BAB V BAB V
SUMUR PRODUKSI SUMUR PRODUKSI
Pada prinsipnya, pada pengusahaan reservoir minyak diharapkan dapat Pada prinsipnya, pada pengusahaan reservoir minyak diharapkan dapat diperoleh hasil yang maksimal dengan biaya yang serendah mungkin. Dengan diperoleh hasil yang maksimal dengan biaya yang serendah mungkin. Dengan da
dasasar r inini i pepengngatatururan an bebentntuk uk popola la dadan n leletatak k sesertrta a kokonfnfigigururasasi i susumumur r haharuruss diperhitungkan dengan cermat, sehingga dengan jumlah sumur yang seefisien diperhitungkan dengan cermat, sehingga dengan jumlah sumur yang seefisien mungkin sudah dapat diharapkan untuk recovery yang maksimum
mungkin sudah dapat diharapkan untuk recovery yang maksimum
5.1. Tujuan Sumur Produksi 5.1. Tujuan Sumur Produksi
Tu
Tujujuan an pepembmbororan an susumumur r prprododukuksi si adadalalah ah ununtutuk k memengnganangkgkat at ataatauu mempr
memprodukoduksikan hidrokarbsikan hidrokarbon on dari dari reservreservoir ke oir ke permupermukaan. Pada kaan. Pada tahapatahapan n ini,ini, lapangan yang ditemukan dianggap mempunyai nilai ekonomis yamg tinggi dan lapangan yang ditemukan dianggap mempunyai nilai ekonomis yamg tinggi dan prospek dikembangkan sebagai lapangan produksi. Dari hasil perolehan minyak prospek dikembangkan sebagai lapangan produksi. Dari hasil perolehan minyak ini, diharapkan perusahaan minyak akan mendapatkan keuntungan yang besar ini, diharapkan perusahaan minyak akan mendapatkan keuntungan yang besar sebagai pengganti biaya eksplorasi sebelumnya.
sebagai pengganti biaya eksplorasi sebelumnya. Untuk dapat
Untuk dapat memprmemprodukoduksikan minyak sikan minyak secara optimum tentunya harussecara optimum tentunya harus dip
dipertiertimbambangkngkan an letletak ak dan dan konkonfigfiguraurasi si serserta ta polpola a penpenyebyebaran aran sumsumur-ur-sumsumur ur p
proroduduksksi i sesehihingngga ga miminynyak ak yayang ng teterdrdapapat at dadalalam m rereseservrvoioir r dadapapat t teterkrkururasas seluruhnya.
seluruhnya.
5.2. Perencanaan Tata letak Sumur
5.2. Perencanaan Tata letak Sumur ProduksiProduksi 5.2.1. Perkiraan Cadangan Reservoir
5.2.1. Perkiraan Cadangan Reservoir Secara VolumetrisSecara Volumetris
Untuk perhitungan cadangan secara volumetris diperlukan peta isopach, Untuk perhitungan cadangan secara volumetris diperlukan peta isopach, yaitu suatu peta yang menggambarkan ketebalan lapisan yang sama. Peta ini yaitu suatu peta yang menggambarkan ketebalan lapisan yang sama. Peta ini digunakan untuk menentukan volume batuan total (bulk batuan). Gambar 5.1 digunakan untuk menentukan volume batuan total (bulk batuan). Gambar 5.1 men
menunjunjukkukkan an petpeta a isoisopacpach h dardari i suasuatu tu resreservervoir oir minminyakyak. . UnUntuk tuk menmenghighituntungg vo
volulume me babatutuan an dadari ri pepeta ta isisopopach ach dadapapat t didilalakukukakan n dedengngan an titiga ga cacara, ra, yayaititu u :: persamaan pyramidal, persamaan trapezoidal, dan dengan grafik.
Gambar 5.1. Gambar 5.1.
Batas Isopach Reservoir Batas Isopach Reservoir
(Pirson, S.J., 1958) (Pirson, S.J., 1958)
Bu
Bulk lk vovolulume me dadari ri resreservervoioir r yayang ng didihihitutung ng dedengngan an pependndekekataatan n carcaraa pyramidal menggunakan persamaan sebagai berikut :
pyramidal menggunakan persamaan sebagai berikut :
[ [
]]
Vb Vb = = hh A A nn + + A A nn+ + ++ A xxAA nn A nn++ 3 3 1 1 11 ………(5-1)………(5-1) dimana : dimana : VbVb = bulk = bulk volume volume batuan, batuan, acre-ftacre-ft A
Ann = = luas yang dluas yang dibatasi oleh garis ibatasi oleh garis isopach terendah, acreisopach terendah, acre
A
An+1n+1 = = luas yang luas yang dibatasi oleh garis dibatasi oleh garis isopach diatasnya, isopach diatasnya, acreacre
h
h = = interval interval antara antara garis garis isopachisopach
Bulk volume dari reservoir yang dihitung dengan pendekatan cara Bulk volume dari reservoir yang dihitung dengan pendekatan cara trapezoidal menggunakan persamaan sebagai berikut :
trapezoidal menggunakan persamaan sebagai berikut :
[ [
]]
Vb
Vb= = hh A A n n ++ AAnn++ 2
2 11 ……… (5-2).……… (5-2). Persamaan trapezoidal digunakan jika harga A
Persamaan trapezoidal digunakan jika harga An+1n+1/A/Annlebih besar dari 0.50.lebih besar dari 0.50.
Cara ketiga adalah dengan grafik, yaitu dengan memplot luas Cara ketiga adalah dengan grafik, yaitu dengan memplot luas masing-mas
Gambar 5.1. Gambar 5.1.
Batas Isopach Reservoir Batas Isopach Reservoir
(Pirson, S.J., 1958) (Pirson, S.J., 1958)
Bu
Bulk lk vovolulume me dadari ri resreservervoioir r yayang ng didihihitutung ng dedengngan an pependndekekataatan n carcaraa pyramidal menggunakan persamaan sebagai berikut :
pyramidal menggunakan persamaan sebagai berikut :
[ [
]]
Vb Vb = = hh A A nn + + A A nn+ + ++ A xxAA nn A nn++ 3 3 1 1 11 ………(5-1)………(5-1) dimana : dimana : VbVb = bulk = bulk volume volume batuan, batuan, acre-ftacre-ft A
Ann = = luas yang dluas yang dibatasi oleh garis ibatasi oleh garis isopach terendah, acreisopach terendah, acre
A
An+1n+1 = = luas yang luas yang dibatasi oleh garis dibatasi oleh garis isopach diatasnya, isopach diatasnya, acreacre
h
h = = interval interval antara antara garis garis isopachisopach
Bulk volume dari reservoir yang dihitung dengan pendekatan cara Bulk volume dari reservoir yang dihitung dengan pendekatan cara trapezoidal menggunakan persamaan sebagai berikut :
trapezoidal menggunakan persamaan sebagai berikut :
[ [
]]
Vb
Vb= = hh A A n n ++ AAnn++ 2
2 11 ……… (5-2).……… (5-2). Persamaan trapezoidal digunakan jika harga A
Persamaan trapezoidal digunakan jika harga An+1n+1/A/Annlebih besar dari 0.50.lebih besar dari 0.50.
Cara ketiga adalah dengan grafik, yaitu dengan memplot luas Cara ketiga adalah dengan grafik, yaitu dengan memplot luas masing-mas
seperti ditunjukkan oleh Gambar 5.2, dari gambar tersebut dapat dihitung bulk seperti ditunjukkan oleh Gambar 5.2, dari gambar tersebut dapat dihitung bulk volume reservoir yang sama dengan luas daerah yang berada dibawah kurva. volume reservoir yang sama dengan luas daerah yang berada dibawah kurva. Perhitungan luas daerah ini dapat dilakukan dengan numerik maupun dengan Perhitungan luas daerah ini dapat dilakukan dengan numerik maupun dengan memakai planimeter.
memakai planimeter. 1.
