RESERVOAR MANAJEMEN PADA KOLOM MINYAK ULTRA-TIPIS
(ULTRA-THIN BANDS) UNTUK RESERVOAR BERTENAGA PENDORONG GAS CAP
AND AIR : KASUS LAPANGAN ATTAKA
Renas Santosa Witjaksana
1, D.T. Vo
1, Masato Okuno
21
Unocal Indonesia Company
2
Inpex
Kata kunci : Reservoar Manajemen, Lapisan, Ultra-Tipis
ABSTRAK
Memproduksikan minyak pada lapisan ultra-tipis (ultra-thin bands) untuk reservoar bertenaga pendorong gas-cap dan air merupakan suatu tantangan, oleh karena koning secara serius dapat mengurangi perolehan minyak. Disisi lain aplikasi sumur horizontal (yang biaya pemborannya relatif tinggi) telah sukses mengatasi beberapa permasalahan tersebut. Laju produksi yang sama dimungkinkan dengan tekanan drawdown yang lebih kecil dan akhirnya dapat meningkatkan efisiensi perolehan minyak. Walaupun industri minyak dengan inovasinya telah mampu menurunkan biaya pemboran sumur horizontal, namun keekonomian proyek tetap menjadi hal yang kritis dalam pengeksploitasian reservoar dengan karakteristik tersebut.
Paper ini akan membicarakan studi kasus yang dapat membantu perencanaan dan penanganan (to manage) reservoar minyak dengan ketebalan maksimal 20 ft yang keberadaannya diapit oleh gas-cap dan bottom/edge aquifer. Juga akan dibahas kinerja data aktual lapangan Attaka yang berkarakteristik stratigrafi stacked pays of fluvial and deltaic channel sands dan termasuk di dalam kompleks Mahakam Delta. Pada dasarnya kolom minyak yang tipis tersebut berawal dari lapisan minyak yang tebal. Sejalan dengan waktu produksi dan pergerakan batas air-minyak oleh karena daya dorong aquifer mengakibatkan kolom-kolom tersebut menipis, walaupun demikian jumlah minyak yang tertinggal masih sangat potensial untuk diambil. Hal-hal terkait dengan reservoar manajemen pada paper ini adalah tahap evaluasi sumur, perencanaan & perkiraan sumur baru, data akuisisi pada saat pemboran & produksi sumur, dan perencanaan pengembangan jangka panjang. Hal-hal di atas sangat terkait erat dengan aplikasi model reservoar yang tidak hanya untuk perencanaan sumur, melainkan juga berfungsi membantu pengoperasian, strategi komplesi dan optimalisasi sumur produksi.
Sejumlah data kinerja sumur memperlihatkan bahwa aplikasi sumur horizontal masih merupakan pilihan terbaik untuk mengeksploitasi reservoar minyak dengan lapisan ultra-tipis, walaupun demikian diperlukan kehati-hatian guna memperoleh nilai ekonomis yang maksimal. Karenanya penentuan macam komplesi sumur yang akan diterapkan perlu direncanakan sebaik mungkin, hal ini tentunya dengan mempertimbangkan alternatif yang ada.
