UPAYA PENGURASAN GAS DARI STRUKTUR MINYAK DENGAN TENAGA DORONG TUDUNG GAS DI LAPANGAN PALUH TABUHAN BARAT

(1)

IATMI 2006-TS-07

PROSIDING, Simposium Nasional & Kongres IX Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2006 Hotel The Ritz Carlton Jakarta, 15-17 November 2006

UPAYA PENGURASAN GAS DARI STRUKTUR MINYAK DENGAN TENAGA

DORONG TUDUNG GAS DI LAPANGAN PALUH TABUHAN BARAT

Rahmat Wijaya, Pertamina DOH NAD Sumbagut I Putu Suarsana, Jasa Teknolohi Pertamina Direktorat Hulu

ABSTRAK

Struktur Paluh Tabuhan Barat yang saat ini masuk dalam kategori “brownfield”, dieksploitasi sejak tahun 1971. Struktur ini pada awalnya merupakan struktur penghasil minyak dengan tenaga dorong didominasi terutama oleh tudung gas (gas cap drive) dan gas larutan (solution gas drive). Seiring dengan berjalannya waktu, produksi minyak semakin menurun karena tenaga dorong gas yang semakin melemah dan mulai tergantikan dengan meningkatnya aktifitas aquifer yang tidak terlalu kuat, serta tidak adanya pressure maintenance. Disisi lain diperkirakan potensi tudung gas (gas cap) yang masih dapat dieksploitasi merupakan peluang yang cukup besar mengingat harga gas saat ini sangat kompetitif dan shorted gas suply di daerah Sumatra Utara. Akibat perubahan status dari lapangan produksi minyak menjadi lapangan produksi gas membawa banyak implikasi. Diperlukan investasi-investasi tambahan lain seperti pengadaan kompresor dan lain-lain yang memerlukan biaya tidak sedikit. Investasi yang memerlukan biaya besar harus didukung dengan ketersediaan cadangan hidrokarbon yang mencukupi, serta pengetahuan akan kapabilitas reservoir dalam mengalirkan hidrokarbon tersebut. Hal ini sangat perlu dipahami secara detail berkaitan dengan pola pengembangan lapangan. Berdasarkan pertimbangan di atas, maka Manajemen Pengembangan bekerja sama dengan Jasa Teknologi Reservoir melakukan simulasi reservoir untuk struktur Paluh Tabuhan Barat untuk melihat potensi dan kapabilitas reservoir yang hanya mengandung gas dan tidak mengganggu kondisi potensi cadangan minyak yang masih tertinggal di reservoir.

I. LATAR BELAKANG PERMASALAHAN 1.1. Gas Balance Sumbagut

Kebutuhan gas di propinsi Nanggroe Aceh Darussalam maupun Sumatra Utara hingga saat ini belum dapat dipenuhi oleh struktur-struktur

penghasil gas eksisting, baik yang berada di DOH NAD- Sumbagut maupun yang ada pada mitra kerja lainnya.

Kebutuhan gas propinsi Sumatera Utara sampai dengan tahun 2010 cukup tinggi sekitar 245,000 MMBTU, merupakan peluang besar untuk meningkatkan pendapatan gas Pertamina DOH NAD-Sumbagut. Konsumen utama gas saat ini adalah PT. PLN Medan, LPG Plant Pertamina UP I serta PGN. Disamping itu konsumen yang relatif kecil adalah LPG Maruta Bumiprima dan PT. Kilang Aspal Sumatera. Selama ini pasokan gas tersebut dipenuhi oleh Pertamina DOH NAD-Sumbagut, Inoco Pantai Pakam Timur, Japex NS-ABS dan TAC Putra Basilam Petrogas. Pasokan gas saat ini sudah tidak mampu lagi untuk mengimbangi kebutuhan Gas propinsi Sumatera utara.

