DI AREA OPERASI RANTAU
Di susun oleh :Marjito DJ – Pertamina DOH NAD – Sumbagut Ibnu Suhartanto – Pertamina DOH NAD – Sumbagut Syaiful Kurniawan – Pertamina DOH NAD – Sumbagut
Abstract
Struktur SRJ, KLD dan SBL di area operasi rantau sangat potential sekali untuk dilakukan stimulasi hydraulic fracturing dengan PowerStim. Hal ini didasarkan atas sisa cadangan cukup besar, jumlah sumur dan tekanan reservoir yang memadai dan produktivitas sumur kecil akibat kerusakan formasi di sekitar lubang bor. Acidizing dan surfactant treatment tidak banyak membantu dalam manaikan produktivitas sumur. Motivasi dilakukannya PowerStim adalah untuk meminimalkan asumsi-asumsi yang sering dipakai dalam penentuan kandidat maupun job execution. Dari hasil treatment fracturing 12 sumur menunjukan kenaikan produksi minyak yang cukup significant 3-4 kali terhadap produksi sebelumnya , bahkan sumur yang sebelumnya berproduksi secara intermitten menjadi natural flow, biaya fract $ 90,000 – 140,000 waktu pengerjaan lebih pendek 16 – 21 hari dan POT kurang dari 60 hari, tentunya sangat menarik untuk dikembangkan lebih lanjut.
I. Pendahuluan
Struktur Serang Jaya (SRJ), Kuala Dalam (KLD) dan Sungai Buluh (SBL) adalah salah satu struktur penghasil hydracarbon pada formasi keutapang (cekungan sumatra utara), dan bagian dari Area Operasi Rantau Pertamina NAD – Sumbagut. Untuk meningkatkan produksi migas pada lapangan tsb. setiap tahunnya dilakukan berbagai upaya seperti drilling, workover, optimasi produksi dan stimulasi. Sekitar tahun 1976 telah dicoba hydraulic fracturing 4 (empat) sumur dengan water base pada struktur SRJ, dengan hasil kurang memuaskan. Setahun kemudian Asamera melakukan Hydraulic Fracturing 4(empat) sumur dengan oil base pada struktur Tualang mengalami kesuksesan padahal dilakuan pada formasi yang sama. Kegagalan yang ada disebabkan banyaknya asumsi yang dipakai kurang vakid. Melalui berbagai study ekstensif, direncanakan stimulasi Hydraulic Fracturing dengan PowerStim pada struktur tsb, sebagai service company ditunjuk Dowell Schlumberger. Kegiatan stimulasi dilakukan atas dasar sisa cadangan yang masih cukup besar 13 MMstb, tekanan reservoir cukup memadai (50-70) Ksc, namun jumlah sumur yang aktif dan laju produksi per sumur sangat kecil sehingga witdrawal rate tiap tahun cenderung menurun dari 0.74% pada tahun 1999 menjadi 0.15% pada tahun 2002. Dengan tekanan reservoir diatas dan permeabilitas batuan 10–50 md, memperlihatkan masalah yang timbul adalah kerusakan formasi. Acidizing dan surfactant treatment telah banyak dilakukan, namun tidak membantu karena yang
diperlukan adalah treatment yang dapat menaikan indeks produktivitas sumur secara significant. Dengan PowerStim penentuan kandidat sumur dilakukan secara seksama, mencoba menerapkan teknologi yang sesuai, saling tukar informasi dan melibatkan keduabelah pihak mulai dari tahap geological dan reservoir assesment, welltesting dan completion, treatment design, execution sampai post job evaluation dengan harapan dapat menaikan produksi minyak dan menurunkan cost per barrel hydracarbon unit.
II. PowerStim Implementation A. Geology dan Reservoir Assessment
Struktur SRJ, KLD dan SBL terletak 60 KM sebelah barat laut Pangkalan Brandan ditemukan melalui hasil interpretasi seismik dan kegiatan eksplorasi tahun 1975 – 1984, terbukti sebagai struktur penghasil hidrokarbon pada formasi keutapang (cekungan Sumatera Utara). Ketiga struktur tsb merupakan satu kesatuan antiklin yang menerus dan memanjang dari barat laut ke tengggara, terpotong oleh banyak patahan melintang barat – timur yang membagi ketiga struktur tsb. Struktur SRJ ditemukan oleh BPM pada tahun 1928 dan telah di bor sebanyak 50 sumur sebelum perang dunia kedua, tahun 1969 di ambil alih oleh Pertamina dan telah dibor 36 sumur. Struktur KLD ditemukan tahun 1983 dan telah di bor sebanyak 22 sumur, sedangkan struktur SBL ditemukan tahun 1984 sampai sekarang telah di bor sebanyak 10 sumur.
Fig. 1. Peta Horizon KLD
Lithologi terdiri dari perselingan serpih, shalysand yang didominasi oleh kwarsa, feldspar, sedikit pirit dan mica, dengan ukuran butiran pasir halus sampai pasir sedang dan agak bersifat water sensitif. Petrofisik batuan, porositas, ketebalan effektif dan saturasi awal di peroleh dari interpretasi log, sedangkan
permeability diperoleh dari korelasi K-φ.
