OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN MINYAK MATURE STRUKTUR X LAPANGAN Y PT. PERTAMINA EP REGION JAWA

Transkripsi

1 OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN MINYAK MATURE STRUKTUR X LAPANGAN Y PT. PERTAMINA EP REGION JAWA Boedi Windiarto Mahasiswa Magister Teknik Geologi UPN Veteran Yogyakarta ABSTRAK Lapangan X terletak di cekungan Jawa Barat, sub cekungan Jatibarang yang memiliki reservoir bantuan vulkanik Formasi Jatibarang terutama dari facies tuff dengan porositas sekunder fracture dan facies detrital/epiklastik dengan porositas primer antar butir. Saat ini lapisan tersebut diproduksikan dari 24 sumur. Kadar air rata-rata diatas 92 %. Tekanan reservoir sebesar 1800 psi, temperatur reservoir 280 F. Jenis minyak high pour point oil (HPPO) dengan pour point 1100 F. Upaya peningkatan produksi dengan dilakukan stimulasi dengan surfactant. Dari 11 sumur yang telah dilakukan stimulasi pada tahun 2005 menunjukkan hasil positif jika dibandingkan antara produksi dan cost. Kadar air turun dan produksi minyak meningkat hingga 200 % lebih. Paper ini akan membahas optimasi produksi untuk lapangan minyak mature sehingga mampu menambah perolehan minyak. PENDAHULUAN Struktur X diketemukan sekitar tahun 1970 terletak di bagian Barat Laut Jawa, sekitar 375 km sebelah Timur Jakarta atai 50 km sebelah Barat Cirebon. Lapangan ini merupakan wilayah operasi Area Jatibarang PT Pertamina EP Region Jawa. (Gambar 1). Struktur X terletak di cekungan Jawa Barat Utara, sub cekungan Jatibarang yang memilki reservoir batuan vulkanik Formasi Jatibarang, terutama dari facies tuff dengan porositas sekunder fracture dan facies detrital/epiklastik dengan porositas primer antar butir. Stratgrafi lapangan X mulai dari yang tertua adalah : (Gambar 3) 1. Batuan Dasar Adalah batuan beku andesit dan basaltik yang berumur Kapur Tengah sampai Kapur Atas dan batuan metamorf yang berumur Pra Tersier. Lingkungan pengendapannya merupakan suatu permukaan dengan sisa vegetasu tropis yang lapuk.

2 2. Formasi Jatibarang Formasi Jatibarang secara tidak selaras menumpang di atas batuan dasar metamorfik. Batuan metamorfik tersebut diperkirakan berumur sevelum Eosen, sedangkan Formasi Jatibarang diperkirakan berumur Eosen sampai Oligosen Tengah. Formasi Jatibarang tersusun oleh perselingan batuan volkanik (tufa, amalgamated tuff, tufa andesit/basaltik dan batupasir volkaniklastik). Secara tidak selaras formasi ini ditumpangi oleh Formasi Talang Akar. 3. Formasi Talang Akar Formasi ini diendapkan pada awal sampai pertengahan Oligosen dan dibagi menjadi Talang Akar Bawah dan Talang Akar Atas. Talang Akar Bawah secara dominan tersusun oleh batuan silisiklastik yang terbentuk oleh sistem pengendapan fluvial, sementara pada Talang Akar Atas pengaruh volkanik berkurang dan lingkungan pengendapan berubah ke arah laut menjadi lingkungan deltaik. Litologi penyusunannya terdiri dari serpih gampingan, batulanau dengan sisipan batupasir dan batubara terkadang juga dijumpai konglomerat secara lokal. 4. Formasi Cibulakan Formasi ini dicirikan oleh batuan karbonat klastik. Karbonat terumbu berkembang di bagian tengah formasi ini dan dikenal dengan istilah Mean Carbonates. Umur Formasi Cibulakan adalah Miosen Awal sampai dengan Miosen Tengah, diendapkan selaras di atas Formasi Baturaja. 5. Formasi Parigi Formasi ini berkembang sebagai pengendapan yang energinya relatif rendah, berbutir halus, lumpur karbonat lempungan dan juga fasies packstone dan weakstone. Bagian bawah formasi ini dicrikan oleh perubahan secara gradual dari fasies mixed clastic carbonate dari Formasi Cibulakan. Bagian atas Formasi Parigi ditumpangi oleh Formasi Cisubuh, yang secara jelas dapat diamati sebagai karbonat klastik dan serpih karbonatan. Formasi Parigi ini berumur Miosen Akhir. 6. Formasi Cisubuh Formasi ini merupakan formasi yang paling muda di dalam cekungan, berumur Pliosen, didominasi oleh serpih karbonatan dan laipsan tipis batupasir. Serpih dari Formasi Cisubuh ini menjadi seal bagi reservoir karbonat Formasi Parigi. Ke arah atas batupasir berkembang lebih tebal. Formasi Cisubuh menumpang secara selaras di atas Formasi Parigi. IDENTIFIKASI LAPISAN RESERVOIR VOLKANIK Identifikasi fasies volkanik dilakukan dengan menggabungkan data core, cutting dan data log.dari hasil analisis ini didapatkan 4 fasies sebagai berikut :