Dari hasil analisa balance gas bumi Sumatera Utara, maka terdapat kesenjangan antara kebutuhan dan penyediaan. Berdasarkan perkiraan kebutuhan gas akan naik dari 135,000 MMBTU/hari saat ini menjadi 245,000 MMBTU/ hari pada tahun 2010. Dengan latar belakang tersebut, PT. Pertamina DOH NAD-Sumbagut berusaha untuk ambil bagian dalam pemenuhan kebutuhan gas porpinsi NAD dan Sumut. Salah satu struktur yang potensial dapat menghasilkan gas adalah struktur Paluh Tabuhan Barat (PTB). Namun demikian hingga saat ini struktur PTB dikenal sebagai struktur pengahsil minyak dengan tenaga dorong kombinasi solution gas drive dan gas cap.

(2)

1.2. Pengembangan Struktur Gas

Di masa yang lalu fokus utama penyerapan hidrokarbon adalah pada produksi minyak. Oleh sebab itu titik serap existing di struktur PTB kebanyakan terletak di daerah oil rim struktur tersebut. Dengan demikian diperkirakan gas masih cukup tersedia di daerah tudung gas yaang mana pada daerah tersebut belum ada titik serapnya. Upaya peneyerapan cadangan gas dari tudung gas dan juga sekaligus menyerap sisa minyak di bawahnya yang masih dapat diproduksikan memerlukan investasi yang cukup besar dan merupakan suatu perubahan strategi peneuerapan hidrokarbon. Untuk itu perlu dibuat satu perencanaan matang berupa Plan Of Further Development (POFD) dari struktur Paluh Tabuhan Barat. Pembuatan POFD tersebut akan didahului dengan studi komprehensif yang meliputi pemetaan ulang struktur PTB, simulasi reservoir, pemboran, fasilitas produksi dan keekonomian. Pada makalah ini secara khusus hanya dibahas pada topik simulasi reservoir, yang difokuskan pada hasil simulasi dan perkiraan produksi struktur PTB dengan adanya penambahan titik serap baru di daerah tudung gas.

II. TAHAPAN SIMULASI RESEVOIR 4.1 Reservoir Description

Melakukan updating, revisi dan pemetaan kembali (remapping) yang mencakup aspek geologi dan geofisika serta kemampuan produksi masing-masing reservoir di Struktur Paluh Tabuhan Barat (PTB) dan Tungkam (TKM). Tujuan utama dari pekerjaan ini meliputi aspek-aspek geologi berupa analisis stratigrafi batuan reservoir yang berdasarkan konsep stratigrafi sekuen sehingga mendapatkan permodelan geologi yang mendekati bentuk sebenarnya..

Berdasarkan hasil pembuatan model geologi dengan metoda sequence stratigraphic tersebut diatas, kemudian dibuat reservoir simulation model dengan langkah-langkah sebagai berikut :

1. CONSTRUCTION MODEL

Proses gridding Zone BRS 1,2,3 dan 4 secara Full field model dikontruksi mengunakan Builder interaktif (CMG) dengan Formula Orthogonal Corner point, dengan ukuran grid 100 m x 100 m, arah gridding barat laut – tenggara dengan ukuran model I, J , K (100 x 55 x 8) atau mencakup sekitar 5.5 sqKm

.2. LAYERING

Vertical layering disesuaikan sand body unit. Pada zone BRS dibagi dalam 8 grids secara vertical atau

membagi setiap zone menjadi 2 grid, dengan alasan agar lebih halus dan akurat dalam memperhitungkan adanya zone gas cap dan aquifer (bottom water drive)

.3. GRID PROPERTIES DEFINITION

Secara umum simulasi dibagi dalam 2 sektor yaitu sector barat (2 region SCAL yaitu region minyak dan region gas, I region PVT) dan sector tengah (I region SCAL dan PVT)