1. UnUntutuk Rk Reseserervovoir ir MiMinynyak ak Se
Seteltelah ah bubulk lk vovolulume me rereseservrvoioir r didihihitutungng, , mamaka ka dadapapat, t, memenenentntukukanan besarnya initial oil in place dengan persamaan :
besarnya initial oil in place dengan persamaan :
( (
))
N N Vb Vb S S B B wi wi oi oi = = − − φ φ 11 ……….. (5-3) ……….. (5-3) dimana : dimana : NN = = initial initial oil oil in in place, place, STBSTB V
V b b = bulk = bulk volume volume reservoir reservoir yang yang mengandung mengandung hidrokarbon, hidrokarbon, cuftcuft
φ
φ = = porositas porositas batuan, batuan, fraksifraksi S
Swiwi = = saturasi saturasi air air mula-mula, mula-mula, fraksifraksi
B
Boioi = = faktor faktor volume volume formasi formasi minyak minyak mula-mula, mula-mula, bbl/STBbbl/STB
Oleh
Oleh karkarena ena recorecoververy y fakfaktor tor mermerupaupakan kan perperbanbandindingan gan antantara ara uniunit t recorecoververyy (recoverable reserve) dengan initial oil in place, maka besarnya recovery faktor (recoverable reserve) dengan initial oil in place, maka besarnya recovery faktor untuk masing-masing mekanisme pendorong diatas adalah sebagai berikut
untuk masing-masing mekanisme pendorong diatas adalah sebagai berikut :: a. untuk reservoir depletion drive
a. untuk reservoir depletion drive RF RF S S S S S S B B B B D D w w g g w w oi oi a a
=
= −−
−
− −−
−−
1 1 11 1 1 00 ………. (5-4)………. (5-4) b. untuk reservoir water drive dan segregation driveb. untuk reservoir water drive dan segregation drive RF RF S S SSoor r S S w w w w w w
==
−
− −−
−−
1 1 1 1 ……….. (5-5)……….. (5-5) 2.2. UnUntutuk Rek Reseservrvoioir Gar Gass
Seperti halnya pada reservoir minyak, initial gas in place dihitung dengan Seperti halnya pada reservoir minyak, initial gas in place dihitung dengan persamaan yang sama pada persamaan 5.3, yaitu :
persamaan yang sama pada persamaan 5.3, yaitu : G = V
G = V b b φφ (1-S(1-Swiwi) B) Bgi gi ………..……….. (5-6)(5-6)
dimana : dimana :
G
V b= bulk volume reservoir yang diisi gas, cuft
Bgi = faktor volume formasi gas mula-mula, SCF/cuft
Sedangkan recovery faktor dapat ditentukan dengan perbandingan antara recoverable reserve (R rec) dengan initial gas in place, yaitu :
RF G G G x B B B x a gi ga gi
=
−
100%=
−
100% ………..(5-7)dimana RF adalah recovery faktor (persen)
Untuk reservoir water drive yang aktif. Unit recovery dalam satuan SCF/acre-ft adalah :
R rec = 43560 φ (1-Sw) Bgi – Sgr Bga ………(5-8)
Dengan demikian, maka recovery faktornya adalah : RF S B S B S B x w gi gr g a wi gi = − − − ( ) ( ) 1 1 100% ……… (5-9)
dimana Sgr adalah saturasi gas sisa (fraksi)
Gambar 5.2.
Jenis kurva Untuk Menentukan Bulk Volume Reservoir Dari Isopach
(Pirson, S.J., 1958)
Perencanaan tata letak disini dititikberatkan pada pola pengaturan pola spasi sumur produksi. Spasi sumur produksi merupakan jarak antar sumur yang
satu dengan sumur yang lainnya, dimana jarak tersebut harus direncanakan terlebih dahulu. Hal ini berhubungan langsung dengan cara pengurasan dari suatu sumur dalam sebuah reservoir dibawah kondisikondisi tertentu.
Dalam penentuan spasi sumur produksi terdapat beberapa faktor yang harus diperhatikan dan dipertimbangkan.
Ada beberapa faktor yang mempengaruhi perencanaan spasi sumur diantaranya : faktor reservoir dan heterogenitas, jari-jari pengurasan, dan bentuk geometri spasi sumur, tetapi faktor utama yang perlu dipertimbangkan adalah faktor geologi yang mempengaruhi penyebaran hidrokarbon dan faktor geologi
5.2.2. Faktor Reservoir Dan Heterogenitas Reservoir A. Faktor Reservoir
Beberapa hal dari reservoir yang akan mempengaruhi penentuan spasi sumur akan ditinjau berdasarkan mekanisme pendorong dan penyebaran hidrokarbon (heterogenitas) atas dasar lithologi dan struktur struktur geologinya.
1. Mekanisme Pendorong Pada Reservoir
Seperti telah dijelaskan sebelumnya bahwa mekanisme pendorong alamiah ini menentukan jumlah minyak yang akan didorong menuju sumur-sumur
produksi. LC Uren membagi mekanisme pendorong yang mempengaruhi penentuan spasi sumur menjadi dua macam yaitu :
a. Reservoir dengan mekanisme pendorongnya adalah air dan disebut juga dengan reservoir dibawah kondisi hydraulik kontrol.
b. Reservoir dengan mekanisme pendorongnya adalah gas dan disebut juga dengan reservoir dibawah kondisi volumetrik kontrol.
Berdasarkan mekanisme pendoropng ini LC Uren menentukan spasi sumur, sedangkan mekanisme pendorong berdasarkan gravitasi tidak dimasukkan, karena dianggap mekanisme pendorong tersebut selalu terdapat pada setiap reservoir. Jika reservoirnya mempunyai mekanisme pendorong air dan batuan yang ada mempunyai permeabilitas yang tinggi dan kontinuitas dari porositas batuan memungkinkan kesetimbangan tekanan dengan cepat tercapai, maka
spasi sumur dapat dibuat renggang, dimana spasi sumur yang renggang tersebut tidak akan berpengaruh buruk terhadap ultimate recovery
Tahap komplesi yang tertunda tidak akan berpengaruh pada produksi mula-mula dan laju produksi yang ada, tetapi penundaan dalam pengeboran akan dapat meyebabkan berkurangnya laju produksi yang diinginkan. Pada kondisi reservoir seperti ini satu sumur minyak akan dapat memproduksi semua minyak yang dapat diproduksi oleh suatu reservoir.
Sumur-sumur tambahan (infill drilling) perlu dibuat jika diinginkan minyak dapat diproduksikan lebih besar dengan waktu yang relatif cepat, jika dibandingkan dengan hanya satu sumur eksploitasi. Hal ini sebagai bahan pertimbangan untuk membuat spasi sumur lebih rapat. Dalam hal ini jumlah minyak yang dapat diproduksikan dari suatu sumur tidak berpengaruh oleh spasi sumur karena mobilitas air lebih kecil dibanding dengan mobolitas minyak, sehingga air sebagai mekanisme pendorong selalu berada dibelakang minyak yang didorong kearah sumur eksploitasi.
Dapat diambil kesimpulan bahwa untuk suatu reservoir yang mempunyai mekanisme pendorong air atau dibawah kondisi hydraulik kontrol, ultimate recoverynya tidak tergantung dari besar kecilnya radius pengurasan, sehingga spasi sumur yang renggang lebih menguntungkan. Oleh karena itu, reservoir pada kondisi ini tidak mempunyai radiun pengurasan alamiah.
Mengenai besar kecilnya laju produksi dari suatu reservoir tergantung berkurangnya tekanan dan penggunaan tekanan untuk mendorong fluida reservoir ke sumur eksploitasi. Dalam sistem aliran radial, kehilangan tekanan dan penggunaan tekanan terbesar adalah pada sekitar dinding lubang bor.