1. PENDAHULUAN
Dalam kurun waktu 15 tahun terakhir ini, aplikasi sumur horizontal banyak dilakukan pada reservoar minyak tua (mature) yang berkarakteristik tenaga pendorong air (water
drive) dan tudung gas (gas-cap). Unocal Indonesia Co. (UIC)
secara intensip sejak tahun 1996 telah melakukan pemboran lebih dari 100 sumur horizontal dibeberapa lapangan minyaknya. Aplikasi sumur horizontal di lapisan tipis telah secara meyakinkan dapat meningkatkan efisiensi perolehan minyak. Namun demikian, dengan semakin menipisnya lapisan minyak tersisa (ultra-thin bands – maksimal 20 ft) aplikasi teknis dari sumur ini menjadi semakin beresiko. Oleh karena, secara alamiah, dengan semakin menipisnya lapisan
minyak suatu reservoar, akan mengakibatkan selain
menurunnya perolehan minyak, juga meningkatkan biaya pemboran sumur itu sendiri. Sebagai akibatnya nilai ekonomi dari proyek tersebut akan tidak menarik. Untuk mengatasi hal tersebut, beberapa cara telah diusahakan guna menurunkan faktor resiko dan meningkatkan nilai ekonomisnya melalui aplikasi pemboran sumur horizontal short-to-medium radius atau penerapan sumur vertikal konvensional untuk multi-sand. Makalah ini akan membicarakan studi kasus yang dapat digunakan untuk membantu merencanakan dan menangani (to
manage) reservoar minyak dengan ketebalan maksimal 20 ft
dan program-program selanjutnya yang berkaitan dengan aplikasi sumur horizontal di lapangan Attaka. Di dalam makalah ini akan dijabarkan sejarah dan kinerja lapangan
Attaka yang dikaitkan dengan aplikasi pemboran sumur horizontal beberapa tahun belakangan ini, mencakup kinerja 13 sumur horizontal di lapisan ultra-tipis. Secara ringkas juga akan dikaji ulang reservoar manajemen yang berkaitan dengan program pemboran dan pengoperasian sumur-sumur tersebut. Sedangkan sebagai upaya antisipasi dan menunjang perencanaan pengembangan lapangan lebih lanjut, simulasi reservoar yang dikembangkan dari data aktual lapangan menjadi alat kaji ulang berbagai strategi komplesi sumur. Hasil sensitivitas kasus pada model reservoar yang dikembangkan menunjukkan bahwa perolehan hidrokarbon sangat bergantung pada kondisi reservoar dan sumur seperti panjang bagian lateral, posisi sumur terhadap batas fluida reservoar, ukuran tubing, laju produksi awal, dan artificial lifting. Hal utama yang menjadi faktor penting dalam pengembangan dan eksploitasi reservoar dengan lapisan ultra-tipis adalah evaluasi cadangan tersisa dan nilai ekonomisnya. 2. LAPANGAN ATTAKA DAN APLIKASI SUMUR
HORIZONTAL
Lapangan Attaka adalah salah satu lapangan terbesar di kompleks konsesi Unocal Indonesia Co.. Lapangan Attaka memiliki karakteristik endapan massive stacked channel
sandstones dan bagian dari Kutai Basin Mahakam Delta.
Lapangan ini berlokasi sekitar 25 km timurlaut lepas pantai Delta Mahakam, Kalimantan Timur (Gambar-1). Sebagai salah satu lapangan minyak yang terbesar di wilayah tersebut, arealnya mencakup 8000 acres (Gambar-2) dan pola
jebakannya ditandai dengan kombinasi antara antiklin dan stratigrafi, dengan disertai patahan1. Ketebalannya mencakup ribuan feet, hidrokarbon ditemukan dalam batuan pasiran di multi-lapisan dengan sistem pengendapan shallow hingga deltaic marine dengan perkiraan waktu geologi dari Middle hingga Late Miocene (Gambar-3). Lapangan Attaka diketemukan melalui sumur discovery Attaka#1A yang dibor pada tahun 1970 dengan hasil uji produksi sebesar 11,330 bopd. Awal produksi lapangan secara komersial dimulai pada tahun 1972 dengan laju produksi sebesar 22.000 bopd yang berasal dari 10 sumur dan puncak produksi sebesar 120.000 bopd dari 50 sumur produksi tercapai pada tahun 1977. Saat ini produksi lapangan Attaka bertahan pada laju 25.000 bopd dengan berbagai aktifitas pemboran, workover dan optimalisasi sumur produksi (Gambar-4). Tercatat kumulatif produksi hingga Agustus 2001 adalah sebesar 603 mmb minyak dan 1,3 Tcf gas
Aplikasi sumur horizontal di lapangan Attaka telah dimulai sejak tahun 1996 dengan target utamanya adalah lapisan minyak tipis di formasi Shallow, Main Deltaics dan Intermediate. Tujuannya adalah mengeksploitasi minyak tersisa yang terisolasi oleh perbedaan permeabilitas dan porositas yang merupakan produk dari heterogenitas reservoar bertenaga pendorong tudung gas dan air. Dengan ketebalan berkisar 10 hingga 40 feet, keuntungan yang diperoleh dari pemboran sumur horizontal tersebut adalah (i) menurunkan pengaruh koning (ii) daerah pengurasan yang lebih besar (iii) mengatasi potensial masalah pasiran dengan menerapkan tekanan drawdown yang lebih rendah, khususnya pada formasi Shallow.
