MENGOPTIMALKAN PEROLEHAN MINYAK PADA LAHAN …

1

1. Mengoptimalkan Perolehan Minyak pada Lahan TerbatasMenggunakan Sumur Berarah dan Pendesakan Air (Usman dan Arie Haans)

MENGOPTIMALKAN PEROLEHAN MINYAK PADA LAHAN TERBATAS MENGGUNAKAN SUMUR BERARAH DAN

PENDESAKAN AIR

(Optimizing Oil Recovery on Limited Land Area using Directional Wells and Waterfl ooding )

Usman dan Arie Haans

Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS”Jl. Ciledug Raya Kav.109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan

Telepon: +62-21-7394422, Fax.: +62-21-7246150 E-mail: [email protected]; [email protected]

Teregistrasi I tanggal 20 Februari 2017; Diterima setelah perbaikan tanggal 29 Maret 2017;

Disetujui terbit tanggal: 28 April 2017

ABSTRAK

Makalah ini membahas studi kasus sebuah lapangan minyak yang memerlukan pengembangan tahap lanjut untuk optimisasi faktor perolehan namun terkendala oleh ketersedian lahan. Letak lapangan minyak tumpang tindih dengan konsesi batubara. Studi ini bertujuan menentukan skenario pengembangan lapangan tahap lanjut sehingga faktor perolehan minyak optimal dan pada saat yang sama produksi batubara juga optimal. Berdasarkan rencana operasi penambangan serta geologi area tumpang tindih, sumur-sumur pengembangan yang terdiri atas sumur produksi dan injeksi berarah diletakkan dalam satu kluster pada area antiklin radius 500 meter. Lokasi sumur aktif juga terletak dalam kluster ini. Metode simulasi reservoir digunakan untuk evaluasi berbagai skenario pengembangan lapangan. Model simulasi reservoir divalidasi dengan metode kesetimbangan materi dan penyelarasan dengan data produksi. Skenario yang menghasilkan faktor perolehan minyak paling optimal adalah dengan menggunakan lima sumur produksi eksisting, satu sumur injeksi eksisting, empat sumur produksi, dan satu sumur injeksi tambahan. Sumur-sumur tambahan didesain sebagai sumur berarah. Faktor perolehan minyak yang diperoleh sebesar 23.7% atau mengalami kenaikan 6.7% dibandingkan faktor perolehan pada akhir penyelarasan. Pendekatan yang dikembangkan dalam studi kasus ini dapat menjadi model dalam optimasi perolehan minyak dan gas bumi pada wilayah kerja tumpang tindih.

Kata Kunci: faktor perolehan minyak, sumur berarah, pendesakan air, simulasi reservoir, kluster sumur

ABSTRACT

This paper presents a case study of an oil fi eld that requires further development to optimize the oil recovery factor on limited land area. The oil fi eld location overlaps with coal concessions. This study aims to defi ne a further development scenario to optimize the oil recovery factor and at the same time allow the coal to be mined optimally. Based on the mining operations plan and the geological of overlapping area, the directional development wells for production and injection will be placed in a cluster on the anticline area within radius of 500 meters, in which the active wells are situated. Reservoir simulation method is applied to evaluate various further development scenarios. Reservoir model used is validated by the material balance method and history matching process. The optimal oil recovery factor resulted by using the existing fi ve production wells, the existing injection well, four additional productions and one additional injection wells. The additional wells are designed as directional wells. The obtained oil recovery factor

LEMBARAN PUBLIKASI MINYAK dan GAS BUMIVol. 51, No. 1, April 2017 : 1 - 7

PUSAT PENELITIAN DAN PENGEMBANGAN TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI LEMIGAS

Journal Homepage: http://www.journal.lemigas.esdm.go.id

2

Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 51 No. 1, April 2017: 1 - 12

is 23.7%, increased 6.7% compared to the recovery factor at the end of history matching. Approach developed in this case study is expected to be a model in optimizing of oil and gas recoveries within an overlapping working area.

Keywords: oil recovery factor, directional well, waterfl ooding, reservoir simulation, cluster well

I. PENDAHULUAN

Tujuan utama pengelolaan suatu lapangan minyak adalah mengoptimalkan faktor perolehan dengan skenario produksi yang optimal. Strategi optimisasi produksi dikontrol oleh karakteristik geologi dan reservoir, tahap pengembangan, serta lingkungan operasi. Karakteristik geologi dan reservoir akan menentukan jenis, jumlah, lokasi, dan teknik komplesi sumur-sumur produksi dan injeksi. Tahapan pengembangan primer, sekunder, dan tersier akan berpengaruh pada pilihan teknologi pengangkatan minyak. Lingkungan operasi di darat atau di laut dan situasi harga minyak dapat berpengaruh terhadap batas keekonomian produksi. Dengan demikian, elemen strategi optimalisasi perolehan dan produksi minyak suatu lapangan sangat spesi k, tergantung pada kondisi masing-masing lapangan.

