METODE EVALUASI RENCANA PENGEMBANGAN
LAPANGAN PADA BROWNFIELD DENGAN SIMULASI
RESERVOIR: KASUS LAPANGAN X
Tutuka Ariadji1 , Ni Made Ayu Kusuma Putri2 SariRencana pengembangan lapangan merupakan hal yang biasa dilakukan di semua lapangan minyak dan gas dengan tujuan untuk mengoptimasikan kinerja produksi dan keekonomian. Rencana pengembangan lapangan (POD/Plan of Development) yang komprehensif dilakukan dengan bantuan simulator yang dapat meramalkan performa reservoir dengan cukup akurat dengan mengakomodasi model geologi di bawah berbagai kondisi operasi. Lapangan X merupakan lapangan minyak yang dapat dikategorikan sebagai brownfield, yaitu lapangan yang sudah tua dengan jumlah kumulatif produksi mendekati maksimum tingkat perolehan yang lazim. Dalam paper ini dibahas mengenai metode evaluasi usulan POD yang merupakan perbaikan dari POD yang sebelumnya telah dibuat. Studi ini bertujuan untuk mengajukan suatu metode evaluasi POD yang memberikan hasil perolehan yang lebih optimal. Namun, sisi keekonomian tidak dibahas pada paper ini karena lebih menitikberatkan pada langkah-langkah dalam membuat usulan tersebut. Rencana pengembangan lapangan dibagi menjadi 3 skenario yaitu kerja ulang, infill drilling, dan injeksi air. Titik atau area yang berpotensi untuk ketiga skenario tersebut kemudian disimulasikan menggunakan simulator sehingga dapat diketahui perolehan minyak yang dihasilkan. Dari hasil ini, dilakukan analisa terhadap parameter reservoir yang mempengaruhi performa sumur. Dengan demikian dapat diketahui parameter utama yang mempengaruhi kinerja sumur, dan dapat pula disusun suatu metode evaluasi POD untuk mendapatkan hasil yang lebih baik. Dari hasil analisa dapat disimpulkan bahwa parameter yang paling berpengaruh adalah oil/unit area, tekanan, dan letak geologikal sumur. Selain itu dapat pula ditarik suatu kesimpulan bahwa pemilihan pola injeksi pada injeksi air ditentukan oleh ketersediaan sumur, arah pengembangan permeabilitas, dan bentuk struktur lapisan. Metode evaluasi yang dihasilkan dari studi ini mampu meningkatkan pertambahan perolehan minyak yang cukup signifikan. Skenario infill drilling memberikan peningkatan RF yang paling besar (5,8%). Dengan demikian skenario ini dapat dikatakan sebagai skenario terbaik, diikuti injeksi air (∆RF = 5,13%) dan kerja ulang (∆RF = 4.7%). Sementara untuk kombinasi skenario terbaik diberikan oleh penggabungan ketiga skenario dengan ∆RF = 7,65% . Penggabungan injeksi air dan workover memberi hasil terbaik kedua dengan ∆RF = 6,9%. Kombinasi infill drilling dan injeksi air memberi hasil sedikit lebih buruk dengan ∆RF = 6,85%.
Kata kunci: POD, brownfield, kerja ulang, infill drilling, injeksi air, peningkatan RF Abstract
Field development is a common project conducted in oil or gas field in order to optimize the production and economics. A Comprehensive plan of development (POD) is conducted by using simulator, which can predict reservoir performance accurately by accommodating the geological model under various operating condition. X-field can be considered as a brownX-field1. This paper discuss about the POD evaluation method as a tool to revise of previous POD. The objective of the study is to offer a POD evaluation method that gives a more optimal recovery. However, economical side would not be an issue in this paper because it concerns more in steps of making the POD revision. The POD that offered can be divided into three scenarios that are workover, infill drilling, and waterflooding. Potential spots or areas for the three scenarios were simulated using simulator to find the oil recovery. The result was analyzed to find the reservoir parameters that significantly influence the well performance. After all, the method to evaluate POD can be arranged to reach better recovery. The conclusion of this study is that oil/unit area, pressure, and the geological location of the well are the parameters, which significantly influence the well performance. Meanwhile, the parameters that influence the injection pattern are availability of existing well, the permeability expansion, and structure of reservoir. The POD evaluation method resulted from this study can significantly increase the oil recovery. Infill drilling gives the best result with 5.8% increasing RF, i.e. this is the best scenario. Water flooding is in the second place with 5% increasing RF, followed by work over with 4.7% increasing RF. Meanwhile, the best combination is given by the combination of all scenarios (∆RF = 7.65%). In the second place is the combination of waterflooding-workover (∆RF = 6.9%) and the next place is the waterflooding-infill drilling combination (∆RF = 6.85%).