Hasil kinerja lookback2 sumur-sumur horizontal di lapangan
Attaka secara jelas menunjukkan bahwa sumur-sumur horizontal memberikan daerah pengurasan dan recovery yang lebih besar jika dibandingakan dengan sumur vertikal konvensional yang diproduksikan pada lapisan yang sama. Hasil rata-rata yang diperoleh dari lookback 24 sumur horizontal di lapangan Attaka adalah panjang horizontal 900 ft, perolehan minyak 670 mb (28% faktor perolehannya), daerah pengurasan 66 acres dan ketebalan kolom minyak 25 ft. Secara keseluruhan, dengan nilai investasi rata-rata sebesar 1.7 $/bbl, aplikasi pemboran sumur horizontal di lapangan Attaka adalah suatu program yang sukses. Kesuksesan tersebut merupakan hasil dari suatu proses pendekatan, perencanaan, dan aplikasi yang terintegrasi dan
didasarkan pada pola-pola reservoar manajemen seperti2 :
Ø Optimalisasi perolehan produksi dan revenue dengan menggunakan model reservoar pada tahap perencanaan sumur
Ø Menurunkan faktor resiko dengan melakukan observasi dan monitoring pergerakan batas fluida secara kontinu dan terencana dengan cara uji formasi, estimasi dengan saturation logging tool, interpretasi elektrik logging pada sumur terbaru disekitarnya, dan simulasi reservoar. Ø Pengkalibrasian dan penggabungan data geologi dan
model reservoar secara kontinyu.
Ø Membuat perencanaan pemboran dan pengoperasian sumur secara sederhana, seperti penentuan landing point dengan jarak minimum yang optimal terhadap batas fluida gas-minyak, perencanaan TD sumur, merencanakan dan mengaplikasikan bentuk konfigurasi sumur yang paling sederhana, serta aplikasi pengopersian sumur minyak dengan melakukan kontrol GOR.
Walaupun aplikasi sumur horizontal untuk ketebalan maksimum 20 ft dapat dikatakan cukup sukses sebagaimana ditunjukan dengan rendahnya biaya pengembangan, secara rinci hasil evaluasi menunjukkan dengan panjang horizontal rata-rata 900 ft, jumlah minyak yang dapat diperoleh sebesar 380 mb (27%) dan luas daerah pengurasannya adalah 54 acres. Gambar-5 memperlihatkan data-data aktual yang
mengikuti pola distribusi log-normal. Dengan biaya
pengembangan sebesar 3.1 $/bbl, pengeksploitasian minyak di reservoar berketebalan maksimum 20 ft jelas merupakan suatu tantangan sekaligus permasalahan yang cukup serius dan akan berpengaruh pada pola pengembangan reservoar dikemudian hari secara kontinu, oleh karena jumlah minyak yang dikandung masih sangat menjanjikan. Sebagai langkah lanjut usaha peningkatan nilai ekonomis proyek dan penurunan faktor resiko, beberapa hal yang saat ini menjadi pertimbangan adalah penerapan sumur horizontal
short-to-medium radius secara bertahap untuk satu lapisan tunggal
atau penerapan sumur vertikal konvensional untuk multi lapisan (multi prospek). Pembicaraan selanjutnya akan membahas seberapa mungkin penerapan sumur horizontal
short-to-medium radius bagi pengembangan lapangan
dikemudian hari.