Penurunan tekanan pada reservoir dibawah kondisi hidrolik kontrol relatif kecil sehingga mampu mendorong minyak ke sumur eksploitasi. Sedang reservoir dibawah kondisi volumetrik kontrol, penurunan tekanan relatif cepat sehingga akan hanya mampun mendorong fluida yang mempunyai mobilitas besar, dalam hal ini adalah gas. Hal ini merupakan salah satu pertimbangan dalam penentuan spasi sumur. Dalam hal ini jumlah minyak yang dapat diproduksikan dari sebuah sumur tidak terpengaruh oleh spasi sumur karena mobilitas air lebih kecil
dibanding dengan mobilitas minyak, sehingga air sebagai mekanisme pendorong selalu berada dibelakang minyak yang didorong kearah sumur.
Dapat diambil kesimpulan bahwa untuk reservoir yang mempunyai mekanisme pendorong air atau dibawah kondisi hidrolik kontrol, ultimate recoverynya tergantung dari besar kecilnya radius pengurasan, sehingga spasi sumur yang renggang lebih menguntungkan. Oleh karena itu reservoir pada kondisi ini tidak mempunyai radius pengurasan alamiah.
Untuk reservoir dengan pendorong gas atau dibawah volumetrik kontrol, merencanakan spasi sumur yang rapat adalah hal yang terbaik untuk dilaksanakan. Dalam hal ini tidak dimengerti karena mobilitas gas sebagai tenaga pendorong jauh lebih besar dari mobilitas minyak yang didorong. Oleh karena itu spasi sumur yang renggang dapat menyebabkan gas terproduksi terlebih dahulu sehingga akan menghalangi produksi minyak.
Mengenai besar kecilnya laju produksi dari suatu reservoir tergantung berkurangnya tekanan dan penggunaan tekanan untuk mendorong fluida reservoir
ke sumur(terutama sumur eksploitasi). Dalam sistem aliran radial, kehilangan tekanan dan penggunaan tekanan terbesar adalah pada sekitar dinding lubang bor.
Pada reservoir dibawah kondisi volumetrik kontrol, penurunan tekanan relatif cepat sehingga akan hanya mampu mendorong fluida yang mempunyai mobilitas besar, dalam hal ini adalah gas. Hal ini merupakan salah satu pertimbangan dalam penentuan spasi sumur.
2. Struktur Geologi
Struktur geologi dan posisi struktur dari suatu reservoir sangat berpengaruh terhadap akumualsi hidrokarbon dan cara memproduksinya,
sehingga hal ini perlu juga dipertimbangkan dalam penentuan spasi sumur dalam perencanaan pengembangna lapangan.
Beberapa struktur geologi yang saling berbeda, dapat mengandung minyak dan gas bumi yang produktif, dimana hal ini merupakan masalah yang khas dalam penentuan lokasi letak dan spasi sumur.
Untuk suatu akumulasi hidrokarbon dalam suatu bentuk perangkap dome atau antiklinal yang berada dibawah kondisi hidrolik kontrol akan lebih banyak
menghasilkan fraksi perolehan minyak jika spasi sumur dibuat agak renggang sepanjang puncak struktur. Dengan demikian minyak yang diproduksikan akan terproduksi lebih dahulu sebelum air yang merupakan tenaga pendorong.
Pada formasi yang mepunyai kemiringan curam maka spasi sumur dibuat lebih rapat pada arah strike bidang perlapisan dibanding dengan arah bidang lapisan. Untuk reservoir yang berada dibawah kondisi volumetrik kontrol maka spasi sumur dibuat lebih rapat pada arah dip bidang perlapisan dibanding dengan arah strike bidang perlapisan.
Pada reservoir yang mempunyai permeabilitas besar dan air sebagai mekanisme pendorongnya mendesak secara perlahan, maka pengurasan yang ada dilakukan secara gravitasi sehingga komplesi dalam pelaksanaannya dilakukan pada daerah yang kemiringannya rendah. Penempatan letak sumur pada sisi
struktur yang rendah memungkinkan dapat meproduksi minyak lebih lanjut setelah sumur-sumur bagian atas struktur tidak menghasilkan minyak lagi melainkan sudah memproduksikan gas. Berdasarkan kondisi yang ada, maka sebaiknya perencanaan spasi sumur yang rapat pada area dekat/diatas batas minyak-air daripada didaerah puncak struktur.
Jadi secara fisis persoalan spasi sumur adalah mencari hubungan antara faktor-faktor yang berpengaruh terhadap spasi sumur itu sendiri dan efisiensi perolehan minyak dengan radius pengurasan tertentu kearah sumur produksi.
B. Heterogenitas Reservoir
Tingkat heterogenitas ini akan berpengaruh selain pada penyebaran sumur yaitu penentuan spasi sumurnya, juga penentuan laju pengurasan.
Heterogenitas dengan porositas dan permeabilitas yang tinggi maka spasi sumurnya dapat dibuat yang renggang, sebab dengan spasi yang renggang fluida sudah mampu mengalir kedalam lubang sumur, sehingga mempunyai area pengurasan yang cukup luas meskipun dengan tenaga yang tidak terlalu besar, dimana hal ini akan menghemat biaya yang dikeluarkan untuk pembuatan sumur.
Sebaliknya untuk reservoir dengan porositas dan permeabilitas yang rendah, maka spasi sumur dibuat agak rapat agar fluida dapat mengalir kedalam lubang sumur, apabila dengan spasi yang renggang maka fluida akan kesulitan
mengalir ke lubang, sehingga ada daerah yang tidak terkuras minyaknya, mengingat tenaganya tidak cukup besar.
5.2.3. Penentuan Jari-Jari Pengurasan
Jari-jari pengurasan (drainage radius/re) merupakan jarak radial dari lubang bor di reservoir dimana terjadi aliran fluida reservoir ke sumur dan diluar batas reservoir tekanan tetap serta tidak ada aliran atau diluar batas reservoir
terjadi aliran ke sumur-sumur sekitarnya.
Cara menentukan jari-jari pengurasan dibedakan menjadi dua, berdasarkan kondisi reservoir, yaitu :
• Infinite system yaitu untuk lapangan baru atau lapangan eksploitasi dimana belum adan interferensi antar sumur.
• Finite system yaitu untuk lapangan minyak yang reservoirnya terbatas.
1. Infinite System
Untuk infinite system (sistem tak terbatas), jari-jari pengurasan dihitung dengan persamaan yang diturunkan oleh Van Poolen, yaitu :
re k t Ct = 40φν Dimana : k = permeabilitas, md t = waktu alir, hari
µ o = viskositas minyak, cp
= porositas,fraksi
Ct = kompressibilitas total,vol/vol/psi
= Co (1-Sw) + CwSw+ Ct
Co = kompressibilitas minyak, vol/vol/psi
re k t
o Ct
=
Cw = kompressibilitas air, vol/vol/psi
Cf = kompressibilitas lapisan batuan, vol/vol/psi
Sw = saturasi air,fraksi
2. Finite System
Untuk sistem ini, jari-jari pengurasan dihitung dengan menggunakan dua cara, yaitu :
- Cara Miller, Dyess, Hutchinson dan Parrine Persamaan yang mereka kemukakan adalah :
r k t C t e o t D e = 0 006 33, θ µ ……….. (5-11) dimana :
t = waktu shut-in dimana tekanan mulai stabil,apabila tekanan statik tercapai atau waktu shut-in terakhir apabila tekanan statik belum tercapai, hari.
tDe = waktu shut-in tanpa dimensi
= 0,28 untuk tekanan statik yang telah tercapai. = 0,10 untuk tekanan statik yang belum tercapai.
Sebenarnya hasil perhitungan akan lebih representatif apabila tekanan statik sudah tercapai, yang berarti sebaiknya sumur perlu ditutup lama tetapi penutupan yang lama tidak menguntungkan.