Keywords: POD, brownfield, workover, infill drilling, waterflooding, incremental RF 1) Program Studi Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung
Jl. Ganesa No. 10 Bandung 40132, Telp: +62 22-2504955, Fax.: +62 22-25049955, Email: ayu_kp@yahoo.com
32
I. PENDAHULUAN
Lapangan X merupakan lapangan minyak yang terdiri dari 3 blok utama yaitu blok I, blok II, dan blok III. Ketiga blok ini dipisahkan oleh patahan utama. Selain itu, terdapat juga beberapa patahan lain di dalam tiap-tiap blok, dimana tidak semuanya bersifat sealing. Masing-masing blok terdiri dari 20 lapisan. Studi ini hanya dilakukan terhadap blok II karena merupakan blok yang memiliki sisa cadangan terbesar.
Lapangan X telah diproduksikan sejak 1927. Jumlah seluruh sumur hingga tahun 2005 adalah 478. Produksi kumulatif lapangan adalah sudah mencapai 35% dari cadangan awal minyak di tempat (Original Oil In Place). Produksi harian dari lapangan ini hanya sebesar 1129 STB dengan water cut 55%. Dengan demikian, lapangan ini termasuk dalam kategori Brownfield. Oleh karena itu akan dilakukan usaha-usaha pengembangan lapangan dengan tujuan untuk meningkatkan perolehan minyak pada lapangan X ini. Untuk memperoleh hasil yang optimal pada pengembangan lapangan tersebut, simulasi reservoir perlu dilakukan dengan bantuan simulator komersial. Namun demikian untuk dapat merancang skenario pengembangan lapangan, diperlukan pengamatan terhadap model reservoir terutama pada bagian peta distribusi saturasi, tekanan dan porositas. Dari peta-peta tersebut dapat kita tentukan titik atau area yang berpotensi untuk dikembangkan melalui beberapa skenario. Kemudian kita cari parameter reservoir yang berkorelasi kuat pada produksi sumur untuk memudahkan dalam penyusunan POD di kemudian hari. Tulisan ini mencoba mengetengahkan hasil praktek-praktek melakukan simulasi tersebut ke dalam suatu metode yang sepengetahuan penulis belum pernah dipublikasikan.
Pengembangan lapangan yang dilakukan dibagi menjadi 3 skenario utama yaitu kerja ulang, infill drilling, dan injeksi air. Penggabungan beberapa skenario juga dilakukan seperti injeksi dan kerja ulang, atau kerja ulang dan injeksi. Usulan pengembangan lapangan ini merupakan perbaikan dari rencana pengembangan lapangan yang sebelumnya pernah dibuat. Oleh karena itu jumlah penambahan sumur baru atau kerja ulang mengikuti rencana pengembangan sebelumnya. Jadi perbaikan yang dilakukan adalah pada penempatan titik injeksi, infill, dan sumur-sumur kerja ulang.
II. METODOLOGI
Studi ini dikembangkan melalui hasil-hasil selama praktek simulasi yang disusun menjadi metode. Beranjak dari sesuatu yang standard dilakukan dalam simulasi reservoir, dilanjutkan dengan investigasi yang lebih dalam. Korelasi yang dibuat mengindikasikan seberapa berpengaruh suatu parameter terhadap produksi. Perlu dicatat bahwa kekomplekan dan ukuran model geologi lapangan yang besar menyebabkan keunikan tingkat kesulitan yang tinggi dalam proses simulasi.
Studi ini dilakukan dengan langkah-langkah seperti ditunjukkan pada flowchart Gambar 1.
Gambar 1. Flowchart metodologi pada penelitian
Analisa plot diatas dan analisa performa pola injeksi
Penyusunan metode evaluasi skenario WO, titik IF, & area WF
Memperbaiki skenario WO, IF, dan WF sesuai dengan metode evaluasi POD diatas
Penggabungan dua atau lebih skenario yang berbeda tidak ya ya tidak Data: model reservoir Observasi peta So, P, φ,
oil/unit area, dan k
Tandai titik/area dengan harga φ, k, So,
oil/unit area, dan p
P tinggi? WF
ada sumur?
WO
IF
Plot korelasi k, φ, So, oil/unit area, dan p terhadap Np
Kinerja reservoir di bawah kondisi operasi WF atau WO atau IF diprediksi dengan simulator. Kemudian parameter reservoir (tekanan, porositas, permeabilitas, oil/unit area, dan saturasi minyak) pada masing-masing sumur diplot terhadap produksi kumulatif sumur-sumur tersebut Dengan demikian dapat dilihat parameter reservoir apa yang berpengaruh terhadap produksi. Selanjutnya, metode evaluasi ketiga skenario diatas disusun berdasarkan hasil dan analisa dari plot tersebut. Berdasarkan metode evaluasi diatas, dilakukan evaluasi terhadap skenario yang telah dikembangkan. Setelah didapat hasil yang optimum, dua atau lebih skenario kemudian digabungkan.