3. MODEL RESERVOAR DAN STRATEGI PERENCANAAN KOMPLESI SUMUR
Perolehan minyak dan gas pada reservoar ultra-tipis bertenaga pendorong tudung gas dan air sangat bergantung pada ketebalan kolom minyak, permeabilitas reservoar, besarnya tudung gas, kekuatan aquifer, bentuk reservoar, kemiringan
lapisan, dan viskositas minyak2-4. Model reservoar digunakan
sebagai alat untuk melakukan seleksi komplesi sumur (posisi, panjang, jarak terhadap batas fluida relatif sumur, dan laju produksi yang memadai dari suatu sumur) serta memprediksi kinerjanya. Guna mengetahui pengaruh dari posisi sumur terhadap perolehan minyak pada reservoar berketebalan ultra-tipis (maksimum 20 ft) dengan tenaga pendorong tudung gas dan air, telah dilakukan sejumlah sensitivitas analisis. Dengan menggunakan model reservoar sebagaimana ditunjukan pada Gambar-6 dan data aktual lapangan sebagaimana dijabarkan pada Apendik A, evaluasi telah dilakukan terhadap pengaruh posisi & panjang sumur, ukuran tubing, pengaruh artifiallift, dan pengaturan laju produksi terhadap perolehan minyak. Reservoar model yang digunakan memiliki karakteristik luas pengurasan 45 acres, ketebalan 20 ft disekitar lubang sumur atau berkisar 18 ft untuk ketebalan rata-rata di suluruh areal reservoar. Pada pembahasan selanjutnya akan dikupas analisis produk simulasi yang telah dilakukan terhadap lebih dari 180 kasus. Secara sederhana, data-data tersebut akan diringkaskan menjadi nilai rata-rata yang paling mungkin untuk kondisi-kondisi tertentu.
Pengaruh posisi sumur di dalam kolom minyak.
Secara umum, hasil yang ditunjukan pada Gambar-7 memperlihatkan apabila sumur diposisikan di tengah-tengah kolom minyak nilai perolehan yang dicapai adalah maksimal. Hal ini dapat dimengerti oleh karena diperlambatnya efek koning. Sejalan dengan hasil yang diperoleh di dalam Referensi 2-4 (untuk kolom minyak yang lebih tebal, 30-40
ft), maka kurva yang ditunjukan oleh Gambar-7
menyarankan adanya jarak minimal posisi sumur terhadap batas gas-minyak (pada kasus ini nilai m=1 bcf/mmbo). Secara praktis, posisi batas gas-minyak dapat diketahui lebih
baik bersamaan saat pemboran sedang berjalan dan menembus lapisan prospek. Sedangkan untuk batas minyak-air, keberadaannya relatif lebih sukar diperkirakan, biasanya hal tersebut dapat dikonfirmasi melalui pemboran sumur “pilot” atau berdasarkan data terakhir elektrik logging dari sumur disekitarnya. Berdasarkan tingkat kesulitan tersebut di atas, amatlah bijak apabila penentuan posisi sumur sebaiknya didasarkan pada jarak minimum terhadap GOC (ditentukan bersamaan pada saat pemboran) dan posisi TD ditentukan berdasarkan perkiraan posisi OWC (biasanya dilakukan sebelum pemboran dengan menggunakan survey atau model simulasi), yang selanjutnya digunakan sebagai penentu arah sumur.
Pengaruh panjang sumur.
Pada Gambar-7 diperoleh bahwa 600 ft adalah panjang optimum untuk sumur horizontal yang diproduksikan dari kolom minyak dengan ketebalan maksimal 20 ft dan luas pengurasan 50 acre. Walaupun penalaran secara praktis menyatakan semakin panjang sumur, maka semakin besar perolehan yang diharapkan. Akan tetapi, dengan semakin panjang bagian lateral dari sumur horizontal akan cenderung meningkatkan faktor resiko yang disebabkan oleh perubahan-perubahan faktor geologi selama proses pemboran berlangsung; seperti fault dan stratigrafi. Selain itu juga adanya potensial masalah mekanis pada saat pemasangan
screen-liner yang terlalu panjang. Selain panjang lateral, hal
yang menjadi pertimbangan lain adalah pola konfigurasi sumur yang sebaiknya dibuat sesederhana mungkin. Berdasarkan pengamatan, maksimum penurunan tekanan terjadi pada lokasi belokan atau lekukan (umumnya terjadi pada perubahan posisi dari vertical ke horizontal), oleh sebab itu konfigurasi sumur yang lurus atau minimumnya lekukan (undulated well path) dapat meningkatkan efisiensi laju alir di dalam sumur.