-
Cara Matthew, Brons dan Hozebroek.Matthew dan kawan-kawan telah membuat suatui grafik pressure fuction Gambar 5.4 yaitu plot antara PDeversus tDedimana :
PDe = (2,3(P*- P)/m ……… (5-12)
tDe= (0,000624 k oth)/(φ µ oCtA) ……… (5-13)
dimana :
P*= Tekanan statik hasil ekstrapolasi, psi
P = Tekanan statik rata-rata,psi m = Slope, psi/log unit
Ct = Kompresibilitas total,vol/vol/psi
Apabila diperkirakan bahwa areal penyerapan berbentuk circle, maka luasnya adalah re2, jadi persamaan untuk tDe dapat diubah menjadi :
t k t C r e D e o h o t = 0 0 0 0 2 6 4, 2 θ µ ……… (5-14) atau t k t C r e D e o h o t = 0 00 00 83 4 2 , θ µ ……… (5-15)
paramater-parameter yang diketahui adalah : P*, P , m , (dari analisa PBU) , µ o,
Co(dari analisa PVT) , Cw ,Ct ,(dari korelasi) , k o ,(dari PBU) , φ (dari analisa
core) , dan Sw(dari analisa).
Gambar 5.3
Grafik Pressure Function
(Amyx, J.W., Bass Jr, DM., and Whitting, R.L., 1960)
5.2.5. Penentuan Geometri Spasi Sumur
Ada dua bentuk geometri spasi sumur yang sering digunakan, yatu berbentuk bujursangkar yang terdiri dari empat buah sumur dan pada kondisi ini
diharapkan pengurasannya berbentuk bujursangkar. Sedang yang lainnya berbentuk segitiga sama sisi dengan tiga buah sumur dan diharapkan pada kondisi
ini pengurasannya berbentuk segi enam (Hexagonal)
Gambar 5.4
Bentuk Geometri Spasi Sumur
(Amyx, J.W., Bass Jr, DM., and Whitting, R.L., 1960)
Pada kedua model ini dapat ditentukan luas daerah pengurasan efektifnya, yaitu sebagai berikut :
1. Bentuk Bujur Sangkar
Bentuk bujur sangkar ini dibentuk oleh empat buah sumur dalam hal ini minyak dianggap bergerak menembus batuan reservoir menuju sumur yang paling dekat. Spasi berbentuk bujursangkar ini akan memberikan daerah pengurasan seperti pada gambar 5.4. Luas daerah yang akan memberikan pengaliran ke sumur, dapat dicari dengan menggunakan persamaan :
a = D
2
43560 ……….(5-16)
2. Bentuk Segi Tiga
Bentuk segitiga sama sisi atau beberapa segitiga yang membentuk segi enam, akan mempunyai luas daerah pengurasan sumur :
a = D 0 86 6 4 3 5 6 0 2 , ………(5-17) Dimana :
a = Luas daerah pengurasan yang dapat memberikan pengaliran terhadap sumur, acre
D = Jarak antar sumur satu dengan yang lainnya, ft.
Dalam hal tertentu maka daerah pengurasan dapat diaanggap luas equivalen, yang berbentuk lingkaran dengan jari-jari pengurasan efektif R. Harga R ini dapat dihitung dengan menggunakan persamaan
Bentuk bujur sangkar : R = 0,637 D Bentuk segitiga : R = 0,595 D
Dengan menganggap bahwa daerah pengurasan berbentuk lingkaran, maka jarak antar sumur satu dengan yang lain (D) dapat ditentukan dengan persamaan :
D = 2 *r e
Dimana :
r e= jari-jari pengurasan, ft
Salah satu contoh pengaturan tata letak dan konfigurasi sumur produksi dalam ukuran spasi 20 acre seperti yang terdapat di lapangan Kettlement Hills, California dapat dilihat pada gambar 5.5.
Gambar 5.5.
Pengaturan tata letak sumur-sumur dalam ukuran 20 acre Spacing yang terdapat di lapangan Kettlement Hills, California
(Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979) 5.3. Pengaturan Pola Spasi Sumur
Masalah pengaturan pola penyebarn sumur memerlukan data-data geologi reservoir dari suatu lapangan yang akan dikembangkan. Data-data geologi reservoir yang akan diperlukan yaitu mengenai struktur, stratigrafi, mekanisme pendorong dan sifat fisik batuan serta fluida reservoirnya. Pada dasarnya ada
dua pola penyebaran sumur yaitu : - Pola yang teratur
-
Pola yang tidak teratur5.3.1. Pola Spasi Sumur Teratur
Pola penyebaran sumur yang teratur dilakukan jika struktur dan stratigrafi yang ada pada suatu reservoir tidaklah begitu kompleks dan mempunyai homogenitas reservoir yang baik. Dengan menggunakan pola yang teratur ini diharapkan nanti pada tahap produksi sekunder akan lebih mudah dilakukan,
sehingga pengurasan dapat mencapai hasil yang maksimum. Untuk lebih jelasnya pola penyebaran sumur yang teratur dapat dilihat pada Gambar 5.6.
Gambar 5.6
Pola Penyebaran Sumur Yang Teratur (Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979)
5.3.2. Pola Spasi Sumur Tidak Teratur
Hal ini dilakukan jika struktur dan stratigrafi yang ada pada suatu lapangan cukup kompleks seperti adanya beberapa patahan (fault block) dan juga mempunyai tingkat heterogenitas yang tinggi, sehingga tidak mungkin
dilaksanakannya pola penyebaran sumur teratur. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada Gambar 5.7.
Gambar 5.7.
Pola Penyebaran Sumur Yang Tidak Teratur (Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979)
5.4. Penentuan Letak Sumur Produksi
Dalam usaha mengeksploitasikan suatu reservoir agar diperoleh recovery maksimal, maka dalam penentuan letak sumur-sumur produksi perlu dipertimbangkan pengaruh mekanisme pendorong reservoir dan kondisi geologi.
Dibawah ini akan dijelaskan penentuan letak sumur produksi berdasarkan mekanisme pendorong alamiah yang bekerja pada reservoir.
5.4.1. Gas Cap drive
Untuk jenis gas cap drive ini pengaturan letak sumur produksi dapat menggunakan pola teratur, jika formasinya tebal dan sudut kemiringannya kecil. Sedang pada formasi produktif yang tipis serta sudut kemiringannya besar maka sebaiknya digunakan pola tidak teratur. Hal ini dilakukan karena bila memakai pola teratur akan menyebabkan banyak sumur yang terletak terlalu dekat
dengan batas minyak gas akan memproduksikan gas. Untuk lebih jelas dapat dilihat pada Gambar 5.8.
Gambar 5.8.
Penempatan Letak Sumur Untuk gas Cap Drive (Allen, T.O, Robert, Allan., 1979) 5.4.2. Water Drive
Untuk jenis water drive ini, letak sumur produksi dapat menggunakan pola teratur, jika formasinya tebal dan sudut kemiringannya kecil dimana
komplesi sumur digunakan pada bagian atas struktur, hal ini untuk mencegah terproduksinya air pada tahap awal. Untuk ini dapat dilihat pada Gambar 5.9. Sedangkan untuk formasi produktif yang tipis dengan sudut kemiringan formasi
Gambar 5.9.
Penempatan Letak Sumur Dan KonfigurasimSumur Untuk Water Drive Reservoir Dengan Lapisan Tebal Dan Sudut
Kemiringan Rendah
yang besar, maka pola yang digunakan sebaiknya pola tidak teratur, hal ini untuk mencegah terproduksinya air pada tahap awal, jika digunakan pola teratur. Untuk lebih jelas dapat dilihat pada Gambar 5.10.
Gambar 5.10.
Pola Penempatan Letak Sumur Untuk Water Drive
Reservoir Dengan lapisan Tipis Dan Sudut Kemiringan Besar (Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979)
5.4.3. Solution Gas Drive
Untuk jenis mekanisme pendorong solution gas drive ini dapat digunakan pola penempatan sumur yang teratur, baik untuk sudut kemiringan formasi kecil maupun besar. Hal ini dapat dilakukan baik bila batuan reservoirnya tidak berlapis-lapis. Untuk hal yang lebih jelas dapat dilihat pada Gambar 5.11 dan
5.12
Perencanaan komplesi sumur produksi juga harus diletakkan pada bagian bawah formasi, karena dengan demikian mekanisme pendorongnya akan bertambah yang berasal dari perbedaan grafitasi (grafitasi drainage) antara
minyak dan gas.