III. ANALISA
3.1 Analisa Parameter Reservoir
Lima parameter yang digunakan untuk evaluasi dan penentuan teknik pengembangan lapangan adalah:
1. oil per unit area (So × φ × h)
2. tekanan 3. permeabilitas 4. saturasi minyak 5. porositas
Harga kelima parameter tersebut diatas kemudian diplot terhadap kumulatif produksi minyak yang dihasilkan dari masing-masing sumur. Harga parameter yang dimaksud adalah pada saat awal pengembangan lapangan (1 Januari 2006).
Oil per Unit Area
Plot oil per unit area terhadap kumulatif produksi minyak (Np) selama awal simulasi (Januari 2006) hingga akhir simulasi (Mei 2030) dapat dilihat pada Gambar 2. Dari gambar ini, terdapat suatu kecenderungan penyebaran data. Dari kecenderungan tersebut dapat disimpulkan bahwa semakin besar harga oil/unit area suatu grid, maka semakin besar pula minyak yang dihasilkan. Tetapi pada plot terdapat lima titik yang tersebar di bawah garis, dan empat titik di atas garis.
Titik-titik di bawah garis dihasilkan oleh sumur X384, infill-4, infill-3, infill-5, dan infill 7. Untuk infill-3, infill-7 dan X384 hal ini diakibatkan rendahnya tekanan pada grid letak perforasi sumur-sumur tersebut. Tekanan tersebut bernilai sama dengan tekanan saturasi sehingga sejak awal produksi gas telah mengganggu produksi minyak.
Gambar 2. Pengaruh oil/unit area terhadap produksi minyak kumulatif
Gambar 3. Pengaruh tekanan terhadap produksi kumulatif Pengaruh oil/unit area terhadap produksi
kumulatif 0.00E+00 1.00E+06 2.00E+06 3.00E+06 4.00E+06 5.00E+06 6.00E+06 7.00E+06 0 20 40 60 80 100 oil/unit area p ro d u k s i k u m u la ti f s u m u r
Pengaruh tekanan terhadap produksi kumulatif
0.00E+00 1.00E+06 2.00E+06 3.00E+06 4.00E+06 5.00E+06 6.00E+06 0 200 400 600 800 1000 tekanan (psi) p ro d u k s i k u m u la ti f
34
Pada plot terdapat satu titik pencilan yang terletak jauh di bawah kurva. Titik tersebut dihasilkan infill-4 yang memiliki harga oil per unit area tertinggi, tetapi produksi yang dihasilkan justru paling rendah dibandingkan dengan sumur lain. Selain karena tekanan yang rendah, infill-4 juga dikelilingi banyak null block seperti terlihat pada Gambar 3 diatas. Gambar tersebut menunjukkan distribusi tekanan di sekitar infill-4. Terlihat bahwa support tekanan lebih dominan dari arah lateral. Adanya null block di sebelah kiri menyebabkan support tekanan hanya dari kanan. Tetapi terdapat patahan yang terletak tidak terlalu jauh dari sumur. Kombinasi dari beberapa hal di atas menyebabkan performa infill-4 yang sangat buruk.
Berbeda halnya dengan sumur infill-5 yang memiliki tekanan yang cukup tinggi. Infill-5 menghasilkan produksi minyak yang lebih rendah dari yang diharapkan dikarenakan produksi minyak di akhir waktu simulasi terganggu produksi air yang cukup tinggi. Apabila dilihat dari harga saturasinya, infill-5 memiliki harga saturasi yang cukup baik (Tabel 1). Peningkatan saturasi air pada sumur infill-5 disebabkan adanya aquifer yang terletak cukup dekat dengan perforasi terbawah dari infill-5.
Tabel 1. Harga saturasi minyak tiap sumur
Well So Well So X003 0.5538 infill-8 0.6465 X018 0.5689 infill-10 0.7025 X025 0.49 infill-9 0.6539 X028 0.6385 infill-5 0.5534 X256 0.54 infill-1 0.5531 X363 0.554 infill-7 0.6 X377 0.6528 infill-3 0.6731 X384 0.7025 infill-4 0.6955 XX099 0.5533 infill-2 0.5507 XX165 0.5363 infill-6 0.6561 Sementara itu, untuk dua titik di atas garis merupakan titik dari sumur X003 dan X025. Kedua sumur tersebut memiliki nilai oil per unit area yang paling rendah diantara sumur-sumur lain. Selain itu, kedua sumur-sumur tersebut terletak dekat dengan patahan yang mengakibatkan penambahan pressure drop saat produksi. Keadaan diperparah dengan adanya null block di sebelah atas dan bawah grid letak perforasi sumur ini. Dengan demikian suplai fluida hanya berasal dari arah lateral. Namun, hasil yang ditunjukkan dari dua sumur tersebut tidak mengecewakan karena tekanan reservoir dimana sumur ini diperforasi cukup tinggi dan
merupakan dua sumur dengan tekanan grid tertinggi.