Pengaruh ukuran tubing dan artificiallift.
Hasil yang ditunjukan pada Gambar-8, memberikan penjelasan bahwa semakin kecil ukuran tubing yang digunakan cenderung akan meningkatkan nilai perolehan yang diharapkan. Hal ini dikarenakan efisiensi proses lifting yang lebih baik, terutama pada saat kandungan airnya sudah cukup tinggi. Observasi ini berlaku bagi sumur yang berproduksi secara alamiah maupun dengan bantuan gaslift. Secara rata-rata, peningkatan yang dapat diharapkan dengan penurunan untuk setiap ukuran tubing untuk sumur tanpa
gaslift adalah 3%, sedangkan untuk sumur dengan gaslift
peningkatannya hanya sebesar 1%. Pengaruh laju produksi awal.
Meskipun laju produksi awal sumur untuk semua studi kasus menunjukkan angka yang relatif tinggi (>1000 bopd) termasuk untuk kasus sumur produksi dengan ukuran tubing kecil, observasi menunjukkan semakin besar laju alir awal sumur akan cenderung mempercepat gejala gas koning yang akhirnya akan menurunkan nilai perolehan minyak. Sangat dianjurkan untuk melakukan mengaturan GOR pada setiap sumur produksi, terutama pada saat awal. Sebagai contoh, produksikan sumur dengan maksimum GOR sebesar 3 kali
solution gas-nya. Gambar-9 mengilustrasikan kurva penurunan perolehan minyak akibat meningkatnya GOR sumur produksi yang merupakan rekonsiliasi data simulasi
reservoar dan aktual. Hal lain yang dapat diungkapkan adalah, walaupun secara umum laju produksi awal sumur cukup tingginya, namun laju alir rata-rata pada sumur yang diproduksikan di lapisan ultra-tipis pada tahun pertamanya adalah relatif rendah. Gambar-10 menggambarkan kurva laju produksi rata-rata terhadap faktor perolehan untuk sumur yang memiliki panjang lateral 600 ft untuk berbagai ukuran tubing. Hasilnya adalah ukuran tubing tidak cukup berarti dalam proses akselerasi produksi. Hal lainya adalah faktor perolehan sumur dengan ukuran tubing kecil akan lebih besar setelah melewati tahun keempat, hal ini sebagai akibat meningkatnya efisiensi proses pengangkatan di dalam sumur yang diakibatkan oleh meningkatnya kandungan air di dalam sumur. Sebagai bahan perbandingan, umur produksi sumur untuk variasi ukuran tubing 2-3/8”, 2-7/8”, 3-1/2” masing-masing adalah 4, 3-1/2, dan 3 tahun secara berurutan. Implikasi Ekonomi.
Hasil yang didemonstrasikan oleh Gambar-11 dan 12 adalah ukuran tubing kecil (2-3/8” dan 2-7/8”) secara umum dapat memberikan faktor perolehan dan NPV (@12%) yang lebih baik dibandingkan apabila sumur diproduksikan dengan
menggunakan tubing 3-1/2”. Faktor utama yang
mempengaruhi perhitungan ekonomi di dalam Gambar-12 adalah biaya pemboran dan komplesi. Pada sumur horizontal short-to-medium radius biaya yang ditimbulkan relatif lebih kecil dibandingkan dengan biaya yang dibutuhkan pada pemboran sumur horizontal secara konvensional (Appendix B). Gambar-12 menunjukkan hasil rekonsiliasi, nilai rata-rata NPV dari data evaluasi 13 sumur horizontal konvensional yang menggunakan tubing 3-1/2” (ditunjukan oleh titik merah) dan reservoar model pada lapisan ultra-tipis. Sedangkan untuk pemboran sumur horizontal short-to-medium radius penghematan dapat dilakukan apabila dikombinasikan penggunaan 5” liner produksi dan tubing berukuran 2-3/8” atau 2-7/8”.
Pengaruh ketebalan kolom minyak pada recovery dan ekonomi.
