, yaitu dengan menambahkan
sumur infill. Setelah dilakukan penginjeksian air ke dalam zona air ( Water Zone )
terjadi peningkatan perolehan yang cukup besar yaitu mencapai 30 %.
Banyaknya sumur injeksi yang kami terapkan yaitu sebanyak 5 sumur
injeksi dengan pola tidak teratur dimana jarak atau spasi dari sumur-sumur injeksi
tersebut tidak beraturan. Sumur injeksi berada mengelilingi sumur produksi,
dengan jumlah sumur produksi sebanyak 6 sumur. Penginjeksian air ke dalam
zona air ( Water Zone ) bertujuan untuk mempertahankan tekanan reservoir agar
tidak mengalami penurunan tekanan secara drastis yang akan mengakibatkan
tekanan reservoir tidak mampu lagi mendorong fluida ke permukaan. Dengan
adanya bantuan injeksi air, maka tekanan reservoir tidak akan mengalami
penurunan secara drastis sehingga bisa mendorong minyak ke permukaan dan
pada akhirnya akan meningkatkan kumulatif produksi dan perolehan minyak
(Recovery Factor).
Hasil analisa proses pemboran, adapun hal-hal yang perlu diperhatikan
dalam pelaksanaan proses pemboran sumur infill dan sumur injeksi adalah:
lumpur pemboran yang akan digunakan dalam proses pemboran yang meliputi
jenis lumpur dan densitas lumpur, jenis semen, ukuran casing yang digunakan
mulai dari conductor casing, surface casing, intermediate casing dan production
casing. Selain itu juga kita menentukan jenis bit yang akan digunakan dalam
proses pemboran baik pemboran sumur infill maupun sumur injeksi.
HOLE CASING GRADE SETTING POINT (Ft)
CEMENTED (Ft)
CEMENT VOLUME(Gal)
CEMENT DENSITY
ADDITIVE
24” 24” K-55 200 - - - -
20” 16” K-55 1500 Up To Surface 844.835 15.8 Accelerator
14.75” 11.875” K-55 4440 Up To 1000
940.1 15.8
Retarder (CMHEC)+NaCl/Bentonite
10.625” 9.625” K-55 4590 4590 – 4000
27.72 15.8
Retarder (CMHEC)+NaCl/Bentonite
Mud Program :
1. Trayek Konduktor : 200 Ft
Tidak menggunakan lumpur pemboran , karena menggunakan
metode penumbukan
2. Trayek Surface : 200 - 1500 ft
Inhibited Mud + Oil Base Mud
Density : 13.48 – 9.3 ppg
Oil Base Mud : Oil + Geltone + Barite
Inhibited Mud : Oil in Water Emulsion + Bentonite + Barite
3. Trayek Intermediate : 1500 - 4440 ft
Oil Base Mud
Density : 9.3 – 8.9 ppg
Oil base Mud : Oil + Geltone + Barite + NaOH
4. Trayek Production :4440 - 4590 ft
Oil Base Mud
Density : 8.89 – 8.88 ppg
Oil base Mud : Oil + Geltone + Barite + NaOH
Setelah dilakukan penentuan analisa pemboran, selanjutnya adalah analisa
produksi, yaitu penentuan ukuran tubing yang menghasilkan laju alir optimum.
Ukuran tubing yang digunakan yaitu tubing ukuran 4 in dengan laju alir optimum
sebesar 3453,71 STB/D.
IPR & Tubing Intake
7. KESIMPULAN
1. Simulasi reservoir adalah pembuatan model fisik maupun numerik di
mana model yang dibuat ini diusahakan semirip mungkin dengan
reservoir yang sebenarnya.
2. Tujuan utama dari studi simulasi reservoir adalah untuk memprediksi
kinerja reservoir dimasa yang akan datang dan mencari strategi
pengembangan lapangan sehingga diperoleh peningkatan perolehan
minyak dari reservoir dipelajari dapat ditingkatkan.
3. Mekanisme pendorong yang bekerja pada reservoir ini adalah
Combination Drive.
4. Hasil inisialisasi :
5. Skenario pengembangan yang sesuai pada lapangan Cendrawasih
Skenario Pengembangan Lapangan Cendrawasih
Skenario Keterangan
I Sumur Eksplorasi Dibuka Menjadi Sumur Produksi
II Skenario I + Infill 6 Sumur Produksi
III Skenario II + Infill 4 Sumur Injeksi
IV
Skenario III + Perubahan 1 sumur produksi menjadi
sumur injeksi
Prediksi RF Berdasarkan Skenario PengembanganSkenario Prediksi ( RF, % )
I 20.72 %II 21.07 %III 27.72 %IV 30 %
6. Skenario pengembangan yang dipilih adalah skenario 4 dengan metode
pengembangan infill drilling + injeksi air sebagai pressure maintanance.
7. Aspek pemboran yang perlu diperhatikan :
Desain casing, desain semen, desain lumpur pemboran, dan desain bit.
8. Ukuran tubing yang digunakan yaitu tubing ukuran 4 in dengan laju alir
optimum sebesar 3453,71 STB/D.
Lapangan OOIP (STB)
Cendrawasi
h
Volumetrik Simulasi Perbedaan
33962708
33
958933 0.011%
8. REKOMENDASI
Berdasarkan hasil running skenario tersebut diatas, maka bisa kami
simpulkan bahwa skenario yang akan kami rekomendasikan sebagai metode
pengembangan lapangan Cendrawasih adalah Skenario IV yaitu skenario III +
Injeksi Air sebagai Pressure Mantanance memberikan kumulatif produksi sebesar
10188957 STB dengan perolehan ( Recovery Factor ) 30 %.