TINJAUAN ULAH PRODUKSI SUMUR-SUMUR
LAPISAN VULKANIK JATIBARANG DAERAH OPERASI HULU CIREBON
M.P.Saing
Teknik Produksi Aset-I DO Hulu Cirebon
Kata kunci : Fase produksi pada ulah produksi
ABSTRAK
Reservoir vulkanik Jatibarang adalah salah satu reservoir penghasil minyak di DO Hulu Cirebon yang dalam rangka pengembangannya hingga saat ini telah banyak melakukan analisa-analisa termasuk melakukan pemboran horizontal dengan menggunakan underbalance drilling.
Pada tulisan ini dicoba untuk mengidentifikasi dan juga mencari pendekatan-pendekatan terbaik untuk mengevaluasi karakteristik reservoir vulkanik dengan memanfaatkan ulah produksi baik antar sumur maupun reservoir vulkanik secara keseluruhan.
Hasil dari analisa ulah produksi tersebut diyakini, bahwa minyak pada reservoir hanya berupa akumulasi sesaat yang menempati fracture-fracture dan hal ini diperkuat oleh beberapa sumur yang lama ditutup dan dibuka kembali akan menunjukkan perulangan fase.
1. PENDAHULUAN
Banyak usaha telah dilakukan untuk mendapatkan karakteristik reservoir vulkanik Jatibarang, dimana hingga saat ini yang paling diyakini adalah fluida mengalir ke lubang sumur melalui fracture-fracture dan minyak bersumber dari matriksnya.
Sebagai bagian dari usaha melakukan analisa tersebut, dengan memanfaatkan hasil data produksi dengan menggunakan grafik skala semilog maupun linear diplotkan produksi minyak, air dan gas terhadap waktu maupun kumulatif minyak terhadap kumulatif air dan gas.
Dari kedua macam grafik tersebut dapat diidentifikasikan hampir ke 26 sumur (Gambar-1) menunjukkan pola yang sama tanpa melihat adanya perubahan-perubahan dalam produksinya. Karena adanya persamaan tersebut, maka dilakukan pembagian atas beberapa fase yaitu ; fase mendatar, fase transisi dan fase stabilisasi.
Dengan mengetahui fase tersebut dapat dipakai sebagai identifikasi reservoir vulkanik tersebut dan sistem produksi yang dapat dipergunakan untuk mendapatkan hasil / recovery yang besar.
2. GEOLOGI REGIONAL DAN STRATIGRAFI 2.1. Geologi Regional
Struktur Jatibarang terletak pada cekungan Jawa Barat yang sejajar dengan pantai utara Laut Jawa yang dibatasi oleh geoantiklin Jawa di bagian selatan, kepulauan seribu disebelah barat daya, dataran Sunda disebelah utara dan Karimun Jawa di sebelah timur laut.
Batuan dasar cekungan Jawa Barat ini terdiri dari batuan metamorf yang berumur pra-tersier dan batuan beku yang berumur Kapur (Crateceous) akhir. Selama masa Crateceous akhir ini diperkirakan terjadi patahan-patahan dengan arah utara-selatan.
Aktivitas volkanik yang terjadi di geoantiklin Jawa selama awal tersier telah mengahasilkan tufa dan breksi yang kemudian menjadi cekungan Jawa Barat.
2.1 Stratigrafi
Vulkanik Jatibarang adalah salah satu bagian dari stratigrafi Jatibarang dengan usia Eocene sampai Oligocene dengan ketebalan (0 – 1200) m.
Berdasarkan hasil analisa core batuan vulkanik Jatibarang terdiri dari dua jenis batuan yaitu :
1. Andesit lava, dacite yang berselang seling dengan clay, sandstone pyroclastic.
2. Tuffaceous vulkanik, yang terdiri dari alkaline feldspar dan quartz.
3. RESERVOIR
Akumulasi hidrokarbon lapisan vulkanik ini terdapat pada kedalaman 1800-2100 mss, dengan produksi saat ini untuk minyak 3.367 bopd, air 26.878 bwpd dan gas 9,01 MMscfd. Dilihat dari ulah produksi (Gambar-2) lapisan vulkanik ini mencapai puncak produksi minyak pada tahun 1974 dan kemudian terjadi penurunan yang cukup tajam diikuti oleh naiknya produksi gas dan air, sedangkan tekanan relatif stabil.
3.1. Karakteristik Batuan
Lapisan vulkanik dibagi atas 8 type dan yang paling produktif adalah type II-bx. Hal ini didasarkan analisa core dan uji produksi yang dilakukan. Saturasi air type II-bx ini rata-rata cukup tinggi sebesar 70 – 98.5 % dan dilihat dari sifat relativ permeabilitasnya dapat digolongkan sebagai batuan dengan strong oil wet (Gambar-3).