4.2 Fluid Model

Tiga data PVT yang tersedia terdiri dari : Analisis PVT Fluida Reservoir Sumur PTB-20 (sampel separator) oleh PPPTMGB Lemigas tahun 1999, Analisia Suhu Voluma & Tekanan dan Sifat Sifat Fisis Lainnya Dari Fluida Cadangan Sumur Paluh Tabuhan Barat TB-7 (sampel bawah permukaan) oleh Lab Kimia Produksi Pangkalan Brandan tahun 1976, Analisia Suhu Voluma & Tekanan dan Sifat Sifat Fisis Lainnya Dari Fluida Cadangan Sumur Sungai A-4 (sampel bawah permukaan) oleh Lab Kimia Produksi Pangkalan Brandan tahun 1973

4.3 Rock-Fluid Data

Reservoir rock properties cukup lengkap dari analisa core, sehingga semuanya dipakai untuk perhitungan kandungan hidrokarbon awal. Semua data saturasi core berasal dari sumur Blok Barat, maka untuk saturasi air initial Swi Blok Tengah diambil sama dengan Blok Barat yaitu 42.16%. Cross-plot saturasi log dengan saturasi core juga menunjukkan adanya hubungan kesesuaian

4.4 Well and Recurrent Data

Inventarisasi data produksi bertujuan untuk mendapatkan jumlah minyak, gas, dan air yg sudah terproduksi dari setiap zone. Analisa data ini akan menjadi masukan untuk penentuan cadangan tersisa, analisa tekanan, penentuan tenaga dorong reservoir secara material balance (drive index), dan sebagainya.

Tercatat sebanyak 32 sumur berproduksi dari total 53 sumur yang telah dibor menembus perlapisan Besitang River Sand di lapangan PTB.

4.5 History Maching

Proses penyelarasan (history matching ) yaitu untuk memvalidasi performance model dengan data sejarah lapangan,dalam hal ini adalah data produksi minyak,air, dan gas juga tekanan reservoir dari beberapa test yang dilakukan..

(3)

III. HASIL SIMULASI RESERVOIR

STRUKTUR PALUH TABUHAN BARAT Tahapan simulasi reservoir yang sangat penting adalah history matching atau penyelarasan kondisi reservoir. Apabila model simulasi reservoir telah selaras (matching) dengan kondisi reservoir, maka pola pengembangan lebih lanjut dari satu reservoir dapat dilakukan dengan tingkat kepercayaan terhadap peramalan ulah produksi yang cukup tinggi.

Dalam proses history matching, peta dasar tidak dirubah atau dimodifikasi. Modifikasi dilakukan pada beberapa parameter reservoir yang diperkirakan mempunyai derajat ketidak pastian yang tinggi. Rendahnya tingkat akurasi parameter reservoir tersebut disebabkan karena minimnya data tersedia karena tingginya biaya yang harus dikeluarkan untuk mendapatkan data reservoir dengan tingkat akurasi yang memadai.

Beberapa parameter yang disesuaikan (adjusted) dalam proses history matching diantaranya permeabilitas relatif (Kro,Krw,Krog,Krg,), ff(geometric factors), transmisibilitas, kompresibilitas batuan dan volume modifier. Data Kompresibilitas batuan disesuaikan untuk mendapatkan tekanan yang baik sedangkan perubahan grafik permeabilitas relative untuk mendapatkan hasil WOR dan GOR yang baik sehingga kumulatif produksi dapat disesuaikan. Parameter lainnya ff , transmisibilitas”fine tuning’, dan volume modifier digunakan untuk mengikuti aliran data yang sebenarnya.

History matching pada simulasi reservoir struktur Paluh Tabuhan Barat ini berhasil mendapatkan model yang cukup baik. Kumulatip produksi gas, minyak, air dan tekanan dari model simulasi reservoir dapat diselaraskan dangan sejarah produksi aktual dari struktur Paluh Tabuhan Barat. Hasil dari history matching tersebut dapat dilihat pada gambar berikut :