Makalah ini membahas sebuah studi kasus lapangan minyak yang sudah berproduksi sejak 1977 dan dalam fase pengembangan sekunder dengan pendesakan air. Faktor perolehan minyak berdasarkan data produksi status waktu batas pisah (cut-off date) adalah 17%. Estimasi faktor perolehan tanpa upaya tambahan hingga 22 tahun ke depan sebagai batas akhir kontrak adalah 19%. Untuk mengambil sisa minyak tertinggal di reservoir yang masih relatif besar, diperlukan pengembangan lapangan tahap lanjut. Namun, letak lapangan yang tumpang tindih dengan konsesi batubara menjadi konstrain utama. Pada area tumpang tindih terdapat lapisan batubara dengan ketebalan dapat mencapai 50 m, memiliki kemiringan lapisan antara 30o sampai 50o. Tujuan studi ini adalah menentukan skenario pengembangan lapangan yang dapat mengoptimalkan tingkat produksi minyak dan batubara pada saat yang bersamaan.

Berdasarkan rencana operasi penambangan serta kondisi geologi area tumpang tindih, maka salah satu opsi pengembangan lapangan tahap lanjut adalah mengoptimalkan pengurasan minyak dari area sumur aktif yang terletak pada struktur antiklin. Dengan opsi ini maka ketebalan batubara pada antiklin di luar area sumur aktif dapat ditambang

tanpa menghentikan produksi minyak. Kegiatan penambangan batubara dibatasi sampai jarak 500 meter (m) dari sumur produksi sebagai asumsi jarak aman jika kegiatan pertambangan minyak dan batubara dilakukan bersamaan, dan sumur-sumur yang tidak produksi ditutup. Pilihan teknologi untuk optimasi faktor perolehan minyak pada kondisi lahan yang terbatas adalah menggunakan sumur berarah yang dikombinasikan dengan metode pendesakan air. Aplikasi sumur berarah untuk mengoptimalkan perolehan minyak telah terbukti efektif di daerah rawa, ketersediaan lahan sulit dan mahal untuk membangun landasan sumur atau well pad (Liu dkk. 2016). Kombinasi sumur berarah dan pendesakan air juga telah digunakan untuk meningkatkan e siensi pendesakan minyak dengan injeksi air pada bagian sayap (fl ank) suatu reservoir karbonat (Khan dkk. 2012).

Teknologi pemboran berarah mulai berkembang dalam skala industri tahun 1980-an, dan semakin pesat sejak ditemukan sistem kendali putar (rotary steerable system, RSS) tahun 1997. Laju produksi sumur berarah 2-8 kali sumur vertikal dengan biaya hanya 1.5-3 kali lebih mahal (Ling dkk. 2012). Sumur berarah memiliki keunggulan meningkatkan indeks produktivitas sumur, mencegah gas atau air masuk ke dalam kolom sumur, mengurangi masalah kepasiran, meningkatkan area pengurasan dan mempercepat laju pengurasan, serta mengurangi kebutuhan lahan untuk area pengeboran. Hampir semua cekungan hidrokarbon produktif telah ditembus sumur-sumur berarah, sehingga teknologi ini sudah menjadi suatu kebutuhan standar dalam industri perminyakan. Aplikasi sumur berarah juga telah digunakan untuk optimasi produksi reservoir yang relatif tipis (Chan dkk. 2014) atau reservoir dengan permeabilitas rendah (Clemens dkk. 2015).

Teknologi pendesakan air sudah diterapkan secara komersial sejak tahun 1920-an. Teknologi ini telah diakui industri sebagai metode perolehan minyak yang sangat eknomis dan handal (Alvares dan Sawatzky 2013; Vittoratos dkk. 2014). Pendesakan air yang sukses dapat meningkatkan faktor perolehan minyak dari tipikal 5-25% pada tahap primer menjadi tipikal 45% dari isi awal minyak atau original oil

3


in place (Usman 2015). Hampir setiap lapangan minyak yang tidak mempunyai tenaga dorong air alami telah, sedang, atau dalam pertimbangan untuk menerapkan pendesakan air. Injeksi air akan menaikkan tekanan reservoir mendekati tekanan awal. Perbedaan tekanan antara reservoir dengan lubang sumur menyebabkan air akan bergerak mendesak minyak yang masih tertinggal dalam pori batuan, mendorong ke sumur produksi sehinga laju alir produksi minyak meningkat, yang pada akhirnya meningkatkan perolehan minyak. Proses pendesakan air dalam pori batuan relatif efektif karena umumnya batuan reservoir memiliki sifat kebasahan suka-air atau campuran suka-air dan suka-minyak.