Porositas berkisar antara 17-30 %, net pay 3 – 10 m, permeabilitas 10-50 md dengan saturasi water awal sekitar 40-50 %. Tekanan reservoir 40-70 ksc, temperature 130-180°F, Gradient Fract 0.56 – 0.7 Psi/ft. Fluida minyak reservoir berjenis minyak ringan 45-50°API, Viscosity pada titik gelembung 0.33-0.40 cp, Pressure BP sekitar 2000-3500 psi. Faktor volume formasi 1.22 m3/m3 dengan gas terlarut 100-150 m3/m3.
Air formasi mempunyai salinitas sekitar 10,000-15,000 ppm equivalent NaCl dengan viscosity 0.45 cp pada temperature reservoir. Scale index rata-rata sebesar +0.2, menunjukan kecenderungan pembentukan scale relatif kecil. Struktur tsb. mempunyai sekitar 12 zone produktif diantaranya 1070, 1100, 1140, 1160, 1200 dan 1230. Sisa cadangan pasti migas status 1 Januari 2002 minyak sekitar 13 MMstb dan Gas 145, 175 MMscf. Dari performance kinerja sumur, diperkirakan daya dorong adalah kombinasi weak water dirve dan solution gas drive. Assessment ini bertujuan untuk mengkarakterisasi reservoir agar kompatible dengan fluida perekah yang akan digunakan , laju produksi per net pay, ketebalan dan isolasi zone dengan CBL.
Isopach
Structure Map
Fig.2. Type Log KLD-02
Untuk memilih jenis fluida perekah yang sesuai, telah dilakukan serangkaian uji coba beberapa fluida perekah yang dimiliki oleh Dowell Shclumberger dari berbagai macam fluida dasar, yaitu : YF130 (water base, US$ 0.46/gal), YFGOIII (oil base, US$ 0.98/gal), ClearFRAC (water base, US$ 4.00 / gal)
Dari hasil test tersebut disimpulkan bahwa tidak menyebabkan kerusakan formasi yang berarti dari sample core yang diuji. Adapun hasil dari uji coba tersebut dikaitkan dengan pengurangan besaran permeabilitas (retained permeability) adalah sebagai berikut :
Nodal Analysis 0 200 400 600 800 1000 1200 0 100 200 300 400
Oil Rate, BOPD
Pressure, psig
Pre-Stim(S=+15) Skin 0 Post_Stim(S= -3) Out Flow
No Jenis Fluida Retain Perm.
1 ClearFRAC 100 %
2 YFGOIII 88 %
3 YF130 77 %
B. Well testing dan Completion Design
Lapangan SRJ, KLD dan SBL mempunyai 2 (dua) stasiun pengumpul (SP) yaitu SP XV dan SP X untuk mengcover 8 sumur produksi dan 58 sumur mati (Status Januari 2002). Hampir semua sumur yang berproduksi adalah natural flow dan tidak ada artificial lift yang memadai . Sebagian besar sumur menggunakan casing production 5 ½ “ 15.5 ppf dan 7” 23 ppf. Sumur yang terseleksi sebagai kandidat sangat direkomendasikan untuk dilakukan PBU (Pressure Build Up) untuk mendapatkan paremeter reservoir yaitu Pr, skin dan insitu permeability, kemudian dilakukan nodal analisis untuk melihat adanya incremental oil yang ekonomis. Sebagai contoh disini adalah pada sumur KLD-02, sumur ini berproduksi sejak Oktober 1984 dengan produksi Pre-stim average 27 BFPD dengan water cut 60%.
Fig. 3. Analisa Diagnostic Plot
Fig. 4. Nodal Analisis
Fract Length S ensitivity
0 50 100 150 200 250 300 0 200 400 600 800 1000 1200 Half Length, ft Li qui dR ate, bbl /d Xf (ft)
Ppore = 1062 psi Log –log Plot
S = + 15 KLD-02 Z- 1100 md k = 4.5 100 10 1
Fig . 5. Half Length sensitivity
0.1
0.01 0.1 1 10 100
Dt, Jam
Dari nodal analisis dengan berbagai harga skin 0 (zero, poor fract), sampai –3 (minus three, good
fract) dengan paremeter lainnya masih konstant. Dari Fig.4 menunjukan post stimulation dihasilkan rate 122 – 120 BFPD, dan diharapkan net produksi sekitar 49 – 88 BOPD. Fracture length yang dibutuhkan dapat dilihat pada Fig 5. Optimum half length adalah 200 – 250 ft, makin panjang half length tidak significant menaikan produksi.