Hasil analisa core mengindikasikan, bahwa lapisan vulkanik terdiri dari porositas matrix dan microfracture – microfracture. Porositas matrix tidak efektif untuk meloloskan fluida.
Tuff sebagai batuan utama vulkanik ini bersifat massive dan homogen. Porositas tuff biasanya kecil dan terisi oleh
secondary mineral seperti clay yang dapat menghambat aliran fluida ke fracture – fracture.
3.2. Karakteristik Fluida
Minyak
Minyak lapisan vulkanik digolongkan sebagai minyak berat dengan 35 – 40 °API dan pour pointnya 109.4 °F. Temperatur pembentukan lilin 150 °F, kandungan asphalten 28 % dan paraffin 39 %. Hubungan viskositas terhadap tekanan (Gambar-4) memperlihatkan, bahwa pada tekanan 1000 psig sebagai awal perubahan viskositas yang cepat dari 3 cP ke 8 cP pada 0 psig.
Air
Hasil analisa air menunjukkan sifat kationik lebih mendominasi dan dari harga Scalling Index (SI) positif . Air lapisan vulkanik termasuk dalam air sangat jenuh dan cenderung untuk terbentuk nya scale CaCo3.
Gas
Gas pada lapisan Vulkanik ini berasal dari gas yang berassosiasi dengan minyak dalam arti tidak terdapatnya tudung gas pada reservoir ini. SG gas = 0.766 (udara=1).
3.3. Riwayat Produksi dan Tekanan
Reservoir lapisan Vulkanik telah di produksikan melalui 58 titik serap, yaitu terjadi pada tahun 1982, akan tetapi dilihat dari grafik ulah produksi lapisan vulkanik Jatibarang (Gambar-2) sekalipun adanya penambahan titik serap produksi tetap menurun, diikuti juga dengan penurunan tekanan. Berdasarkan proyeksi terhadap penurunan tekanan, penurunan produksi minyak dan kenaikan GOR diperkirakan tekanan gelembung (Pb) = ± 2134 Psig.
Ada tiga sistem pengangkatan minyak lapisan vulkanik Jatibarang yang pernah dilakukan yaitu, sembur alam, pompa reda dan sampai saat ini masih berlangsung dengan continuous gas lift.
Hal yang menarik dengan sifat lapisan vulkanik ini yaitu apabila sumur ditinggal cukup lama 2 - 4 tahun dan dibuka kembali akan menghasilkan produksi yang cukup besar, hal ini ditunjukkan dengan berhasilnya dibuka kembali sumur JTB-162 yang pada akhir produksi September 1996 GL (OF) gross = 1114 blpd, WC = 96 %, Nett = 44 bopd, gas in = 406 Mscfd, gas out = 710 Mscfd dan dan dibuka kembali Februari 2001 dengan NF (OF), gross = 3147 blpd , WC = 50 %, Nett = 1573 bopd, gas out = 3.5 MMscfd .
4. PEMBORAN DAN KOMPLESI
Pemboran vulkanik Jatibarang rata-rata mencapai kedalaman 2500 m(md) atau 2400 m( tvd). Lumpur yang dipergunakan pada saat pemboran adalah lignosulfonate dengan SG 1.12 – 1.16.
Masalah yang sering timbul pada saat pemboran adanya zona hilang lumpur dan zona hilang lumpur ini sebagai indikasi adanya fracture-fracture.
Trayek akhir pada umumnya menggunakan pahat dengan diameter 6 ¼” dan di komplesi dengan cara lubang terbuka
(open hole), slotted liner 4 ½” ataupun lubang tertutup yang kemudian di perforasi.
5. ANALISA ULAH PRODUKSI
Pola penyebaran dari sumur-sumur dengan kumulatif produksi minyak lapisan vulkanik ini cukup bervariasi, dimana kumulatif terbesar terdapat pada sumur-sumur yang terletak di tengah-tengah struktur, dari arah Barat ke Timur yang mengikuti pola permeabilitas limit, terutama pada daerah 060, 044, 043 kemudian ke Utara JTB-064 dan ke Timur JTB-091, (Gambar-1). Adapun pola tersebut juga yang menjadi bahan untuk penelitian.
Bila dilihat dari grafik ulah produksi, lapisan vulkanik Jatibarang (Gambar-2) seolah- olah mengalami dan dapat di bagi atas 3 fase. Berdasarkan hal tersebut dicoba untuk mengkombinasikannya dengan grafik kumulatif minyak terhadap kumulatif air dan gas pada grafik semilog
(Gambar-8) dan ternyata dari 26 sumur dan lapisan vulkanik tersebut
menunjukkan sifat yang sama. Selain kedua grafik tersebut dicoba juga mengkombinasikannya dengan grafik kumulatif minyak terhadap kumulatif air dan gas dalam bentuk linear dan hampir kesemua sumur menunjukkan pola yang sama pula (Gambar-9). Atas dasar adanya kesamaan ini mengindikasikan reservoir vulkanik mempunyai karakteristik yang sama pula.