Untuk Solution Gas Drive dengan kemiringan lapisan tebal, penempatan letak sumur adalah pada sisi bagian bawah reservoir dan disusun secara teratur, sehingga sumur-sumur eksploitasi yang dikomplesikan pada bagian tersebut akan mempunyai produksi yang lama.
.
Gambar 5.11.
Pola Penempatan Letak Sumur Untuk Solution Gas Drive dengan Sudut Kemiringan Formasi Rendah
(Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979)
Gambar 5.12
Pola Penempatan Letak Sumur Untuk Solution Gas Drive Dengan Sudut Kemiringan Formasi Besar
(Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979) 5.4.4.Combination Drive
Untuk reservoir jenis ini, penempatan letak sumur produksinya tergantung pada tenaga pendorong yang paling dominan bekerja pada reservoir tersebut. Apabila tenaga pendorong yang paling dominan adalah Water Drive maka sumur dikomplesikan pada bagian teratas dari struktur dan sebaliknya jika Gas Cap yang dominan maka sumur dikomplesikan pada bagian bawah struktur tersebut.
Bila mengalami kesulitan dalam menentukan tenaga pendorong yang paling dominan, maka sumur dipolakan dengan Surface Grade. Kerugian
terbesar dari Grid Pattren ini adalah semua sumur yang menembus struktur tinggi akan terinvasi oleh pengembangan gas pada awal produksi. Sumur-sumur akan berproduksi dengan GOR yang tinggi dan Efficiency Recovery yang rendah. Untuk lebih jelas dapat dilihat pada Gambar 5.13.
Gambar 5.13.
Pola Penempatan Letak Sumur Pada Combination Drive reservoir (Allen, T.O, Robert, Allan, P., 1979)
5.5. Metode Perolehan Tahap Lanjut
Pada umumnya eksploitasi tahap lanjut dilakukan setelah berakhirnya eksploitasi tahap awal. Akan tetapi hal ini tidaklah mutlak sebab mungkin pelaksanaan eksploitasi tahap lanjut dilakukan sebelum berakhirnya eksploitasi tahap awal, misalnya pada operasi stimulasi yang dimaksudkan untuk
memperbaiki produktivitas formasi dengan memperbesar permeabilitas atau memperkecil viscositas. Demikian halnya dengan operasi pressure maintenance (injeksi air atau gas), dimana injeksi dimulai pada saat reservoir masih mempunyai tenaga yang mampu memproduksikan minyak sampai kepermukaan.
5.5.1. Tujuan Produksi Tahap Lanjut
Dengan mengacu pada penjelasan diatas, maka dapat diambil pengertian bahwa metode produksi tahap lanjut atau Enhanced Oil recovery (EOR) berbagai cara atau usaha yang dilakukan untuk meningkatkan laju produksi dari
suatu sumur tanpa merusan formasi dari reservoir yang ada, sehingga faktor perolehan minyak dari sumur produksi tersebut akanb meningkat. Sedangkan
alasan dilakukan EOR ini karena dari hasil perkiraan-perkiraan reservoir tersebut masih mempunyai jumlah cadangan hidrokarbon yang cukup besar, tetapi tekanan sudah sangat menurun sehingga bila dilakukan produksi tahap lanjut maka hasilnya masih menguntungkan.
Dengan demikian dapat dinyatakan bahwa tujuan dari EOR adalah sebagai berikut :
• Untuk meningkatkan faktor perolehan minyak
• Mengurangi atau memperkecil saturasi minyak yang masih tertinggal (residual oil recovery).
• Menurunkan viscositas minyak yang terdapat dalam reservoir. • Mengurangi tekanan kapiler pada sistem fluida-batuan reservoir.
• Memberikan kekuatan pengaliran (driving force) pada laju produksi minyak yang sudah rendah.
• Meningkatkan luas daerah yang tersapu (areal swept efficiency), yang mana hal ini tergantung pada karakteristrik reservoir dan juga pelaksaan operasinya seperti penempatan sumur injeksi.
Salah satu cara untuk meningkatkan faktor perolehan minyak ini yang efisiensi adalah dengan membuat pola sumur injeksi-produksi.
Gambar 5.14.
Pola Teratur Sumur Injeksi-Produksi (Latil., M., 1980)
Pertimbangan dalam penentuan tergantung pada tingkat keseragaman formasi, yaitu penyebaran permeabilitas ke arah lateral maupun arah vertikal. Pola-pola ini bisa berbentuk teratur maupun tidak teratur. Dimana dalam hal yang tidak teratur didekati dengan membuat model-model geologi reservoir yang mendekati, sementara pola teratur masing-masing mempunyai sistem jaringan tersendiri, yang mana akan memberikan jalur arus berbeda-beda, sehingga memberikan luas daerah tersapu yang berbeda. Gambar 5.14 memperlihatkan bentuk pola sumur teratur.
5.5.3. Jenis-Jenis Produksi Tahap Lanjut
Ditinjau dari segi teknis dan cara pengoperasiaannya, metode produksi tahap lanjut ini dapat dibagi menjadi beberapa jenis, yaitu : Stimulasi, Pressure Maintenance, Pemboran Infill dan Proses Flooding yang meliputi : Immiscible, Miscible, Chemical, dan Thermal Processes. Proses stimulasi, pressure maintenance, dan pemboran infill dilakukan pada saat energi reservoir masih mapu memproduksikan hidrokarbon sampai kepermukaan; sedangkan proses flooding dilakukan setelah energi mula-mula yang dikandung oleh reservoir telah habis, dan injeksi fluida ini disebut dengan secondary recovery. Sementara bila injeksi dimulai ketika reservoir tersebut masih mempunyai energi yang
sanggup memproduksikan sampai ke permukaan, disebut pressure maintenance. Tetapi meskipun demikian, kedua cara diatas pada prinsipnya sama, yaitu injeksi fluida kedalam reservoir untuk meningkatkan recovery minyak kumulatif atau laju produksi minyak.
5.5.3.1. Pressure Maintenance
Berkurangnya recovery minyak dari suatu reservoir dapat diakibatkan oleh makin menurunnya tekanan reservoir selama diproduksikan, sehingga tekanan drawdown tidak mampu lagi memberikan laju produksi yang ekonomis dan produksi terpakasa berhenti, walaupun sebenarnya jumlah cadangan minyak yang tertinggal (remaining reserve) masih cukup besar.
Menurunnya tekanan reservoir disebabkan oleh adanya pengosongan reservoir akibat diproduksikannya minyak. Hal ini terutama terjadi pada reservoir yang mempunyai jenis mekanisme pendorong depletion drive. Pada reservoir depletion, disampaing tekanannya cepat menurun, recovery yang diperoleh juga relatif kecil. Oleh karena itu pada reservoir jenis ini perlu sekali dilakukan pemeliharaan tekanan reservoir (pressure maintenance) unutk meningkatkan recovery minyaknya, yaitu dengan cara menginjeksikan air atau gas kedalam reservoir tersebut.
Pada dasarnya prinsip dari pressure maintenance ini adalah mengusahakan agar :
1. Depletion Drive Index (DDI) menurun atau tidak dominan, yaitu dengan cara menjaga tekanan reservoir agar tetap tinggi, atau
2. Mengganti tenaga pendorong alamiah dengan tenaga pendorong buatan yang lebih efisien, misalnya dengan mengganti gas cap drive dengan water drive buatan.
Pemeliharaan tekanan reservoir agar tetap tinggi mempunyai beberapa keuntungan-keuntungan, yaitu :
1. Viscositas minyak turun, karena sejumlah gas tertahan didalam larutan
2. Permeabilitas efektip dari minyak bertambah, juga sebagai berkurangnya gas yang terbebaskan dari minyak.
3. Umur produksi dari suatu reservoir bertambah.
Pemilihan metoda yang akan digunakan didalam pressure maintenance ini tergantung pada kondisi reservoir yang ada, dimana pada dasarnya ada dua metode yang digunakan yaitu ; injeksi gas ke puncak reservoir dan injeksi air ke pinggir dan dasar reservoir.