Tekanan
Tekanan merupakan parameter kedua yang sangat berpengaruh pada hasil produksi tiap sumur. Dari plot tekanan terhadap produksi kumulatif (Gambar 2) dapat di tarik suatu garis yang menunjukkan hubungan yang sebanding antara tekanan dan produksi kumulatif. Pengaruh tekanan akan semakin kuat pada tekanan tinggi. Hal ini ditunjukkan dengan meningkatnya kemiringan kurva pada tekanan tinggi.
Pada plot tekanan terhadap Np juga terdapat beberapa titik yang berada di atas maupun di bawah trendline seperti pada plot oil/unit area terhadap produksi kumulatif minyak. Titik-titik yang berada di atas garis dihasilkan oleh sumur X363, infill-7, infill-8, infill-9 dan infill-10. Sementara titik-titik yang berada di bawah garis adalah hasil dari X003, X028, XX099, dan infill-2.
Untuk titik-titik yang berada di bawah trendline, hal ini kebanyakan disebabkan rendahnya harga oil/unit area pada sumur tersebut. Sehingga, walaupun tekanannya tinggi, produksi yang dihasilkan tidak seperti yang diharapkan. Hal ini terutama berlaku untuk X003 dan infill-2 yang berturut-turut merupakan sumur dengan oil/unit area pertama dan ketiga terendah. Sementara untuk dua sumur lain (XX099 dan X028), penyimpangan lebih disebabkan hal lain karena pada kenyataannya harga oil/unit area kedua sumur ini cukup bagus. Penyimpangan pada XX099 lebih disebabkan karena letaknya yang dekat dengan sumur aktif lain (XX165) sehingga mengganggu produksi minyak. XX165 memiliki tekanan yang lebih rendah dari XX099, tetapi memiliki oil/unit area yang lebih besar. Hasil simulasi menunjukkan XX165 memproduksi minyak yang lebih banyak. Dari sini, dapat disimpulkan parameter oil/unit area lebih mempengaruhi hasil produksi suatu sumur. Sementara pada kasus X028, adanya patahan yang amat dekat dengan lokasi sumur menyebabkan penyimpangan yang terjadi. Patahan menyebabkan adanya tambahan penurunan tekanan. Sementara untuk titik-titik yang berada di atas menunjukkan harga oil per unit area yang tinggi.
Porositas, Saturasi, dan Permeabilitas
Parameter lain seperti porositas, saturasi minyak, dan permeabilitas ternyata tidak menghasilkan suatu garis kecenderungan (Gambar 4, 5 dan 6).
Gambar 4. Plot saturasi minyak terhadap produksi kumulatif
Gambar 5. Plot permeabilitas terhadap produksi kumulatif
Gambar 6. Plot porositas terhadap produksi kumulatif Pada kasus ini parameter tersebut tidak terlalu
berpengaruh secara individual, atau pengaruhnya tidak terlihat dengan jelas karena ketersediaan data yang kurang banyak. Tetapi kombinasi dari parameter tersebutlah sangat mempengaruhi produksi kumulatif yang dihasilkan. Namun pengaruh secara individual dari parameter ini mungkin dapat menjadi signifikan pada rentang harga yang lebar atau pada nilai-nilai yang ekstrim.
Jadi dapat diambil kesimpulan bahwa parameter yang mempengaruhi produksi adalah tekanan dan oil/unit area. Untuk melihat parameter mana yang lebih mempengaruhi, maka parameter tersebut dikelompokkan ke dalam tiga kelompok; tinggi, sedang, rendah (Tabel 2). BHP minimum yang digunakan pada studi ini adalah 200 psi. Jadi apabila tekanan telah berada di bawah 200 psi maka sumur tidak akan mengalir tanpa bantuan metode pengangkatan buatan. Perbandingan parameter
pengaruh saturasi minyak terhadap produksi kumulatif per sumur 0.00E+00 1.00E+06 2.00E+06 3.00E+06 4.00E+06 5.00E+06 6.00E+06 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 saturasi minyak p ro d u k s i k u m u la ti f p e r s u m u r (b b l)
pengaruh permeabilitas terhadap produksi kumulatif tiap sumur
0.00E+00 1.00E+06 2.00E+06 3.00E+06 4.00E+06 5.00E+06 6.00E+06 0 500 1000 1500 2000 permeabilitas (md) p ro d u k s i k u m u la ti f ti a p s u m u r
Pengaruh porositas terhadap produksi kumulatif tiap sumur
0.00E+00 1.00E+06 2.00E+06 3.00E+06 4.00E+06 5.00E+06 6.00E+06 0 0.2 0. 0.6 0.8 1 porositas p ro d u k s i k u m u la ti f ti a p s u m u r
36
terhadap performa sumur ditampilkan berdasarkan pengelompokan tersebut (Tabel 3).