Dengan menggunakan grafik ulah produksi vulkanik tersebut diatas dilakukan pembagian fase, dan hampir semua sumur mengalami/terdapat 3 fase dimana untuk menentukan tiap-tiap fase dengan kriteria sebagai berikut :
Fase-1 (Mendatar) :
Produksi minyak yang besar, gas dan air yang kecil dan tekanan cenderung turun tetapi masih diatas tekanan gelembung (Gambar-2).
Adanya garis yang cenderung mendatar mendekati sumbu-x baik garis kumulatif minyak maupun gas (Gambar-7,8). Fase-2 (Transisi) :
Diawali dengan kenaikkan produksi air dan gas yang tajam, produksi minyak menurun tajam, tekanan mendekati hingga mencapai dibawah tekanan gelembung (Gambar-2). Adanya garis yang melengkung ke atas diakhiri titik awal garis dengan arah/trend yang tetap (Gambar-7,8).
Fase-3 (Stabilisasi) :
Fase ini disebut juga fase stabil dimana hampir semua fluida berproduksi dengan trend yang relatif rata termasuk juga tekanan reservoir (Gambar-2).
Trend dari fase ini yaitu adanya slope yang besar (>70°) dan seolah-olah menunjukkan adanya intrusi air atau gas yang besar (Gambar-7,8). Akan tetapi apabila dilihat dari grafik ulah produksi ternyata gross relatif stabil.
Dari hasil analisa pembagian fase produksi sumur-sumur vulkanik Jatibarang menunjukkan perbandingan laju produksi untuk menjadi tiap sumur, tiap fase sbb :
• Fase-1 : 1 bopd = 344,4 scfgd = 0,7 bwpd
• Fase-2 : 1 bopd = 1.625,75 scfgd = 2,13 bwpd
• Fase-3 : 1 bopd = 3.446 scfgd = 8,14 bwpd
Untuk produksi lapisan vulkanik secara keseluruhan (58 sumur) adalah sbb :
• Fase-1 : 1 bopd = 437,06 scfgd = 0,192 bwpd
• Fase-3 : 1 bopd = 2.923 scfgd = 9,81 bwpd
Akan tetapi laju produksi untuk lapisan vulkanik secara keseluruhan ini untuk lebih teliti perlu dipertimbangkan lagi terhadap jumlah sumur rata-rata pada fase-fase tersebut. Bila dilihat dari fase-fase tersebut ternyata pada fase-1 produksi minyak relatif besar, gas dan air kecil, pada fase-2 gas paling besar dari pada fase-3, minyak dan gas menurun dan air meningkat. Bila dilihat juga dari ulah produksi dan analisa adanya fase-fase tersebut, reservoir vulkanik atau cebakan minyak di vulkanik hanya berupa akumulasi (pada fase-1) yang kemungkinan besar menempati microfracture-microfracture dan kemudian diikuti produksi (gross) yang relatif stabil, atau dalam arti kata reservoir vulkanik cenderung mempunyai sistem batuan yang homogeneous. Selain itu juga dari hasil analisa tersebut terlihat, bahwa sistem produksi, pengaturan produksi (jepitan) tidak akan membantu mengurangi laju produksi air terutama apabila sudah memasuki fase 2 dan 3 (Gambar-5), dan ini juga bila dibandingkan dari hasil analisa core lapisan vulkanik mempunyai saturasi air yang tinggi dan bersifat basah minyak (Gambar-4).
Bila dilihat dari fase tersebut di atas, maka untuk sistem produksi dapat dilakukan sebagai berikut :
• Fase –1: Sembur alam dengan pengaturan jepitan agar gas sebagai tenaga pendorong tidak mudah terlepas dari minyak dan juga akan mempengaruhi sifat minyak.
• Fase –2 : Gas lift sistem.
• Fase –3 : Gas Lift atau reda / ESP untuk mendapatkan gross yang tinggi.
6. KESIMPULAN
1. Ulah produksi sumur-sumur lapisan vulkanik cenderung mempunyai karakteristik yang sama.
2. Dari point 1, ulah produksi sumur-sumur vulkanik dan juga ulah produksi vulkanik secara keseluruhan dapat dibagi atas 3 fase yaitu ; fase mendatar, transisi dan stabilisasi.