Kombinasi sumur berarah dan pendesakan air untuk mengoptimalkan faktor perolehan minyak dalam studi kausus ini dievaluasi menggunakan simulasi reservoir. Sumur-sumur berarah, produser dan injektor diletakan dalam area antiklin radius 500 m. Di dalam area ini terdapat delapan sumur produser aktif dan satu sumur injektor. Simulasi reservoir pada berbagai skenario pengembangan telah dilakukan untuk mendapatkan skenario yang menghasilkan faktor perolehan minyak maksimal. Pendekatan yang dikembangkan dalam studi kasus ini dapat menjadi model dalam optimalisasi perolehan minyak dan gas bumi pada wilayah kerja tumpang tindih.

II. BAHAN DAN METODE

Studi ini dilakukan dengan sistematika metodologi sebagai berikut. Pertama, survei lapangan untuk mendapatkan peta permukaan area tumpang tindih dan veri kasi lapangan atas rencana penambangan minyak dan batubara. Tahap berikutnya adalah melakukan pengumpulan data bawah permukaan meliputi data geologi dan reservoir serta data produksi lapangan minyak. Selanjutnya, membangun model geologi dan model reservoir serta validasi model. Menetapkan area pengembangan lapangan yang memenuhi aspek lingkungan dan keamanan jika penambangan minyak dan batubara dilakukan bersama. Tahap akhir adalah simulasi berbagai skenario pengambangan lapangan dalam area terbatas untuk mengoptimalkan perolehan minyak dan saat bersamaan produksi batubara bisa optimal.

Validasi model geologi dan reservoir dilakukan menggunakan metode kesetimbangan materi secara volumetris (material balance). Perhitungan volume uida dan prediksi produksi suatu reservoir dengan

metode kesetimbangan materi berdasarkan prinsip perubahan tekanan dan volume uida reservoir. Perubahan ini dapat terjadi antara lain karena pengaruh kompresibilitas uida dan batuan serta berkurangnya volume uida dan penurunan tekanan karena produksi. Persamaan kesetimbangan materi menyatakan bahwa volume reservoir selalu konstan,

Gambar 1Diagram alir proses simulasi reservoar.

Tidak

Data SCAL Data PVT Data Produksi

Ya DistribusiWater

Saturasi

End PointData SCAL

PerformanceProduksi dan

Tekanan

Normalisasi Plot: Pb vsdepth, Bob,

Rs, Sg

BubbleMap

Bob, Rs, S, oAPI@f(datum)

Metode PVT

RekonstruksiSCAL

DistribusiRock Region

DistribusiFluid Region

PVT = f(p,T)

Equilibrium

InputHistory

Matching =Oil rate

InputHistory

Matching =Liquid rate

Key Well

HISTORYMATCHING

PI MATCHING

ProductionConstraint Prediksi

1

Ya

Tidak

Ya

Tidak

Copyright Dadang Rukmana (BPMIGAS)

DistribusiPorositas

DistribusiFacies

INITIALIZATION

MODEL 3D GEOLOGI-RESERVOAR DATA-DATA RESERVOIR DAN PENGOLAHAN1/2

DistribusiPermeabilitas

2

1

Aquifer

Pb =f(depth)Pc = 0

4


atau jumlah perubahan volume uida dalam reservoir adalah sama dengan nol. Dengan kata lain jika terjadi pengurangan volume uida karena produksi maka kekurangan volume ini harus sama dengan penambahan volume uida karena ekspansi, in ux, atau injeksi, dan pengurangan volume pori akibat ekspansi batuan. Penjelasan metode kesetimbangan materi selengkapanya dapat merujuk pada publikasi Ahmed dan McKinney, (2005).

Simulasi reservoir untuk prediksi pro l produksi dan faktor perolehan minyak pada berbagai skenario pengembangan lapangan menggunakan model minyak hitam (black oil model). Dalam model ini, formulasi aliran uida dalam reservoir dinyatakan dengan persamaan konservasi massa komponen air, serta komponen semu minyak dan gas. Model minyak hitam valid untuk sistem uida reservoir yang terdiri atas komponen berat dan ringan (Kozlova dkk. 2015), sesuai kasus dalam studi ini. Proses studi simulasi reservoir secara rinci ditampilkan dalam Gambar 1 (Rukmana dkk. 2012).

III. HASIL DAN DISKUSI

Subbab berikut menguraikan validasi model yang dikembangkan, estimasi isi awal minyak, dan simulasi reservoir dengan berbagai skenario pengembangan lapangan pada suatu kluster.