A. Injeksi Air
Pressure maintenance dengan cara injeksi air ini dilakukan dengan cara menginjeksikan air ke pinggir reservoir, sementara sumur produksinya ditempatkan pada lokasi yang lebig tinggi (up structure). Injeksi air ini dilakukan dengan maksud untuk memungkinkan tercapainya pengembangan front air yang seragam . Hal ini dapat dicapai dengan cara mempelajari aspek-aspek geologi reservoir secara teliti dan merencanakan program injeksi air sebaik mungkin. Seprti misalnya, untuk injeksi air kedalam struktur yang berbentuk kubah (dome), maka penginjeksian yang paling baik dilakukan
dengan menggunakan sumur-sumur yang terdistribusi secara merata ke seluruh reservoir. Dengan cara injeksi air ini, diharapkan reservoir dapat bekerja sebagai water drive buatan.
Pada umumnya injeksi air ini lebih emnguntungkan daripada injeksi gas, hal ini dikarenakan saturasi minyak sisa (residual oil saturation) untuk water
drive biasanya lebih kecil jika dibandingkan dengan water drive. Disamping itu hal terutama disebabkan adanya perbandingan mobilitas pada water drive yang lebih menguntungkan, dan juga karena adanya karakteristik dari kebanyakan reervoir yang bersifat water wet, sehingga proses pendesakan air lebih merata ke seluruh reservoir.
B. Injeksi Gas
Pressure maintenance dengan menggunakan injeksi gas ini dilakukan dengan cara menginjeksikan gas ke bagian puncak dari reservoir. Dengan cara ini diharapkan reservoir akan bekerja sebagaimana gas cap drive (DDI menurun), sehingga pendorongan minyak dari reservoir diharapkan akan lebih baik. Jadi pada prinsipnya injeksi gas ini adalah dengan membuat gas cap buatan.
Gas yang diinjeksikan biasanya merupakan gas hidrokarbon. Injeksi gas dilakukan jika terdapat sumber gas dalam jumlah besar dan cukup dekat letaknya, termasuk gas yang berasal dari hasil produksi lapangan itu sendiri. Injeksi gas dapat diterapkan untuk mempertahankan tekanan pada harga tertentu (pressure maintenance), atau juga untuk mengambil minyak yang tersembunyi dibagian atas reservoir yang terhalang oleh patahan atau bongkah garam (salt dome) yang sering disebut dengan “attic oil”. Jumlah gas yang diperlukan untuk mempertahankan tekanan reservoir pada tekanan tertentu dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut:
R = Rs + Rf ………..(5-18) Dimana :
R = perbandingan produksi gas-minyak (total)
Rs = perbandingan gas-minyak untuk gas yang berasal dari larutan Rf = perbandingan gas-minyak untuk gas yang berasal dari gas bebas
Untuk mempertahankan tekanan, maka volume fluida yang keluar harus sama dengan volume gas yang masuk.
(Bo + Rf Bg) + (Rs + Rf) = I (Rs + Rf) Bg ……… (5-19) Sehingga fraksi produksi gas yang diinjeksikan kembali ( I), adalah:
I B o Rf Bg R s R f B g = + + ( ) ……… (5-20) Dimana :
Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/scf. Bg = faktor volume formasi gas, scf/bbl.
Untuk mengetahui efisiensi dari operasi injeksi gas pada pressure maintenance, maka perlu dilakukan pengamatan terhadap harga drive indexnya secara berkala.
5.5.3.2. Sumur Infill
Pemboran infill ini dilakukan pada suatu lapangan minyak yang telah berproduksi masih dibawah tingkat laju produksi yang efisien (MER). Tujuan pemboran infill ini adalah untuk mendapatkan dan mengangkat minyak yang
mungkin diproduksikan (recoverable oil) dari suatu reservoir dalam jangka waktu yang lebih cepat.
A. Pertimbangan-Pertimbangan Perlunya Dilakukan Pemboran Sumur Infill Untuk dapat memutuskan dilakukannya operasi pemboran infill, maka perlu dipertimbangkan seperti :
1. Jumlah sisa cadangan minyak (remaining recoverable reserve) masih cukup besar.
2. Jumlah sumur yang ada masih terlalu sedikit dan masih kurang efisien dalam menguras cadangan.
3. Kapasitas fasilitas penampungan di permukaan belum mancapai harga yang maksimum.
4. Laju produksi lapangan masih belum mencapai harga : Maximum efficient Rate” (MER).
5. Ada tanda-tanda kecenderunagn minyak akan bermigrasi kearah lapisan pembatasan di sekitarnya.
6. Serangkaian pekerjaan pressure maintenance belum dapat memberikan peningkatan laju produksi lapangan.
7. Permintaan konsumen diperkirakan akan terus meningkat. 8. Fluktuasi harga di pasaran cenderung terus meningkat. 9. Adanya keputusan politik.
B. Penentuan Spasi sumur Infill
Seperti halnya pada pemboran-pemboran pengembangan yang lainnya, maka penentuan spasi sumur infill ini juga dimaksudkan untuk memperkecil jari- jari pengurasan (re).
Berdasarkan pada persamaan Darcy untuk aliran radial dalam suatu daerah pengurasan yang terbatas, yaitu ;
q c k h P e P w r e r w
=
2 (−
)ln / ………(5-21)
Maka dari persamaan diatas dapat dilihat bahea harga q dapat diperbesar sehubungan dengan spasi sumur yaitu dengan cara memperkecil harga ln re/rw. Sedangkan harga ln re/rw ini kecil jika harga re kecil atau harga rw besar. Harga rw besarnya terbatas, sehingga untuk memperkecil harga ln re/rw tersebut dilakukan dengan cara merubah-rubah harga re-nya. Hal ini berarti bahwa untuk memperkecil harga re diperlukan penambahan jumlah lubang sumur, dan penambahan jumlah lubang sumur tersebut erat sekali hubungannya dengan jarak antara sumur yang satu dengan yang lainnya (spasi sumur).
Hubungan antara jari-jari pengurasan sumur (re) dengan spasi sumur (D) adalah, bahwa jarak antara dua buah sumur tidak boleh melebihi dua kali jari-jari pengurasannya, jadi D = 2 re. Apabila spasi sumur lebih dari dua kali jari-jari pengurasannya, maka akan terdapat daerah reservoir yang tidak terbatas dan
fluidanya akan tertinggal didalam reservoir. Hal ini disebabkan, fluida dalam batuan reservoir mempunyai penyebaran yang terbatas sampai pada jarak tertentu di sekitar lubang bor. Sedangkan jika spasi sumur terlalu kecil dari dua kali jari- jari pengurasan, maka akan mengakibatkan terjadinya overlaping antara kedua
sumur tersebut, sehingga pada saat diproduksikan akan cenderung terjadi coning. Dengan denikian, terdapat hubungan antara q, D dan re, dimana semakin besar harga re maka akan semakin besar pula harga D dan akan mengakibatkan semakin kecilnya q yang diperoleh, begitu juga berlaku untuk hal yang sebaliknya.Apabila diinginkan harga q yang besar dengan memperkecil harga re maka spasi sumur akan menjadi semakin kecil, sehingga D = 2 re berdasarkan laju produksi yang diinginkan dapat ditentukan.
Pertimbangan-pertimbangan yang dipergunakan untuk penentuan suatu program spasi sumur ini, antara lain adalah sebagai berikut :
• Jumlah sumur yang akan dibor harus cukup banyak untuk dapat memberikan informasi geologi dan menguras reservoir.
• Sebaiknya hanya dilakukan pada sumur-sumur yang dapat berproduksi dengan kecepatan maksimum dan efisiensi untuk menguras reservoir tersebut. • Disesuaikan dengan waktu atau umur dari lapangan produksi. Jadi jumlah sumur yang akan dibor harus dapat menguras reserviur pada waktu yang telah ditentukan.