Secara prinsip, aplikasi sumur horizontal akan semakin sulit dengan semakin menipisnya kolom minyak suatu lapisan, hal tersebut disebabkan oleh semakin sulitnya kontrol yang dilakukan selama pemboran berlangsung yang berakibat meningkatnya biaya. Disamping itu perolehan minyak yang diharapkan juga lebih sedikit. Gambar-13 memperlihatkan perbandingan perolehan minyak dan NPV yang merupakan hasil studi simulasi reservoar pada lapisan dengan ketebalan-ketebalan 15 ft, 20 ft, dan 30 ft (Apendik B secara rinci menyajikan data-data yang digunakan dalam perhitungan). Sejalan dengan aplikasi sumur vertikal konvensional untuk multi-sand yang diterapkan di lapangan Attaka belakangan ini adalah hal yang paling relevan apabila kondisi kolom minyak sudah demikian tipisnya (10 ft atau kurang), yang merupakan konklusi Gambar-13 tersebut.
Rencana pengembangan lanjut lapisan dengan kolom minyak ultra-tipis
Hasil lookback sumur-sumur horizontal yang diproduksikan dari lapisan ultra-tipis di lapangan Attaka, menunjukkan bahwa biaya pemboran dan komplesi sumur cenderungan meningkat dari tahun ke tahun. Hasil simulasi reservoar menunjukkan bahwa nilai ekonomi proyek dapat meningkat
apabila pola pemboran sumur horizontal secara konvensional dapat bergeser menjadi pemboran sumur horizontal dengan pola short-to-medium radius. Dengan kata lain, berkaca pada pengalaman pemboran sumur horizontal selama ini, maka penerapan secara selektip sumur horizontal short-to-medium
radius guna mengeksploitasi kolom minyak ultra-tipis
dikemudian hari dapat dilakukan dengan mempertimbangkan hal-hal di bawah ini:
Ø Gunakan simulasi reservoar dan pengukuran data aktual sebagai acuan perencanaan sumur
Ø Rencanakan panjang lateral 600 ft dan lakukan penyesuaian berdasarkan kondisi reservoar, mekanikal dan biaya pada saat pemboran
Ø Secara praktis posisikan lateral sumur ditengah-tengah kolom minyak (secara rinci hal ini masih sangat bergantung pada ukuran tudung gas) dan lakukan penyesuaian jika diperlukan
Ø Buat pola sumur sesederhana mungkin dan hindari dari lekukan yang dapat menurunkan efisiensi aliran vertikal (di dalam lubang)
Ø Gunakan komplesi open-hole dengan screen liner Ø Pertimbangkan penggunaan ukuran tubing kecil (2-3/8”
atau 2-7/8”)
Ø Pertimbangkan penggunaan artificiallift dikemudian hari Ø Biaya pemboran akan lebih murah apabila beberapa
sumur dikerjakan oleh rig yang sama secara berurutan (sangat berguna untuk daerah kerja lepas pantai)
Pada saat kolom minyak semakin menipis atau lebih kecil dari 10 ft, maka teknik komplesi yang disarankan adalah sumur vertikal konvensional dengan target multi-lapisan, cara ini menunjukkan perolehan minyak dan ekonomi dapat lebih baik dibandingkan dengan aplikasi sumur horizontal di lapisan tersebut.
4. KESIMPULAN
Mengacu pada tujuan utama penulisan makalah ini adalah suatu usaha memberikan cara yang lebih efektip, terutama dari segi biaya, dalam usaha eksploitasi reservoar berkolom minyak ultra-tipis yang posisinya diapit oleh keberadaan tudung gas dan air. Analisis, simulasi reservoar, dan pengalaman pengoperasian 13 sumur yang diproduksikan dari reservoar berkarakteristik tersebut, menyarankan bahwa penggunaan teknik pengeboran dan komplesi sumur
short-to-medium radius akan memberikan efisiensi yang lebih baik,
dilihat segi biaya dan perolehan minyak. Berikut adalah ringkasan atas bahasan pada makalah ini:
Ø Aplikasi sumur short-to-medium radius pada kolom minyak dengan ketebalan maksimum 20 ft menunjukkan bahwa, panjang lateral sumur yang efektip adalah sekitar 600 ft. Hasil studi mendemonstrasikan bahwa dengan panjang lateral sumur tersebut, selain biaya pemborannya yang lebih murah, maka efisiensi perolehan dengan luas daerah pengurasan berkisar 50 acre adalah hal yang ekonomis.