Tabel 2. Pengelompokan parameter dan produksi kumulatif
Rendah sedang tinggi
tekanan (psi) < 2 × min BHP 2 - 2,5 × min BHP > 2,5 × min BHP prod.kum (Mbbl) < 1750 1750-3400 > 3400 oil/unit area (ft) < 35 35 - 60 > 60
Tabel 3. Perbandingan parameter terhadap performa sumur
nama
sumur Tekanan
oil/unit
area Np
X003 Tinggi Rendah Sedang
X018 Sedang Rendah Sedang
X025 Tinggi Rendah Sedang
X028 Sedang Rendah Rendah
X256 Sedang Rendah Rendah
X363 Sedang Sedang Sedang
X377 Sedang Rendah Rendah
X384 rendah Sedang Rendah
XX099 tinggi Rendah Rendah
XX165 sedang Rendah Rendah
infill-8 rendah Sedang Tinggi infill-10 sedang Rendah Sedang infill-9 sedang Sedang Sedang infill-5 tinggi Sedang Rendah infill-1 sedang Rendah Rendah infill-7 rendah Sedang Rendah infill-3 sedang Sedang Rendah infill-4 rendah Tinggi Rendah infill-2 tinggi Rendah Rendah infill-6 Rendah Rendah Rendah
Dari tabel dapat dilihat bahwa oil/unit area lebih menentukan performa sumur daripada tekanan.
Sumur dengan highlight kuning menunjukkan hasil produksi yang berada di bawah harapan. Sumur-sumur tersebut memiliki harga tekanan dan oil/unit area yang sedang atau bahkan tinggi, namun produksinya rendah. Ternyata penyimpangan tersebut disebabkan oleh berbagai hal yang berbeda-beda. Pada infill-2, infill-4, dan infill-5, penyimpangan lebih diakibatkan oleh faktor geologi. Infill-4 terletak dekat patahan. Selain itu, sumur ini juga
dikelilingi banyak null block seperti pada infill-2. Sementara infill-5 terletak dekat dengan aquifer yang berpotensi menghasilkan water coning dan menghasilkan banyak by-passed oil.
Berbeda halnya pada sumur XX099 dan infill-3. Penyimpangan lebih diakibatkan karena letaknya yang dekat dengan sumur produksi lain sehingga terjadi pengurasan minyak dari tempat akumulasi minyak yang sama (perebutan minyak) diantara kedua sumur tersebut. XX099 menguras area yang sama dengan XX165, sementara infill-3 ’berebut minyak’ dengan X377.
Penyimpangan tidak hanya terjadi ke arah yang lebih buruk. Pada infill-8, penyimpangan justru mengarah menuju arah yang lebih baik. Profil tekanan dan oil/unit area pada sumur ini tidak terlalu fantastis. Tetapi justru sumur ini memberikan produksi minyak yang terbaik. Hal tersebut ternyata disebabkan area pengurasan yang sangat luas pada sumur ini.
Patahan di dekat sumur infill-8 bersifat leaking. Selain itu sumur-sumur di sekitar infill-8 merupakan sumur yang sejak lama tidak aktif. Dengan demikian, dapat dipastikan daerah pengurasan tersebut berasal dari infill-8.
IV. HASIL STUDI : METODE EVALUASI 4.1 Prosedur Pemilihan Sumur Infill Atau
Kerja Ulang
Prosedur pemilihan titik sumur baru ataupun pemilihan sumur untuk skenario kerja ulang adalah sebagai berikut:
1. Pilih grid dengan oil/unit area tertinggi. Oil/unit area menunjukkan perbandingan volume minyak dan volume bulk. Namun saturasi minyak juga harus diperhatikan. Harga oil per unit area yang tinggi belum tentu menunjukkan saturasi minyak yang lebih besar dari saturasi air.
2. Cek tekanan pada grid tersebut. Apabila tekanannya rendah sebaiknya memilih grid dengan oil per unit area sedikit lebih rendah tetapi memiliki tekanan yang lebih tinggi. Hasil plot sebelumnya menunjukkan pengaruh tekanan lebih sensitif terhadap produksi kumulatif daripada pengaruh oil per unit area. 3. Perhatikan kondisi sekitar dari grid yang
kita pilih tadi. Adanya patahan yang sealing dan sumur aktif lain di sekitar grid akan menyebabkan penurunan tekanan yang lebih besar, sehingga sumur lebih cepat mati walaupun minyaknya masih banyak tersedia.
4. Perhatikan pula adanya null block. Null block di sebelah atas atau bawah biasanya tidak mempengaruhi hasil produksi sumur. Null block pada arah lateral dari sumur lebih mempengaruhi hal tersebut.