IV. CADANGAN AWAL STRUKTUR PALUH TABUHAN BARAT

Perhitungan cadangan awal struktur Paluh Tabuhan Barat dihitung pada proses inisialisasi. Data produksi menunjukkan bahwa kumulatip produksi gas sudah mencapai 113.5 BSCF untuk status 1 Januari 2005. Berdasarkan tata letak sumur-sumur produksi existing, pada umumnya berada pada lokasi oil rim. Dengan demikian dapat diperkirakan gas terproduksi adalah berasal dari gas terlarut dalam minyak

(solution gas). Sedangkan untuk tudung gas (gas cap) sebagian mungkin pula ada yang ikut terproduksi

V. PENAMBAHAN TITIK SERAP

Penambahan titik serap untuk melakukan pengurasan hidrokabon di struktur Paluh Tabuhan Barat dilakukan dengan cara memilih daerah yang masih diperkirakan mengandung hidrokarbon dalam jumlah cukup. Dari peta iso sw yang terakhir dipiih beberapa sumur dengan initial tapak lokasi yaitu PTB GCD, PTB HLR, dan PTB GC4

Dari ketiga sumur tersebut dibuat bebeapa skenrio serta dipilih yang terbaik yaitu zone (reservoir) mana yang dapat memberikn kontriusi produksi hidrokarbon terbanyak. Ketiga sumur tersebut selanjutnya akan dijadikan ”key well” dan apabila setelah dibor dan dilakukan test produksi menghasilkan hidrokarbon yang optimum sesuai forecast, maka selanjutnya akan dibor lain beberapa sumur lain untuk dapat menguras cadangan dengan lebih intensif lagi. Kriteria pemilihn zone dari tiga sumur kunci tersebut dalah produksi, lama produksi dan kebutuhan kompresor.

Perkiraan produksi pada sumur kunci menunjukkan hasil seperti pada tabel di atas. Untuk sumur PTB GCD dan PTB GC4, beberapa layer tidak dapat berproduksi pada 3 MMSCFD. Secara umum metoda komplesi co-mingle jauh lebih baik dibanding produksi per layer. Namun demikian perlu diperhatikan sebelum diaplikasikan komplesi co-mingle, agar terlebih dahulu dilakukan pengujian potensi reservoir dan produksi dari masing-masing layer.

Apabila sumur kunci secara nyata dapat berproduksi sesuai dengan prediksi, maka untuk struktur Paluh Tabuhan Barat masih dapa ditambah 2 sumur lagi untuk memepercepat pengurasan hidrokarbon.

VI. KESIMPULAN DAN SARAN

1. Kebutuhan gas untuk daerah Sumbagut (Prop. NAD dan Sumut) yang begitu besar mengaharuskan DOH NAD-Sumbagut mencari sumber gas untuk dapat memenuhi kebutuhan tersebut

2. Dari tabel hasil inisialisasi perhitungan cadangan terlihat bahwa cadangan gas tersisa masih cukup besar, terutama dari cadangan gas bebas (free gas) atau pun gas cap

(4)

3. Perkiraan produksi sumur kunci menunjukkan hasil produksi secara co-mingle lebih baik dari produksi secara terpisah

4. Berdasarkan dari perhitungan cadangan dan perkiraan produksi sumur kunci, maka struktur Paluh Tabuhan Barat masih bisa ditambah 2 sumur lagi selain sumur kunci.

VII. SARAN

7.1. Sebelum melakukan komplesi sumur secara co-mingle, maka untuk tiap layer / reservoir harus dilakukan pengujian terlebih dahulu agar diketahui secara pasti kemampuannya masing-masing reservoir

7.2. Penentuan strategi pengembangan lapangan Paluh Tabuhan Barat sedapat mungkin mengacu hasil simulasi reservoir

VIII. DAFTAR PUSTAKA

8.1. Badan Afiliasi Teknologi Mineral Fakultas Teknologi Mineral, ”Studi Remaping Struktur Paluh Tabuhan Barat dab Tungkam Dengan Metode Sequence Stratigraphic Di PT. Pertamnina DOH NAD-Sumbagut”, Universitas Trisakti Jakarta, 2005