Ø Penggunaan ukuran tubing dengan dimensi relatif lebih kecil (2-3/8” dan 2-7/8”) yang dikombinasi dengan
artificiallift, dapat meningkatkan perolehan minyak
Ø Diperlukannya suatau proses integral pada perencanaan sumur kasus ini, mulai dari evaluasi prospek, perencanaan lokasi hingga penanganan sumur pasca pemboran, sebagaimana telah dibahas di muka.
UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan banyak terima kasih pada Unocal Indonesia Company (UICo.) dan Inpex yang telah mengijinkan dan memberikan dukungannya dalam mempresentasikan makalah ini. Ucapan yang sama kami berikan kepada Sdr. Jerry Bowen dari departemen Drilling UICo. atas masukan data-data dan biaya sumur yang diperlukan untuk perhitungan keekonomian sumur horizontal
short-to-medium radius. Tidak lupa juga buat Sdr. Mark
Boehm (lead geologist Tim Attaka, UICo.), atas masukan dan saran-sarannya dalam membahas kemungkinan aplikasi sumur tersebut di formasi Deltaics.
DAFTAR PUSTAKA
1. Zagalai, B.M., Houtzager, J.F., Mahadi, S., Partono, Y., and Goodwin, B.: "Reservoir Simulation Facilitates
Synergism in Management of the Attaka Field," SPE
22352, dipresentasikan pada SPE International Meeting on Petroleum Engineering, Beijing, China, Maret 1992. 2. Vo, D.T., Sukerim, Dharmawan, A., Susilo, R.,
Wicaksana, R.: "Lookback on Performance of 50
Horizontal Wells Targeting Thin Oil Columns, Mahakam Delta, East Kalimantan," SPE 64385 dipresentasikan
pada SPE Asia-Pacific Conference and Exhibition, Brisbane, Australia, 16-18 Oktober 2000.
3. Vo, D.T., Sukerim, Widjaja, D.R., Partono, Y.J., and Clark, R.T.: "Development of Thin Oil Columns Under
Water Drive: Serang Field Examples," SPE54312
dipresentasikan pada SPE Asia-Pacific Oil &Gas Conference & Exhibition, Jakarta, Indonesia, 20-22 April 1999.
4. Vo, D.T., Sukerim, Ivanowicz, M., Syahrani, Bouclin, D., Clark, R., Stites, J. and Partono, Y.: "Reservoir Modeling
Assists Operations to Optimize Field Development: Serang Field, East Kalimantan," SPE59441
dipresentasikan pada SPE Asia-Pacific Conference on Integrated Modelling for Asset Management, Yokohama, Jepang, 25-26 April 2000.
APENDIK A
Data yang digunakan pada model sederhana pada perencanaan strategi komplesi:
Luas model = 51 acres (= 1600 x 1400 ft2); kemiringan lapisan = 3o; GOC @ 4340 ft dan OWC @ 4360 ft ss; Kolom minyak setebal 20 ft yang diapit oleh gas cap and lapisan air; Luas efektip areal minyak = 45 acres; Ketebalan rata-rata kolom minyak pada seluruh areal = 17,7 ft; Ketebalan kolom minyak disekitar sumur = 20 ft
Original fluid in place:
OOIP = 1,16 MMSTBO; OGIP = 1,71 Bcf
(mencakup tudung gas = 1,18 Bcf; m = 1 Bcf/MMBo ) Tekanan awal = 1750 psi @ 4345 ft; Temperatur = 170o F Densitas minyak = 40 oAPI; Densitas gas = 0,65
FVF minyak = 1,28 rb/stb; Solution GOR = 460 scf/stb; Viskositas minyak = 0,46 cp
Residual oil saturation = 0,3; Porosity = 0,3
Sensitivitas analisis
Posisi komplesi sumur terhadap GOC: mulai 2,5 – 17,5 ft dari GOC