A. Validasi Model Statik

Model geologi tiga dimensi (3D) tersusun atas peta distribusi parameter statik dan kondisi awal

reservoir, yaitu porositas, permeabilitas, net to gross (NTG), tekanan, dan saturasi uida. Model statik menggunakan ukuran grid Kartesian 25 meter x 25 meter (m) dengan dimensi 48 x 161 x 54 grid blok arah i, j, dan k. Jumlah grid aktif adalah 344,900 sel dari total 417,312 sel. Gambar 2 menunjukkan model distribusi lateral beberapa parameter reservoir. Sebelum digunakan untuk simulasi skenario pengembangan lapangan, model yang sudah dibangun ini perlu divalidasi dengan cara membandingkan isi awal minyak hasil perhitungan model dengan hasil metode kesetimbangan materi. Perhitungan kesetimbangan materi memerlukan data input kumulatif produksi minyak versus tekanan, kumulatif injeksi air, dan sifat-sifat uida fungsi tekanan pada temperatur reservoir. Tekanan dan temperatur awal reservoir adalah 1835 psi dan 136oF. Saturasi air sisa atau connate water saturation (Swc) diambil dari data special core analysis (SCAL) sumur yaitu 39%. Sedangkan porositas rata-rata sebesar 18%. Produksi gas dan air yang relatif rendah menunjukkan bahwa reservoir tidak mempunyai tudung gas (gas cap) dan tidak ada air masuk ke dalam reservoir (water infl ux).

Hasil perhitungan kesetimbangan materi ditampilkan pada Gambar 3. Estimasi isi awal minyak sebesar 42.9 juta barel stock tank (MMstb). Dibandingkan hasil model geologi 3D yaitu 45.1 MMstb, terdapat perbedaan sekitar 6%. Perbedaan ini masih dalam batas toleransi (Kanu and Obi 2014), sehingga dapat disimpulkan bahwa model

Gambar 2Distribusi lateral NTG, tekanan, dan saturasi air.

Net to Gross Ratio 1977-03-01 K layer: 28 Pressure (psi)1977-03-01 K layer: 28 Water Saturation 1977-03-01 K layer: 28

342,000 343,000

0.00 1045.0020 90.00 feet

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 km0.00 1060.002120.00 feet

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 km

0.00 1060.0021 20.00 feet

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 km

1,121,000 1,123,000 1,125,000 1,127,000

1,121,000 1,123,000 1,125,000 1,127,000 1,121,000 1,123,000 1,125,000 1,127,000342,000 343,000

1.00

0.90

0.81

0.71

0.61

0.52

0.42

0.32

0.23

0.13

0.03

2,100

2,050

2,000

1,950

1,900

1,8501,800

1,750

1,7001,650

1,600

1,5501,500

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

0.50

0.40

0.30

0.20

0.10

0.00

9,760,1009,760,000

9,759,0009,7580,000

9,76

0,10

09,

760,

000

9,75

9,00

09,

7580

,000

32,012,00032,014,000

32,016,00032,018,000

32,020,00032,022,000

32,024,000

32,0

14,0

0032

,016

,000

32,0

18,0

0032

,020

,000

32,0

22,0

0032

,024

,000

32,0

26

32,012,00032,014,000

32,016,00032,018,000

32,020,00032,022,000

32,024,000

1,121,000 1,123,000 1,125,000 1,127,000

32,0

14,0

0032

,016

,000

32,0

18,0

0032

,020

,000

32,0

22,0

0032

,024

,000

32,0

26

5


geologi 3D cukup valid. Tenaga dorong utama yang bekerja dalam reservoir adalah ekspansi gas terlarut, sebagaimana ditunjukkan dalam Gambar 4. Tipikal faktor perolehan minyak dengan tenaga dorong ini antara 15 - 20%, namun terkadang bisa serendah 5% atau setinggi 30% (Bradley 2005). Analisis tenaga

dorong menggunakan data produksi sebelum aplikasi diterapkan pendesakan air.

B. Validasi Model Dinamik

Model dinamik reservoir terdiri atas data SCAL, hasil pressure - volume - temperature (PVT)

2000

Gambar 3Estimasi isi awal minyak dengan metode kesetimbangan materi.

-3 0 3 6 9Calculated Oil Production (MMSTB)

Tank TemperatureTank PressureTank Porosity

Connate Water SaturationWater Compressibility

Formation CompressibilityInitial Gas Cap

Oil in PieceProduction Start

1361835.35

0.180.3889

Use Corr3.66593e-6

042.8794

03/01/1977

(deg F)(psig)(fraction)(fraction)(1/psi)(1/psi)

MMSTB(date m/d/y)

Aquifer ModelAquifer System

NoneRadial Aquifer

1600

1200

800

400

Tank

Pre

ssur

e (p

sig)

Match Point Status:OffHighMediumLow

Gambar 4Prediksi tenaga dorong alami reservoar.