8.2. Teknik Reservoir Eksploitasi.”Laporan Cadangan Minyak dan Gas Bumi, Status 1 Januari 2005”

(5)

Tabel 1. Cadangan Minyak dan Gas Awal Struktur Paluh Tabuhan Barat

PARAMETER

Barat

RF

_Recovery

Ultimate

_Kumulatip

Produksi

Remaining

_Reserve

STOIP (MMSTB)

65.17 20%

13.03 7.89 5.14

OGIP (BSCF)

132.73 113.50 19.23

FREE GAS (BSCF)

75.62 PARAMETER

Tengah

RF

_Recovery

Ultimate

_Kumulatip

Produksi

Remaining

_Reserve

STOIP (MMSTB)

5.89 20%

1.18 0.09 1.09

OGIP (BSCF)

58.02 -

1.40

56.62 FREE GAS (BSCF)

53.42 Tabel. 2 Deliverabilitas Sumur Kunci Struktur Paluh Tabuhan Barat dengan Produksi

Konstan 3.0 MMSCFD

Zone /

Layer

Reservoir

Plateau Time

(Month)

Compressor Needed

(Month)

1

st 2001 ₂₀₀₂ 2003 ₂₀₀₄ 2005 ₂₀₀₆ 2007 ₂₀₀₈ 2009 2010 0 50 100 150 200 250 M M S CF D YEARS P E RKIRAAN G AS BALANC E SUM ATER A U TARA

TOTAL DEM AND

EXIS TING + SERANG

COM MITED

EX ISTING

(6)

Ulah Produksi Minyak Struktur PTB

Area Operasi P. Susu

-50 100 150 200 250 300

Jan-95 Jan-96 Jan-97 Jan-98 Jan-99 Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05

Bulan G ro ss , N et [B P D ] Gross Net

Gambar 2. Produksi Minyak Rata-Rata Struktur PTB

Ulah Produksi Gas Struktur PTB Area Operasi P. Susu

-1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000

Jan-95 Jan-96 Jan-97 Jan-98 Jan-99 Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05

Bulan G as [M S C F D ] Gas

(7)

Gambar 4. History Matching Kumulatip Produksi Minyak

(8)

Gambar 6.Hasil History Matching Produksi Minyak Harian Struktur Paluh Tabu8han Barat

(9)

Gambar 8. Contoh Peta Iso SW Zone BRS 1

(10)

Perkiraan Gas Deliverabilities Sumur PTB GCD

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4/7/07 4/7/09 4/7/11 4/7/13 4/7/15 4/7/17 Time D a ily G a s R a te (M M S C F D 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 O il R at e (B O P D ) /B H P (P si ) Gas Rate SC BHP Oil Rate SC

Gambar 10. Perkiraan Deliverabilitas Sumur PTB GCD

Perkiraan Gas Deliverabilities Sumur PTB HLR

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4/7/07 4/7/09 4/7/11 4/7/13 4/7/15 4/7/17 Time D a ily G a s R a te (M M S C F D 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 O il R at e (B O P D ) /B H P (P si ) Gas Rate SC BHP Oil Rate SC

(11)

Perkiraan Gas Deliverabilities Sumur PTB GC4

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4/7/07 4/7/09 4/7/11 4/7/13 4/7/15 4/7/17 Time D ai ly G as R at e (M M S C F D ) 0 100 200 300 400 500 600 700 B H P (P si ) Gas Rate SC BHP

Gambar 12 Perkiraan Deliverabilitas Sumur PTB GC4

Gambar 13 Perkiraan Deliverabilitas Sumur PTB GC4

Perkiraan Deliverabilitas Sumur PTB GC3

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5

Apr-07 Apr-08 Apr-09 Apr-10 Apr-11 Apr-12 Apr-13 Apr-14 Apr-15 Apr-16 Tahun G a s R a te (M M S C F D ) 0 100 200 300 400 500 600 700 O il R at e (B P D ) /B H P (P si ) Gas Rate SC Oil Rate SC BHP