Laju produksi minyak awal: 1000, 2000, dan 3000 STB/D Panjang horizontal dari 200’ hingga 1000’
Ukuran tubing: dari 2-3/8 hingga 3-1/2” Laju injeksi gas untuk gaslift @ 500 Mscf/day
Pengaruh penurunan tekanan reservoar bervariasi dari 1750 psi hingga 1275 psi
APENDIK B
1. Evaluasi ekonomi pada Gambar-12
Base case untuk pemboran dan komplesi sumur horizontal short-to-medium-radius:
Panjang sumur = 600 ft; Kedalaman sumur = 6000 ft MD; ukuran tubing 3-1/2
Biaya pemboran dan komplesi = 650 K$ Variasi:
10K$ untuk setiap penambahan 100 ft lateral
2$/ft untuk setiap penambahan/pengecilan ukuran tubing Biaya kapital = 28% dari total biaya; Assumsi biaya operasi tahunan tetap
2. Nilai rata-rata dari parameter yang digunakan pada evaluasi ekonomi untuk kaji ulang 13 sumur horizontal (sumur horizontal konvensional):
Panjang rata-rata = 900 ft; Recovery rata-rata per sumur 350 Mbo; Biaya rata-rata = 1,1 M$; Biaya kapital = 28% dari biaya total; Biaya operasi tahunan dianggap tetap. Seluruh sumur dikomplesi dengan ukuran tubing 3-1/2'' dan sebagian besar menggunakan gaslift. Seluruh perhitungan ekonomi berdasarkan terms & conditions KPS untuk wilayah Kalimatan
3. Data yang digunakan pada Gambar-13
Luas model = 51 acres; Sudut kemiringan = 3o ;Luas efektip pengurasan minyak = 45 acres.
Variasi:
OOIP = 812, 1160 dan 1600 MBo Ketebalan kolom minyak = 15, 20 dan 30 ft
Ketebalan efektip rata-rata kolom minyak = 12,4; 17,7 dan 24,4 ft
Untuk perhitungan NPV(@12%): biaya pemboran dan komplesi adalah tetap sebesar 650K$ dan berlaku untuk ketiga kasus yang diberikan
Tabel-1
Ringkasan Analisis Kinerja Sumur Horizontal di Lapangan Attaka Pada Kolom Minyak Ultra-tipis
Gambar-1 Lokasi Lapangan Attaka
Di Lepas Pantai Kalimantan Timur, Indonesia
Gambar-2
Peta Struktur Lapangan Attaka
Gambar-3
Kolom Stratigrafi Lapangan Attaka
Gambar-4
Konstibusi Sumur Horizontal Terhadap Produksi Total Lapangan Attaka
Gambar-5
Kinerja Sumur Horizontal Terhadap Distribusi Log Normal Untuk Lapisan Ultra-tipis
Gambar-6
Kegunaan Model Reservoar Pada Strategi Komplesi Untuk Kolom Minyak Tipis
Gambar-7
Gambar-8
Pengaruh Ukuran Tubing Dan Panjang Sumur Pada Perolehan Minyak Untuk Ketebalan Kolom Minyak 20 ft
(Nilai Rata-rata Dari Seluruh Kasus Terhadap Posisi GOC)
Gambar-9
Pengaruh Dari Pengaturan Laju Produksi Guna Meningkatkan Perolehan Minyak Dengan Cara Menghindari Produksi Gas Dari Gas Cap
Gambar-10
Pengaruh Ukuran Tubing Dan Panjang Sumur Pada NPV (@ 12%) Untuk Ketebalan 20 ft (L=600 ft diposisikan di tengah-tengah kolom minyak;
Tubing = 2 7/8, dengan Gas Lift)
Gambar-11
Pengaruh Ukuran Tubing Dan Panjang Sumur Pada NPV (@ 12%) Untuk Kolom Minyak 20 ft
Gambar-12
Pengaruh Ukuran Tubing Dan Panjang Sumur Pada NPV (@ 12 %) Untuk Kolom Minyak Ultra-tipis (Di Bawah 20 ft)
Dengan Teknik Komplesi Sumur Horizontal Short-to-medium radius
Gambar-13
Pengaruh Ketebalan Kolom Minyak Terhadap Faktor Perolehan Dan NPV (@ 12 %)