1

0.75

0.5

0.25

0

1

0.75

0.5

0.25

0





1361835.35

0.180.3889

Use Corr3.66593e-6

048.103

03/01/1977


MMSTB(date m/d/y)


NoneRadial Aquifer





1361835.35

0.180.3889

Use Corr3.66593e-6

048.103

03/01/1977


MMSTB(date m/d/y)


NoneRadial Aquifer

11/01/1978 06/24/1985 02/15/1992 10/08/1998 06/01/2005Time (date m/d/y)

0 2 4 6 8Cumulative Oil Production (MMSTB)

Fluid Expansion

PV CompressibilityFluid Expansion

PV Compressibility

6


analisis, data produksi, dan data sumuran. Hasil pengukuran SCAL di laboratorium berupa data permeabilitas relatif batuan pada berbagai nilai Swc. Karakteristik permeabilitas relatif menggambarkan interaksi sifat sik batuan dan uida reservoir. Untuk keperluan input simulasi, data permeabilitas relatif harus dinormalisasi untuk menghasilkan kurva yang representatif (Jahanbakhsh dkk. 2014). Kurva permeabilitas relatif sistem air-minyak dan gas-minyak hasil normalisasi diberikan dalam Gambar 5.

Data PVT terdiri atas sifat-sifat sik uida fungsi komposisi, tekanan, dan temperatur. Komposisi fluida hidrokarbon diperoleh berdasarkan hasil rekombinasi sampel gas dan liquid yang diambil pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir dengan rasio gas terhadap liquid 350 standar kubik feet per barel (scf/bbl) di separator. Kelarutan gas dalam minyak dimodelkan dengan persamaan Standing, viskositas minyak menggunakan persamaan Beal, dan faktor volume formasi minyak

sumur produksi, tiga sumur injektor, dan tiga sumur sumber air injeksi. Sisanya tercatat sebagai sumur yang tutup sementara serta tutup permanen. Puncak produksi minyak tertinggi dicapai pada tahun kelima sebesar 2.795 barel minyak per hari (bopd). Produksi rata-rata pada waktu batas pisah adalah 218 bopd. Kumulatif produksi ekuivalen dengan 17% isi awal minyak. Ada sembilan sumur kunci dengan kontribusi produksi mencapai 97% dari total produksi lapangan. Sumur-sumur kunci ini sebagian besar terletak pada daerah antiklin sebagaimana ditunjukan dalam Gambar 6.

dimodelkan dengan persamaan Standing. Pemilihan model persamaan tersebut berdasarkan karakteristik minyak yang bersifat moderat, densitas 33oAPI, dengan produksi gas relatif kecil (Bradley 2005).

Hasil pengolahan data produksi menghasilkan data sejarah produksi lapangan, jumlah serta status sumur produksi dan injeksi, pro l produksi dan injeksi sumuran, sejarah komplesi tiap sumur, serta profil sumur-sumur kunci. Sejak pertama kali produksi 34 tahun lalu, jumlah sumur yang telah dibor sebanyak dua puluh sembilan, namun yang aktif hinga waktu batas pisah hanya delapan

Gambar 6Lokasi dan status masing-masing sumur.

011

-017

-002

-007

-003

1,593

1,550

1,507

1,464

1,421

1,378

1,335

1,292

1,249

1,206

1,163

-006342.000 344.000343.000

MonitorProductionWater SourceSuspendedPluged &Abandoned

Injector

342.000 344.000343.000

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 mi

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 km

Gambar 5Normalisasi kurva permeabilitas relatif: (a) sistem air-minyak, (b) sistem ga-minyak.

(a) (b)(a)

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Kro

*

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Krw

*

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Sw*Kro* = 37.03 x5 - 130.5x5 + 183.6x4 - 131.8x3 + 51.40x2 - 10.63x +0.980

Krw* = 1.085 x2 - 0.135x + 0.015

-0.2

0

0.4

0.6

0.8

1

Krw

*

0.2

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Krg* = -0.805x3 + 2.171x2 -0.371x + 0.012 Kro* = -1.044x3 + 2.859x2 - 2.810x + 0.993R2 = 0.985R2 = 0.986

Sg*

Kro* Krg* Kro*-Norm Krg*-Norm

Kro* Krw* Kro*-Norm Krw*-Norm

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Kro

*

(b)

7


Inisialisasi model reservoir yang dibangun berdasarkan data di atas menghasilkan isi awal minyak sebesar 48.1 MMstb. Perbedaan dibandingkan dengan hasil model statik 45.8 MMstb kurang dari batas toleransi 5%. Dengan demikian, model dinamik dapat dianggap representatif digunakan dalam tahap berikutnya yaitu penyelarasan (historymatching). Proses penyelarasan menggunakan laju alir liquid aktual sebagai kontrol. Melalui proses coba coba, hasil perhitungan produksi minyak, air, dan tekanan diupayakan sedemikian agar selaras dengan data aktual. Hasil perhitungan produksi gas tidak diselaraskan karena tidak tersedia pengukuran data aktual disemua sumur serta produksi gas relatif