5. Letak aquifer terdekat juga harus diperhatikan. Masalah water coning dapat menggangu produksi dalam skala yang cukup besar.
6. Membuka semua lapisan yang berpotensi belum tentu menghasilkan produksi yang lebih baik daripada hanya membuka sebagian lapisan. Formasi yang ditinggalkan atau tidak dioperasikan biasanya yang terdapat pada lapisan teratas dan terbawah. Formasi dangkal biasanya bermasalah pada tekanan yang seringkali rendah (dalam waktu singkat tekanan alir sumur telah mencapai batas terendah untuk mengalirkan sumur secara alami). Sementara formasi yang terlampau dalam biasanya dekat dengan aquifer. Pengurangan jumlah lapisan yang dibuka telah dicoba pada infill-4, infill-7, infill-8, dan X384 dan menghasilkan hasil yang lebih baik dari sebelumnya.
7. Penambahan sumur baru sebaiknya tidak terlalu jauh dengan sumur lain untuk menghasilkan tingkat kepercayaan pada hasil prediksi. Semakin dekat dengan sumur lain dapat semakin memastikan bahwa parameter resevoir pada sumur baru akurat. Harga parameter reservoir biasanya akurat pada daerah di sekitar sumur karena pengukutan parameter tersebut dilakukan di sumur.
4.2 Prosedur Pemilihan Pola Injeksi Air
Langkah-langkah dalam menentukan pola injeksi air pada studi ini adalah sebagai berikut: 1. Untuk menghemat biaya, pemilihan pola injeksi di dasarkan pada ketersediaan sumur pada daerah yang akan diinjeksi. Dengan demikian biaya penambahan sumur baru untuk sumur produksi ataupun sumur injeksi dapat ditekan.
2. Permeabilitas pada daerah yang akan diinjeksi sebaiknya tidak terlalu bervariasi sehingga penyebaran air dapat lebih merata.
3. Sumur injeksi dan sumur produksi sebaiknya dibuka pada lapisan yang sama. Sehingga terjadi kesinambungan.
4. Prediksi harus dilakukan pada dua kondisi; membuka semua sumur produksi dengan dan tanpa adanya sumur injeksi (hanya kerja ulang atau infill drilling). Hasil dengan sumur injeksi belum tentu lebih baik. Pada rencana pengembangan kali ini hanya ditawarkan 3 pola injeksi dengan
dasar pemikiran bahwa pada beberapa daerah lain yang tampak laik diinjeksi ternyata dapat menghasilkan produksi yang lebih baik hanya dengan kerja ulang atau infill drilling.
5. Laju injeksi besar belum tentu menghasilkan perolehan yang lebih baik. Laju injeksi yang lebih besar ternyata dapat justru menurunkan perolehan karena terjadi fingering. Sementara laju injeksi yang terlalu kecil tidak akan mampu mendorong minyak menuju sumur produksi.
V. HASIL IMPLEMENTASI METODE
EVALUASI UNTUK OPTIMASI
PENGEMBANGAN LAPANGAN 5.1 Kerja Ulang
Dalam skenario ini dilakukan pemilihan terhadap sumur-sumur yang sudah tersedia untuk dilakukan kegiatan kerja ulang (workover). Kerja ulang yang dimaksud disini adalah salah satu atau kombinasi dari beberapa kegiatan di bawah ini:
1. pembukaan kembali sumur yang sudah ditutup
2. penambahan perforasi pada lapisan yang lebih dangkal
3. penambahan jumlah fluida yang diproduksikan.
Asumsi yang digunakan adalah simulasi dilakukan di bawah tekanan alir dasar sumur minimum yang sanggup mengalirkan fluida produksi menuju fasilitas permukaan dengan demikian tidak memperhatikan metode pengangkatan buatan apa yang dipergunakan.
Terdapat beberapa sumur yang laik untuk proyek kerja ulang pada lapangan-X ini. Namun, hanya diambil 10 sumur terbaik dalam usulan pengembangan lapangan dengan skenario kerja ulang. Hal ini bertujuan agar hasil yang diperoleh dapat dibandingkan dengan POD sebelumnya yang juga menawarkan 10 sumur untuk dilakukan kerja ulang. Perolehan yang dihasilkan dengan melakukan kerja ulang pada 10 sumur adalah 4,68% dengan kenaikan sebesar 1,4% dari skenario sebelumnya. Semua sumur berproduksi pada laju produksi awal 600 bbl/hari. Dengan batasan ini hasil akhir yang diperoleh akan lebih baik daripada mengoperasikan sumur pada laju maksimum.