C. Penentuan letak Sumur Infill
Pada dasarnya untuk dapat merencanakan letak sumur infill secara baik, dipengaruh oleh beberapa faktor, antara lain : cadangan minyak yang masih tersisa di dalam reservoir yang mingkin dapat diangkat (remaining recoverable reserve), struktur geologi dan faktor-faktor ekonomi.
Disini hanya dua faktor yang pertama saja yang akan diuraikan, sedangkan mengenai faktor-faktor ekonomi tidak diuraikan.
1. Remaining Recoverable Reserve
Besarnya cadangan yang tersisa di dalam reservoir yang mungkin masih diangkat sangat tergantung pada RF (recovery faktor). Sedangkan besarnya harga RF tersebut sangat ditentukan oleh energi reservoirnya (mekanisme pendorong0). Dengan demikian untuk dapat mencapai suatu harga recovery yang seoptimal mungkin, maka harus diusahakan agar tenaga pendorong yang dimiliki reservoir dapat bekerja secara efektif.
Untuk suatu water drive field dengan reservoir yang sangat permeable serta diikuti dengan kontinuitas pori-pori akan menyebabkan tekanan formasi cepat seimbang, sehingga dengan demikian disarankan agar sumur dibor dengan spasi lebar tanpa mempengaruhi ultimate recoverynya. Dalam mekanisme water drive yang ditunjang oleh persediaan air yang besar, akan menyebabkan batas air-minyak (WOC) makin bergerak keatas; dan untuk daerah yang makin dekat dengam WOC tersebut, disarankan agar spasi sumurnya lebih lebar, hal ini disebabkan untuk sumur-sumur di bagian bawah reservoir akan lebih cepat dalam memproduksikan air, sehingga selain membuang energi reservoir akibat adanya air yang terproduksi, juga menyebabkan tidak efisiensinya sumur-sumur di bagian bawah reservoir tersebut.
Sementara untuk gas drive field, pada bagian atas reservoir, spasi sumur dibuat dengan jarak lebih lebar, hal ini dilakukan untuk menghindari agar gas jangan terlalu cepat berproduksi. Apabila gas terlalu cepat terproduksi, maka hal ini akan terjadi pembuangan energi reservoir dengan sia-sia, sehingga akibatnya sumur tersebut menjadi tidak efisien.
2. Struktur Geologi
Adanya struktur geologi yang bermacam-macam akan mempengaruhi minyak dan gas bumi, terutama dalam hal bermigrasi dari batuan induk (source rock) sebelum terakumulasi dalam suatu perangkap resevoir. Dengan demikian dalam mengeksploitasi suatu minyak dan gas bumi dalam reservoir, perlu sekali mempertimbangkan bentuk dan struktur geologi tersebut.
Masing-masing struktur geologi diatas, dalam hubungannya dengan penempatan letak sumur infill mempunyai permasalahan sendiri-sendiri, yaitu
apakah sumur infill tersebut harus diletakkan pada bagian puncak antiklin atau di dekat batas tepi air.
Untuk suatu akumulasi minyak yang terlatak pada struktur antiklin atau kubah garam dengan mekanisme water drive, maka jika dieksploitasikan dengan spasi sumur yang lebar dan dibor di sepanjang puncak dari struktur tersebut, akan menghasilkan recovery minyak yang besar. Sumur-sumur yang diatur menurut posisi tersebut, akan lebih ekonomis jika dibandingkan dengan sumur-sumur
yang diletakkan dibawah. Untuk mengurangi pengaliran ke atas pada waktu memproduksikan minyak di bagian yang dekat dengan WOC, maka setiap sumur harus mempunyai spasi yang lebih rapat pada arah strike daripada dip. Hal ini dimaksudkan agar terjadinya water coning dapat dikurangi.
Gas cap biasanya terdapat pada bagian puncak dari struktur antiklin. Apabila membor pada daerah gas cap tersebut, maka sumur-sumur yang dibuat harus mempunyai spasi yang lebih lebar. Dan minyak harus diprodukasikan dari sumur-sumur pada arah dip kebawah (down dip), hal ini dimaksudkan untuk mengurangi aliran gas dari bagian puncak.
Untuk reservoir yang sangat permeabel dan batas tepi airnya bergerak maju secara perlahan-lahan, maka karena adanya gaya grafitasi akan menyebabkan sisa-sisa minyak dari puncak mengalir kebawah, sehingga sumur-sumur yang terletak di bagian bawah mungkin dapat terus memproduksikan minyak walaupun di bagian puncak hanya tinggal memproduksi gas saja. Dalam hal ini, sumur yang akan dibor di bagian bawah harus ditempatkan dengan spasi yang rapat dibandingkan dengan sumur-sumur yang berada di bagian puncak.
BAB VI
PEMBAHASAN
6.2. Pengaruh Heterogenitas Reservoir Terhadap Penyebaran Hidrokarbon Dalam suatu studi reservoir, sering digunakan anggapan bahwa formasi reservoir bersifat homogen dengan ketebalan serba sama (uniform thickness), distribusi porositas dan permeabilitas seragam kesegala arah (isotropik). Pada kenyataannya struktur reservoir yang sesungguhnya sangatlah kompleks, dikarenakan adanya proses-proses atau gejala-gejala geologi yang terjadi. Sehingga mengakibatkan sifat-sifat fisik dari batuan menjadi sangat bervariasi (heterogen). Heterogenitas rseervoir merupakan suatu tingkat ketidakseragaman dari sifat fisik batuan dan fluida reservoir dari suatu tempat ke tempat yang lain dalam reservoir yang sama. Sebenarnya kondisi inilah yang paling banyak didapatkan di reservoir.
Dalam mengidentifikasi reservoir yang bersifat heterogen selalu dimulai dari stuudi geologi yang menguraikan luasan reservoir dan heterogenitas reservoir dalam skala yang berlainan. Tingkat heterogenitas yang berbeda-beda, ada reservoir dengan tingkat heterogenitasnya tinggi, tetapi ada juga reservoir yang mempunyai tingkat heterogenitas yang rendah sehingga sering dianggap sebagai reservoir yang homogen. Heterogenitas reservoir dapat terjadi pada skala mikroskopis (skala kecil), skala makroskopis (skala menengah), dan skala megaskopis (skala besar).
Faktor-faktor yang mengontrol adanya heterogenitas di dalam reservoir yaitu ; sedimentasi tektonik regional, komposisi batuan dan tekstur serta geometri batuan.. Proses sedimentasi yang dipengaruhi tektonik regional mengakibatkan terjadinya bermacam-macam lingkungan pengendapan seperti : lingkungan pengendapan darat, laut dan trasgresi, sehingga dengan adanya bermacam-macam
Faktor sedimentasi tektonik regional, diagenesa dan struktur geologi merupakan kontrol geologi untuk mengetahui adanya heterogenitas reservoir secara megaskopis.
Faktor geometri batuan dapat digunakan sebagai kontrol geologi terhadap heterogenitas reservoir skala mikroskopis karena geometri batuan yang terdiri dari ukuran rongga pori (pore throat size), ukuran pori-pori batuan (pore body size), peretakan akan mempengaruhi besarnya harga porositas dan permeabilitas serta saturasi fluida dari batuan tresebut.
Berdasarkan arah penyebaran, maka heterogenitas batuan reservoir dapat dibadakan menjadi dua macam, yaitu heterogenitas vertikal dan heterogenitas horisontal reservoir.
Kontrol geologi yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas vertikal adalah beragamnya lingkungan pengendapan, diagenesa, dan struktur sedimennya. Setiap lingkungan pengendapan akan mempunyai kecenderungan untuk membentuk model pengendapan tertentu dimana hal tersebut akan tergantung pada unsur-unsur lingkungan pengendapannya. Unsur-unsur lingkungan pengendapan meliputi material sedimen, keadaan pembatas energi mekanik, kimia fisika dan aktivitas biologis.