Gambar 8Kurva penyelarasan laju alur dan produksi kumulatif minyak pada sumur kunci.

kecil. Gambar 7 menunjukkan kurva penyelarasan laju alir minyak dan rasio volume air terhadap total volume liquid (water cut) hasil perhitungan versus data aktual. Penyelarasan untuk data produksi sumuran dilakukan terbatas pada sembilan sumur kunci. Hasil penyelarasan masing-masing sumur kunci menunjukan selisih kumulatif produksi hasil perhitungan dengan data aktual antara 0.6% - 6.3%. Secara total, selisihnya sebesar 1.2%, menunjukkan keselarasan yang baik antara model dengan data aktual serta menjadi indikasi validitas model. Gambar 8 menampilkan kurva penyelerasan beberapa sumur kunci.

Gambar 7Kurva penyelarasan hasil simulasi versus data aktual: (a) laju alir minyak, (b) water cut.

(a) (b)

mulaiinjeksi air

(a) Oil Rate SC His_Match_LMG.irfOil Rate SC His_Match_Actual.fhfCumulative Oil SC His_Match_LMG.irfCumulative Oil SC His_Match_Actual.fhf

MulaiInjeksi air

3,000

2,000

1,000

0

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

(b)

Y-3 Y-8 Y-13 Y-18 Y-23 Y-28 Y-33

Time (date)

0.00e+0

2.00e+6

4.00e+6

6.00e+6

8.00e+6

Cum

ulat

ive

Oil

SC (b

bl)

1.00e+7

Wat

er C

ut S

C %

0

20

40

60

100

80

Time (date)Y-3 Y-8 Y-13 Y-18 Y-23 Y-28 Y-33

His_Match_LMG.irfHis_Match_Actual.fhf

Time (Date)

Cum

ulat

ive

Oil

SC (b

bl)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 20150.00e+0

5.00e+5

1.00e+6

1.50e+6

2.00e+6

2.50e+6

0

200

400

600

800

1,000

Cumulative Oil SC His_Match_LMG.irfCumulative Oil SC His_Match_Actual.fhfOil Rate SC His_Match_LMG.irfOil Rate SC His_Match_Actual.fhf

Y-3 Y-8 Y-13 Y-18 Y-23 Y-28 Y-33Time (Date)

Cum

ulat

ive

Oil

SC (b

bl)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 20150.00e+0

1.00e+5

2.00e+5

3.00e+5

4.00e+5

5.00e+5

0

100

200

300

Time (Date)

Cum

ulat

ive

Oil

SC (b

bl)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 20150.00e+0

5.00e+5

1.00e+6

1.50e+6

2.00e+6

0

100

200

300

400

500

600

Time (Date)

Cum

ulat

ive

Oil

SC (b

bl)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 20150.00e+0

1.00e+5

2.00e+5

3.00e+5

4.00e+5

5.00e+5

6.00e+5

0

50

100

150

200

W-005 W-012

W-013 W-024

8


C. Optimisasi Pengembangan Lapangan

Kluster sumur aktif yang termasuk dalam area radius 500 m dari sumur terluar terdiri atas delapan produser dan satu injektor (Gambar 9). Empat diantara sumur produser menyumbang 85% dari total produksi harian. Berdasarkan pada konstrain lahan dan kondisi sumur aktif, maka skenario pengembangan lapangan untuk optimasi faktor perolehan minyak pada area terbatas adalah:

Gambar 9Area radius 500 m dari sumur terluar dan sumur aktif dalam area tersebut.

Simulasi Skenario Dasar menghasilkan faktor perolehan minyak maksimal sebesar 19.7% dari isi awal minyak, atau terdapat penambahan 2.7% dari faktor perolehan pada akhir penyelarasan. Penambahan tersebut diperoleh hanya dengan mengandalkan tenaga alami reservoir dari ekspansi gas terlarut.

Skenario-1 menggunakan kombinasi teknologi sumur berarah untuk memperluas area pengurasan reservoir dan pendesakan air untuk memperbesar 1. Skenario Dasar (base case): Meneruskan

produksi kedelapan sumur aktif hingga batas akhir kontrak atau salah satu batasan dalam simulasi telah dicapai.

- Skenario-1: Menggunakan lima sumur eksisiting dengan produksi terbesar, satu sumur injeksi eksisting, dan tambahan empat sumur berarah.