5.2 Infill Drilling
Skenario kedua yang ditawarkan adalah infill drilling atau penambahan sumur baru. Penambahan sumur dilakukan di daerah dimana terdapat akumulasi minyak yang belum
38
pernah terproduksi sebelumnya atau hanya sedikit terproduksi, tetapi masih relatif dekat dengan sumur yang ada. Semakin dekat suatu grid terhadap grid lain yang telah diproduksikan, maka semakin tinggi tingkat keakuratan harga-harga parameter pada grid tersebut. Pengukuran parameter reservoir biasanya dilakukan di sumur, sehingga harga parameter pada grid dengan perforasi dapat dikatakan akurat. Sementara untuk grid-grid lain diperkirakan melalui korelasi antarsumur yang belum tentu benar. Dengan demikian menambah sumur terlalu jauh dari sumur yang telah ada cukup berisiko sehingga tidak dilakukan pada studi ini. Namun hal tersebut dapat sengaja dilakukan untuk kepentingan tertentu misalnya untuk mengetahui batas reservoir di awal eksplorasi.
Seperti pada skenario kerja ulang, dilakukan 10 infill drilling sesuai dengan jumlah sumur infill pada POD terdahulu. Kesepuluh sumur tersebut juga tidak memerlukan pengangkatan buatan hingga akhir waktu simulasi. Hasil yang diperoleh adalah sebesar 5.8% atau 2.4% lebih besar daripada POD sebelumnya. Sementara apabila dilakukan penggabungan antara skenario kerja ulang dan infill drilling akan diperoleh recovery sebesar 6.96%. Hasil ini
tidak dapat dibandingkan dengan POD sebelumnya karena tidak dilakukan penggabungan antar kedua skenario ini.
5.3 Injeksi Air
Skenario terakhir yang diajukan adalah injeksi air. Pada studi ini telah dilakukan simulasi beberapa pola injeksi di beberapa tempat. Dari hasil simulasi didapat beberapa hal penting yaitu:
- injeksi dilakukan di tengah lapangan (pattern flooding) karena terdapat edge water di sekeliling reservoir
- pemilihan pola injeksi dilakukan berdasar atas ketersediaan sumur sehingga dapat menekan biaya operasi.
Injeksi air yang ditawarkan mencakup 3 area. Area pertama merupakan pola 7 spot inverted. Sebenarnya dari ketersediaan sumur, pola injeksi yang dapat dikembangkan adalah pola 8 spot inverted. Tetapi 1 dari 7 sumur produksi (dilingkari pada Gambar 7) tersebut tidak juga berproduksi walaupun laju injeksi telah ditingkatkan. Hal ini disebabkan oleh bentuk top grid yang tidak memadai untuk pola 8 titik dimana air injeksi tidak dapat menjangkau salah satu titik.
Gambar 7. Area injeksi air pola - 1
1,302,000 1,303,000 1,304,000 1,305,000 1,306,000 1,302,000 1,303,000 1,304,000 1,305,000 1,306,000 1 ,5 7 9 ,0 0 0 1 ,5 8 0 ,0 0 0 1 ,5 8 1 ,0 0 0 1 ,5 7 9 ,0 0 0 1 ,5 8 0 ,0 0 0 1 ,5 8 1 ,0 0 0 1 ,5 8 2 ,0 0 0 0.00 645.00 1290.00 feet 0.00 200.00 400.00 meters File: WF_1.irf User: USER Date: 4/2/2006 Scale: 1:8629 Y/X: 1.00:1 Axis Units: ft 990 1,251 1,513 1,774 2,035 2,296 2,557 2,819 3,080 3,341 3,602 Grid Top (ft) 2030-05-01 K layer: 12
Sementara pola kedua dan ketiga adalah berturut-turut line drive dan 4-spot inverted. Pola ini dikembangkan karena mengikuti pengembangan permeabilitas.
Pada POD terdahulu, injeksi air dilakukan hanya pada lapisan 12 yang memiliki cadangan terbesar. Tetapi kebanyakan sumur pada lapisan 12 masih laik untuk dilakukan kerja ulang. Oleh karena itu skenario injeksi air dari studi ini masih dilakukan pada lapisan 12 tetapi hanya 1 pola saja. Sementara untuk pola kedua dan ketiga dilakukan pada lapisan-lapisan atas. Sumur pada lapangan X kebanyakan telah beroperasi di bawah tekanan gelembung. Oleh karena itu, injeksi air yang dilakukan dimaksudkan untuk menambah perolehan, bukan untuk program pressure maintanance.