3. Dengan adanya 3 fase pada tiap-tiap sumur seolah-olah terlihat antara sumur saling tidak berhubungan.
4. Matriks sebagai sumber minyak, sedangkan fracture sebagai media mengalirnya minyak ke lubang sumur. 5. Akumulasi minyak di reservoir vulkanik bersifat sesaat
dan diikuti air dan gas dengan perbandingan relatif stabil, ini juga terlihat dari sumur JTB-162 yang telah ditutup selama 2 –4 tahun dan dibuka kembali akan dimulai lagi pada fase 1.
6. Tenaga dorong reservoir vulkanik ini cenderung dari adanya pengembangan minyak dan diikuti tenaga dorong air.
7. SARAN-SARAN
1. Pembagian fase ini dapat dipergunakan untuk mengevaluasi ulah produksi sumur lapisan vulkanik baik untuk program deepening maupun reparasi.
2. Dilihat dari adanya kesamaan ulah produksi sumur mengindikasikan tiap-tiap sumur tidak berhubungan dan bila dilakukan penambahan titik serap sangat penting untuk mengatur jarak antar sumur seperti pada sumur-sumur yang dianalisa.
3. Untuk melihat bentuk dan memperkuat sifat batuan reservoir vulkanik perlu dibandingkan dengan hasil pengukuran tekanan ulah bentuk (pressure build up).
DAFTAR PUSTAKA
1. Charles C.Patton.Dr,1977,”Oilfield Water System, Campbell Petroleum Series, Oklahoma.
2. Dowell Schlumberger,1992,”Analysis Scale, Crude Oil and Water for Pertamina UEP III”, Dowell Sclumberger Far East/Middle East Region.
3. Elf Petroleum Indonesia ,1992,”Feasibility Study of a Pilot Horizontal Well Jatibarang Field-West Java”, Elf Petroleum Indonesia.
4. Frank W Cole ,1969,”Reservoir Engineering Manual”, Gulf Publishing Company, Houston, Texas.
5. H.K Van Pollen,1979,”A Study of The Fracture Patterns in The Volcanics Formation Jatibarang Oilfield Java,Indonesia ”,H.K Van Pollen and Associates,Inc. 6. K.S Chan ,1995, “Water Control Diagnostic Plots”,SPE. 7. Lembaga Pengabdian Kepada Masyarakat ITB,”Laporan
Kemajuan Study Geostatistik dan Simulasi Reservoir Vulkanik Struktur Jatibarang, Institut Teknologi Bandung. 8. Soehartono,1987,”Memproduksikan HPPO Sumur
JTB-083 di Lapangan Jatibarang”, Pertamina UEP III Cirebon. 9. William D Mc Cain,Jr,1990,”The Properties of Petroleum
Fluids”, Pen Well Books, Tulsa, Oklahoma.
Gambar-1
Gambar-2
Ulah Produksi Lapisan Vulkanik
Gambar –3
Permeabilitas Relatif
Gambar-4
Viskositas Vs Tekanan Sumur JTB-56, 59, 153
Gambar-5
Pengaruh Bean Terhadap Produksi Sumur JTB-58
Gambar-6
Produksi JTB-162 Setelah Ditutup
0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000
Apr-73 Apr-74 Apr-75 Apr-76 Apr-77 Apr-78 Apr-79 Apr-80 Apr-81 Apr-82 Apr-83 Apr-84 Apr-85 Apr-86 Apr-87 Apr-88 Apr-89 Apr-90 Apr-91 Apr-92 Apr-93 Apr-94 Apr-95 Apr-96 Apr-97 Apr-98 Apr-99
WAKTU
MINYAK,AIR,GROSS,(BBL/H),GOR (SCF/BBLx1/10),TEKANAN (psiax1/10),JUMLAH
SUMUR (x1/100) 0 5000000 10000000 15000000 20000000 25000000 30000000 35000000 GAS (SCFD)
MINYAK AIR GROSS JUMLAH SUMUR TEKANAN GOR GAS
FASE I FASE II FASE III
JTB-077 (2151,37-2151,33) M (II-bx) 0.0 0.3 0.5 0.8 1.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 SW (%) kro,krw (fraksi) krw kro krg kro 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 TEKANAN (PSIG) VICOSITAS (Cp) JTB_153 (API 27.8 TEMP 278 F) JTB-059 (API 30 TEMP 292 F) JTB-056 (API 29.2 TEMP 291 F) 0 50 100 150 200 250 Jep. (mm), KA (%) 0.01 0.10 1.00 10.00 100.00 G r o s s ( m 3 / h ) Gross (m3/h) KA (%) Jep. (mm) 0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 KUMULATIF MINYAK (BBL) KUMULATIF AIR (BBL) 0 20000000 40000000 60000000 80000000 100000000 120000000 140000000 160000000 180000000 200000000 KUMULATIF GAS (SCF)
Gambar-7
Grafik (semilog) Kumulatif Minyak Terhadap Kumulatif Air dan Gas 26 Sumur Penelitian
Gambar-8