Pengaruh heterogenitas vertikal terhadap sifat fisik batuan reservoir(seperti porositas, permeabilitas dan saturasi fluida) dimana hal ini sangat menentukan dalam penyebaran hidrokarbon dalam reservoir terutama adalah besarnya zona transisi, dimana dengan mengecilnya permeabilitas maka zona transisi akan makin besar. Dengan demikian pada suatu lapangan yang zona transisinya tidak sama, maka akan memgakibatkan miringnya batas minyak air (WOC).
Kontrol geologi yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas horisontal adalah lingkungan pengendapan, diagenesa, struktur dan tekstur sedimennya. Material sedimen yang terendapkan pada suatu lingkungan pengendapan akan mempunyai jarak trasportasi ysng berbeda, sehingga komposisi dan teksturnya pada arah horisontal akan berlainan. Heterogenitas horisontal akan semakin
kompleks dengan terjadinya proses diagenesa dan strukturisasi sedimen sehingga lingkungan pengendapan akan mempunyai batas-batas reservoir ter tentu.
Dengan adanya heterogenitas reservoir yang dapat dibedakan menjadi haterogenitas skala mikroskopis, skala makroskopis maupun heterogenitas skala megaskopis dimana ketiganya dikontrol oleh adanya heterogenitas vertikal dan horisontal sangat berpengaruh terhadap penyebaran hidrokarbon dalam reservoir dalam hal penyebaran cadangan dan produktivitasnya. Hal ini disebabkan karena pengaruhnya terhadap sifat fisik batuan (porositas, permeabilitas dan saturasi
fluida) dan dengan adanya pengaruh heterogenitas horisontal terhadap komposisi dan tekstur, maka pengaruh heterogenitas reservoir terhadap penyebarannya jelas-jelas terlihat.
6.3. Peranan Penyebaran Hidrokarbon Dalam Penentuan Tata Letak Sumur Produksi
Telah dijelaskan sebelumnya, bahwa besaran-besaran reservoir yang merupakan sifat fisik dari batuan dan fluida reservoir akan mempunyai harga yang bervariasi apabila teridentifikasi bahwa reservoir tersebut bersifat heterogen sehingga berpengaruh terhadap penyebaran hidrokarbon dimana dengan adanya penyebaran hidrokarbon tersebut akan berpengaruh terhadap operasi pengembangan dan operasi tahap lanjut.
Setelah diketahui dari pemboran eksplorasi dan deliniasi bahwa reservoir yang bersangkutan mengandung lapisan yang prospek, maka untuk tercapainya perolehan minyak yang maksimal perlu ditentukan penyebaran sumur (produksi)
yang akan menguras reservoir sesuai dengan kondisi penyebaran yang dapat teridentifikasi.
Sebagai pertimbangan utama dalam penentuan penyebaran sumur adalah informasi data-data tentang karakteristik reservoir baik batuan maupun fluidanya. Karena penyebaran sumur yang dimaksud disini adalah sumur produksi (pengurasan), maka data-data tersebut telah diperoleh dari sumur-sumur sebelumnya dalam hal ini adalam sumur eksplorasi dan deliniasi. Dari survey pendahuluan, antara lain pemboran eksplorasi, pemboran deliniasi serta evaluasi
penilaian formasi dapatlah diketahui bagaimana kondisi geologi reservoir terutama adalah struktur jebakan, sifat lithologi batuan dan heterogenitas yang berpengaruh terhadap penyebaran hidrokarbon (point terpenting dalam pertimbangan untuk menentukan tata letak sumur produksi).
Untuk dapat menempatkan sumur produksi (pengurasan) secara baik dan tepat, perlu diketahui penyebaran hidrokarbonnya secara detail yang meliputu sifat fisik batuan dan fluidanya. Penyebaran tersebut berpengaruh terhadap distribusi cadangan dan produktivitasnya, tebaran titik produksi dan terhadap pengaturan spasi sumur-sumurnya. Secara logic, hal ini dapat dengan mudah kita terima karena kita tidak mungkin menempatkan sumur produksi di suatu area yang cadangannya kecil dan produktivitasnya rendah. Oleh karena itu penyebaran hidrokarbon disini merupakan faktor yang mutlak harus dipikirkan secara rasional dan teliti.
Dengan demikian prioritas penempatan sumur produksi dapat ditentukan. Penyebaran sumur-sumur produksi tidak terlepas dari distribusi cadangan yang terjadi dalam reservoir. Reservoir yang mempunyai tingkat heterogenitas yang rendah akan mempunyai cadangan hidrokarbon yang hampir tersebar merata di seluruh reservoir. Sebaliknya, bila reservoir memiliki tingkat heterogenitas yang tinggi, maka penyebaran cadangannya di reservoir akan tidak merata. Hal ini tentunya akan berpengaruh langsung terhadap penyebaran sumur-sumur produksi.
Penyebaran sumur-sumur produksi pada reservoir yang relatif homogen akan mengikuti pola penyebaran yang lebih teratur bila dibandingkan dengan reservoir yang heterogen. Sedangkan pada reservoir yang heterogen akan mengikuti pola sumur yang tidak teratur. Hal ini akan berpengaruh terhadap perencanaan penempatan titik sumur serta jumlah sumur. Dengan demikian penyebaran sumur-sumur produksi tersebut tentunya akan disesuaikan dengan posisi dan penyebaran hidrokarbon (cadangan) dari bagian-bagian reservoir.
Lithologi batuan reservoir akan sangat berpengaruh terhadap permeabilitas dan tekanan kapiler dari batuan, yang mana kedua sifat fisik ini mempengaruhi pergerakan fluida dari reservoir ke lubang sumur, sehingga
penyebaran sumur-sumur produksi akan sangat ditentukan oleh penyebaran permeabilitas batuan pada reservoir tersebut. Untuk bagian reservoir yang mempunyai permeabilitas tinggi, maka bagian tersebut tentunya akan diperlukan lebih sedikit sumur bila dibandingkan dengan bagian yang mempunyai permeabilitas yang rendah, maka jumlah sumur yang dibutuhkan lebih banyak
dan jarak antara setiap sumur relatif rapat. Hal ini dimaksudkan agar fluida reservoir dapat diproduksikan secara maksimal dan cepat, sehingga investasi dapat cepat kembali.
Penyebaran sumur-sumur pengurasan juga dipengaruhi oleh mekanisme pendorong yang bekerja pada reservoir yang bersangkutan. Untuk reservoir
dengan mekanisme pendorong air, penyebaran sumur-sumur produksinya akan mengikuti pola yang tidak teratur apabila lapisan produktifnya tipis dan sudut kemiringan lapisan produktif besar. Tetapi untuk lapisan produktif yang tebal dengan sudut kemiringan yang kecil (water drive) maka penyebaran sumur-sumurnya mengikuti pola penyebaran teratur.
Sedangkan untuk reservoir dengan mekanisme pendorong berupa gas cap apabila lapisan produktifnya tipis dengan sudut kemiringan yang besar maka sumur-sumurnya akan tersebar secara tidak teratur. Jika lapisan produktif besar dengan sudut kemiringan kecil maka sumur-sumur akan tersebar secara teratur dan merata diseluruh reservoir. Hal diatas dimaksudkan untuk menghindari terproduksinya air maupun gas secara dini.
Bilamana resrvoir mempunyai gas cap dan aquifer. Dimana mekanisme pemdorongnya strong water drive, maka air cepat naik, sehingga pilihan letak
interval perforasi harus jauh setinggi mungkin dari level WOC, untuk dapat pengurasan minyak seoptimal mungkin, sebelum air mulai terproduksi. Karena kalau letak interval perforasi rendah disekat WOC akan menyebabkan produksi prosentase kadar ait tinggi terlalu dini. Hal ini sangat tidak dikehendaki. Bila law water drive , namun gas cap drive lebih kuat, pilihan interval perforasi harus serendah mungkin dari level WOC atau sejauh mungkin dari level GOC, supaya terhindari dari produksi gas atau GOR tinggi lebih cepat (gas coning) dan pengurasan tidak maksimal. Bila mekanisme pendorong dari keduanya cukup