Perbandingan POD terdahulu dengan usulan dari studi kali ini untuk skenario injeksi air dapat dilihat pada Tabel 4. Sementara perbandingan POD untuk keseluruhan skenario berikut kombinasinya ditampilkan pada Tabel 5. Peningkatan RF masing-masing skenario dapat dilihat pada Gambar 8. Tabel 4. Perbanding skenario WF POD terdahulu dan
POD revisi
Parameter POD
terdahulu POD sekarang
jumlah sumur tambahan 3 2
jumlah sumur workover 12 12
jumlah air injeksi per hari
15000
bbl 700 bbl
recovery hingga Mei
2030 2.77% 5.13%
Tabel 5. Perbandingan hasil POD revisi dengan POD sebelumnya
Skenario ∆RF (%) dari base case POD dahulu POD revisi
WO 3.28 4.68 IF 3.41 5.8 WF 2.77 5.13 WO + WF 4.25 6.94 IF + WF 6.25 6.85 WO+WF+IF 7.2 7.65
Gambar 8. Prediksi perolehan minyak pada POD usulan
Dapat dilihat bahwa studi ini dapat menghasilkan perolehan yang lebih besar 2.36%, yaitu dari 2.77% ke 5.13% dan justru mengunakan laju yang jauh lebih kecil. Hal ini adalah suatu keunggulan (penemuan baru) dari metode ini yang lebih memilih satu pola injeksi dengan demikian hanya memerlukan jauh lebih kecil laju injeksi.
Perlu diketahui juga bahwa laju injeksi pada POD sebelmnya sebesar 15.000 BWPD adalah berdasarkan laju injeksi yang dipergunakan saat ini. Selanjutnya, kemanfaatan dari hasil ini jelas akan berdampak pada desain pompa injeksi yang jauh lebih kecil tentunya dengan pengoperasian yang lebih mudah.
VI. NILAI KEMANFAATAN DIRI
Selama ini dalam melakukan praktek rutin simulasi reservoir kebanyakan berdasarkan pengalaman atau engineering judgement. Investigasi mendalam mengapa dilakukan keputusan-keputusan tertentu saat melakukan simulasi reservoir dan mendokumentasikannya dalam suatu metode belum penulis temukan dalam literature-literatur. Harapan kami dengan tilisan ini bagi para pemula dapat menggunakannya sebagai referensi dan para pakar dapat mengkritisinya untuk dapat dihasilkan suatu bagi metode yang jauh lebih lebih sempurna.
Evalusai menyeluruh terhadap peta porositas, permeabilitas, saturasi minyak, oil/unit area dan tekanan dan memplotnya terhadap kumulatif produksi masing-masing sumur dapat menghasilkan scenario pengembangan dengan kerja ulang dan atau infill drilling yang lebih tepat.
40
Skenario injeksi air adalah scenario yang dapat dilakukan apabila sudah dioptimalkan scenario kerja ulang. Sehingga dapat memaksimalkan hasil injeksi air dan sekaligus menghemat seperti dalam kasus studi yang hanya memerlukan 1 pola injeksi dengan laju injeksi yang jauh lebih kecil dari sebelumnya. Walaupun demikian, dalam scenario injeksi air tetap memperhatikan factor-faktor tenaga dorong yang dalam hal ini adalah edge water drive dan ketersediaan sumur yang ada sebagai sumur injeksi.
VII. KESIMPULAN
1. Metode evaluasi yang dihasilkan dari studi ini mengkoreksi Rencana Pengembangan Lapangan
sebelumnya dan mampu meningkatkan
pertambahan perolehan minyak yang cukup signifikan.
2. Parameter yang paling utama dievaluasi adalah oil/unit area, tekanan, dan letak geologikal sumur.
3. Pemilihan pola injeksi pada injeksi air ditentukan oleh ketersediaan sumur, arah pengembangan permeabilitas, dan bentuk struktur lapisan. 4. Infill drilling merupakan skenario terbaik yang
memberikan penambahan perolehan paling besar yaitu sebesar 5.8%.
5. Skenario injeksi air pada Rencana Pengembangan Lapangan (POD) sebelumnya telah dikoreksi menjadi satu pola injeksi dan menggunakan laju injeksi yang jauh lebih kecil, yaitu dari semula 15.000 BWPD menjadi 700
BWPD, namun dapat diperoleh kenaikan faktor perolehan sebesar 5.13%.
DAFTAR PUSTAKA
1. Ahmed, U., 2004. Brownfield Schlumberger White Paper, Oilfield Marketing Communication Houston.
2. Aziz, K. and Settari, A., 1979. Petroleum Reservoir Simulation, London : Applied Science Publishers LTD.
3. Fanchi, J.R., 2002. Shared Earth Modeling : Methodologies for Integrated Reservoir Simulations. USA: Elsevier Science.
4. Mattax, C. Calvin, Robert, L. and Dalton, 1990. Reservoir Simulation Monograph Volume 13 SPE Henry L. Doherti Series : USA.
5. Willhite, G. P., 1986. Waterflooding SPE Textbook Series Vol. 3, USA.
DAFTAR SIMBOL
RF = recovery factor (faktor perolehan)
∆RF = penambahan RF
WF = water flooding (injeksi air) WO = work over (kerja ulang)
IF = infill drilling (penambahan sumur baru)
Np = produksi kumulatif So = saturasi minyak
φ = porositas