- Skenario-2: Skenario-1 ditambah satu sumur injeksi.Batasan yang digunakan dalam simulasi

ketiga skenario adalah:- Tekanan dasar sumur (BHP) minimum

100 pound per square inch (psi);- Rasio minyak gas (GOR) maksimum

5.500 scf/bbl;- Rasio laju alir air terhadap laju alir likuid

total (water cut) 95%; dan- Laju alir minyak lapangan minimum 500

stb/hari.

Gambar 10Prediksi laju alir dan kumulatif produksi minyak skenario sasar.

Time (Date)

Cum

ulat

ive

Oil

SC (b

bl)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

1980 1990 2000 2010 2020 2030 20400.00e+0

2.00e+6

4.00e+6

6.00e+6

8.00e+6

1.00e+7

0

1,000

2,000

3,000

Y-3 Y-13 Y-23 Y-33 Y-43 Y-53 Y-63

Cumulative Oil SC Oil Rate SC

( )

9


Gambar 12Prediksi laju alir dan kumulatif produksi minyak Skenario-1.

Gambar 11Penampang lintasan keempat sumur berarah.

-152

0-1

440

-136

0-1

280

-120

0-1

120 1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000 4400

-1440-1360

-1280-1200

-1120-1520

-144

0-1

360

-128

0-1

200

-112

0

400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200

-152

0-1

440

-136

0-1

280

-120

0 0 400 800 1200 1600 2000 2400-1520

-1440-1360

-1280-1200

-1440-1360

-1280-1200

-1120-1

440

-136

0-1

280

-120

0-1

120

-1440-1360

-1280-1200

-1120

400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200

Time (Date)

Cum

ulat

ive

Oil

SC (b

bl)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

1980 1990 2000 2010 2020 2030 20400.00e+0

2.00e+6

4.00e+6

6.00e+6

8.00e+6

1.00e+7

1.20e+7

0

1,000

2,000

3,000


Y-3 Y-13 Y-23 Y-33 Y-43 Y-53 Y-63

10


tekanan reservoir melengkapi lima sumur eksisting dengan produksi terbesar. Semua sumur tersebut diletakkan dalam kluster radius 500 m pada area antiklin (Gambar 9). Gambar 11 menunjukan penampang lintasan keempat sumur berarah. Keempat sumur tersebut menembus semua horizon produktif reservoir. Sumur berarah mulai produksi dua tahun setelah waktu batas pisah, ditandai oleh peningkatan produksi yang tajam pada Gambar 12. Kemudian produksi turun drastis diikuti dengan pro l produksi yang cenderung landai. Estimasi faktor perolehan minyak maksimal sebesar 22.3%. Kombinasi sumur berarah dan pendesakan air memberikan tambahan perolehan sebesar 5.3% dari faktor perolehan pada akhir penyelarasan. Tambahan ini dua kali lebih besar dari Skenario Dasar yang hanya mengandalkan tenaga dorong alami reservoir.

Skenario-2 adalah Skenario-1 dengan tambahan satu sumur injeksi berarah. Lokasi sumur injeksi di permukaan berada dalam area radius 550 m, kemudian diarahkan menembus bagian sayap lapisan-lapisan reservoir (Gambar 13). Air injeksi ini akan mendorong

minyak ke sumur-sumur produksi dan akan memberikan tambahan tekanan reservoir. Efek tambahan tekanan terlihat pada pro l produksi, bagian yang landai relatif lebih tinggi dibandingkan pada Skenario-1 (Gambar 14). Hasilnya, faktor

Gambar 14Prediksi laju alir dan kumulatif produksi minyak Skenario-2.

Gambar 13Penampang lintasan sumur injeksi air berarah.

0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800

-40

-136

0-1

280

-120

0-1

120

-1360-1280

-1200-1120

-14

Time (Date)

Cum

ulat

ive

Oil

SC (b

bl)

Oil

Rat

e SC

(bbl

/day

)

1980 1990 2000 2010 2020 2030 20400.00e+0

2.00e+6

4.00e+6

6.00e+6

8.00e+6

1.00e+7

1.20e+7

0

1,000

2,000

3,000


e ( ate)

Y-3 Y-13 Y-23 Y-33 Y-43 Y-53 Y-63

11


perolehan minyak meningkat menjadi 23.7% atau terdapat kenaikan 6.7% dibandingkan faktor perolehan pada akhir penyelarasan. Skenario-2 menghasilkan faktor perolehan minyak paling optimal untuk pengambangan lapangan tahap lanjut pada kondisi area pengembangan yang terbatas.