C. Execution dan Evaluation
Kegiatan Stimulasi dimulai sejak Juni 2002 sampai sekarang dan telah dilakukan sebanyak 12 sumur, 1-stage fracturing dengan mengunakan
- Fluida : YGOIII (Oil base)
- Harga n’ : 0.0931
- Harga k’ : 0.66532
- Vis@170s : 255 cp
- Rate : 13 – 15 bpm
- Power : 1200 – 1700 hhp
- Proppant : 20/40 Jordan Sand - Tot. Prop. : 50 klb
- Total fluid : 450-550 bbl
- Cost : US$ 90 – 140 K
Table. 1. Design pumping schedule
Fig. 6. Propped Fracture Simulation Results
Pressure Matching
25.00 30.0 35.0 40.0 45.0 50.0 55.0 60.0 65.0 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00 0 5.0 10.0 15.0 20.0Slurry Rate (JobData)
Proppant Conc (JobData)
Treating Pressure
Net Pres(PropFRAC)
Net Pres(Calc)
Time (min)
+
Treating Pressure (JobData)
ACL Fracture Profile and Proppant Concentration
Pertamina KLD 2 mf_PM 07-17-2003 FracCADE* *Mark of Schlumberger 0 50 100 150 Fracture Half-Length - ft < 0.0 lb/ft2 0.0 - 0.4 lb/ft2 0.4 - 0.9 lb/ft2 0.9 - 1.3 lb/ft2 1.3 - 1.7 lb/ft2 1.7 - 2.1 lb/ft2 2.1 - 2.6 lb/ft2 2.6 - 3.0 lb/ft2 3.0 - 3.4 lb/ft2 > 3.4 lb/ft2 -0.3 -0.2 -0.1 -0 0.1 0.2 0.3 ACL Width at Wellbore - in 1500 2500 3500 Stress - psi 3540 3600 3660 3720 3780 W e ll D e pt h f t P re ssu re (p si )
Table 2. Well Porductivity
Dari treatment kita lakukan history matching untuk memperkirakan jenis fracture geometry (TSO, PKN, KGD dsb.). Dari hasil treatment 12 sumur pada struktur tsb. dihasilkan sbb. :
- Average pre-treatment <10 bopd - Average post-tretment ~ 260 bopd - Cumm.Oil > 140 k bbl
- Incremental revenue > $ 3.6 MM - Payout < 60 days
1 KLD-02 1160 A&B SA/OF 8 SA/OF 0 0 0
2 KLD-19 1140 Not flowing 0 SA/OF 376 25,908 322
3 SBL-04 1140 SA/OF 38 SA/OF 340 39,019 377
4 SBL-01 1070 & 1100 SB/OF 27 SA/OF 289 12,217 276
5 PS-02 1100 SA/OF 5 SA/OF 163 5,898 239
6 KLD-06 1140 Squeezed 0 SA/OF 558 26,227 194
7 KLD-13 1140 Not flowing 0 SA/OF 75 391 147
8 SBL-07 1140 Not flowing 0 SA/OF 14 188 138
9 KLD-10 1140 Not flowing 0 SA/OF 673 26,065 125
10 SBL-09 1140 Squeezed 0 SA/OF 280 3,288 121
11 KLD-2 1100 Squeezed 0 SA/OF 188 2,818 42
12 KLD-11 1200 Closed 0 SA/OF 170 1,460 37
AVERAGE PER RANTAU WELL 8 261 11,957 183
1 CMT-8 H Not Flowing 0 SB/OF 619 22,584 55
2 CMB-18 I SB/OF 104 SA/OF 788 10,642 26
3 CMT-9 Uo SB/OF 21 SB/OF 294
4 CMB-5 H Not flowing 0 SB/OF 560
AVERAGE PER CIREBON WELL 31 567 16,613 41
*maximum recorded rate following fracturing treatment
**as of 31 Aug 2003, 6500 bbl oil/well @ $20 net/bbl to offset fracturing cost, heavily governed by sustainable gas-lifting operation ***as of 31 Aug 2003, varied according to post-treatment production commencement date
Production Days*** (days) Post-job Prod. Mode Post-job Oil Rate* (bopd)
Cum. Oil Gain (bbl oil)** Pre-job Oil
Rate (bopd) Pre-job Prod.
Mode No Well No. Zone
III. Kesimpulan dan Saran
Dari hasil Kegiatan PowerStim dapat disimpulkan beberapa hal :
• PowerStim telah diaplikasikan 12 sumur
di Area Operasi Rantau dengan average incremental oil 250 bopd dan menghasilkan incremental ravenue $ 3.6 MM
• Payout kurang dari 60 hari, dan
memberikan kontribusi 20% dari total produksi di Area Rantau.
Saran penulis agar perlu dintensifkan aplikasi PowerStim 1-stage maupun multistage fracturing pada lapangan-lapangan Daerah Operasi Hulu PERTAMINA terutama untuk reservoir yang masih potential dengan permebilitas kecil dan tentunya dengan cost treatment yang lebih rendah.
IV. Daftar Pustaka
1. Michael J. Economides et. al,: “Petroleum Production System”, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1994
2. Nolte, K. G., and Economides, M. J.,:
“Reservoir Stimulation”, 2nd ed., Prentice
Hall, Englewood Cliffs, NJ, 1989 3. Data – Data Struktur SRJ, KLD dan SBL