IV. KESIMPULAN

Skenario pengembangan lapangan untuk mengoptimalkan tingkat produksi minyak dan batubara pada saat yang sama adalah dengan sistem kluster sumur. Sumur-sumur pengembangan diletakkan dalam satu kluster, yaitu di area antiklin dalam radius 500 m. Lokasi sumur aktif juga terletak dalam kluster ini. Dengan skenario ini maka lapisan batubara pada antiklin di luar area sumur aktif dapat ditambang tanpa menghentikan produksi minyak. Simulasi Skenario Dasar menghasilkan faktor perolehan minyak maksimal sebesar 19.7%, atau terdapat penambahan 2.7% dari faktor perolehan pada akhir penyelarasan. Skenario-1 menghasilkan faktor perolehan minyak maksimal sebesar 22.3%, atau meningkat sebesar 5.3% dari faktor perolehan pada akhir penyelarasan. Tambahan ini dua kali lebih besar dari Skenario Dasar yang hanya mengandalkan tenaga dorong alami reservoir. Skenario-2 menghasilkan peningkatan faktor perolehan 23.7% atau naik 6.7% dibandingkan faktor perolehan pada akhir penyelarasan. Dengan demikian, Skenario-2 merupakan skenario pengembangan lapangan tahap lanjut yang menghasilkan faktor perolehan minyak paling optimal.

UCAPAN TERIMA KASIH

Penulis mengucapkan terima kasih kepada Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS” atas izin dan dukungan yang diberikan sehingga studi ini bisa diselesaikan.

KEPUSTAKAANAhmed, T. dan McKinney, P. D., 2005, “Advanced

Reservoir Engineering”, Gulf Professional Publishing - Elsevier, USA.

Alvarez, J. M. dan Sawatzky, R. P., 2013, “Waterflooding: Same Old, Same Old?”, SPE 165406-MS, the SPE Heavy Oil Conference-Canada, Calgary, Alberta, Canada.

Bradley, H. W., 2005, “Petroleum Engineering Handbook”, Society of Petroleum Engineers, Ninth Printing, Richardson, TX, USA.

Chan, K. S., Masoudi, R., Karkooti, H., Shaedin, R., dan Othman, M. B., 2014, ”Smart-Horizontal Drilling and Complettion for Effective Development

of Thin-Oil Rim Reservoirs in Malaysia”, the 2014 International Petroleum Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia.

Clemens, T., Finkbeiner, T., Chiotoroiu, M. M., Pettengell, K., Hercus, S., Suri, A., dan Sharma, M. M., 2015, ”Reservoir Management of a Low Permeability off-Shore Reservoir Utilizing Water Injection into a Watered-out Horizontal Well under Fracturing Conditions”, SPE 174352-MS, EUROPEC 2015, Madrid, Spain.

Jahanbakhsh, A., Shahverdi, H., dan Sohrabi, M., 2014, “Relative Permeability Normalization - Effects of Permeability, Wettability, and Interfacial Tension”, SPE 170796-MS, the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Amsterdam, Netherlands.

Kanu, A. U. dan Obi, O. M., 2014, “Advancement in Material Balance Analysis”, SPE 172415-MS, the SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Lagos, Nigeria.

Khan, S. A., Al-Shabeeb, A. N., Jani, Z., Azoug, Y., Minh, N., dan Patel, H., 2012, “Development of Flank Areas in A Giant Carbonate Field with Optimal Well Placement of Horizontal Wells”, SPE 161591-MS, Abu Dhabi International Petroleum Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE.

Kozlova, A., Li, Z., Natvig, J. R., Zhou, Y., Bratvedt, K., dan Lee, S. H., 2015, “A Real-Field Multiscale Balck-Oil Reservoir Simulator”, SPE 173226-MS, the SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, Texas, USA.

Liu, B., Wang, X., Tu, A., Zhang, S., Jiang, Z., dan Fu, J., 2016, “Cluster Wells Applied in Wetland Environment in North Azadegan”, SPE 178191-MS, the SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE.

Ling, K., Han, G., Shen, Z., dan Zhang, H., 2012, “Optimization of Horizontal Well Design to Maximize Recoverable Hydrocarbon”, SPE 151531-MS, the SPE International Production & Exhibition, Doha, Qatar.

Rukmana, D., Kristanto, D., dan Aji, D. C., 2012, “Teknik Reservoir: Teori dan Aplikasi”, Percetakan Pohon Cahaya, Yogyakarta.

Usman, 2015, “Investigation the Risk of Introducing Produced Water to Freshwater Injection System”, Scienti c Contributions Oil & Gas, Vol. 38(1), 25-37.

Vittoratos, E. S., Zhu, Z., dan West, C. C., 2014, “Optimal Waterflooding Voidage Management Signi cantly Increases Oil Recovery with Minimal Incremental Cost”, SPE 171937-MS, Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE.

MENGOPTIMALKAN PEROLEHAN MINYAK PADA LAHAN …

Documents