3 V1 : Tuff / Lithietuff, yang memilki kisaran nilai log ROHB : ; dan NPHI : V2 : Lithietuff / Anglomerat yang memilki kisaran nilai log ROHB : ; dan NPHI : V3 : Detrital / Ruble (epiclastic), yang memilki kisaran nilai log ROHB : ; dan NPHI : V4 : Andesit / Basalt Lava : yang memilki kisaran nilai log ROHB > 2.5; NPHI < 0.2 Perulangan fasies pada struktur X, ditafsirkan merupakan suatu siklus endapan volkaniklastik yang setiap siklusnya selalu diakhiri oleh terendapkannya epiklastik. Saat ini Lapangan X diproduksikan dari Formasi Cibulakan dan Lapisan Vulkanik yang merupakan Formasi Jatibarang. Lapisan Vulkanik diproduksikan dari 24 sumur. Performance produksi dari lapisan vulkanik ini bisa dilihat Gambar 5. Sumur diproduksikan dengan gas lift dan ESP. Tekanan awal reservoir sebesar 3200 psi dan saat ini sebesar 1800 psi. (Gambar.4) Minyak berjenis HPPO dengan titik tuang sebesar F sehingga untuk transportasi minyak diperlukan pemanasan, pencampuran dengan light oil dan pencampuran dengan air dengan komposisi tertentu. Berdasarkan perhitungan volumetrik OOIP lapisan Vulkanik masih cukup besar WDR pada tahun 2010 dibawah 5 %. Mengingat angka WDR yang kecil dan sisa cadangan yang relatif besar maka diperlukan upaya-upaya terus menerus untuk meningkatkan produksi minyak di vulkanik. Salah satu upaya yang dilakukan adalah dengan stimulasi. Dari beberapa sumur yang telah dilakukan stimulasi ini memperoleh hasil positif jika dibandingkan antara hasil dan biaya. KOMPLESI SUMUR & OPTIMASI PRODUKSI Sumur-sumur di Struktur X dikomplesi dengan liner 4 ½ dan casing 7 serta tubing ukuran 2 7/8. Sedangkan di formasi produktifnya (vulkanik) di komplesi secara lubang terbuka (open hole). Untuk saat ini sedang diupayakan untuk dilakukan PLT (Production Logging Tools) bertujuan mengetahui Facies Vulkanik yang masih dapat menghasilkan minyak pada sumur-sumur produksi dengan kadar air tinggi dan mengurangi jumlah air terproduksi dengan cara menutup facies vulkanik yang menyumbang air cukup banyak. STIMULASI PRODUKSI Stimulasi adalah suatu cara yang dapat digunakan untuk meningkatkan atau memperbaiki produksi hidrokarbon pada suatu sumur yang mengalami

4 permasalahan selain masalah mekanisme peralatan produksi. Hal yang mendasari pemilihan stimulasi adalah jenis batuan dan jenis fluida beseta kondisi tekanan dan temperaturnya. Diplih stimulasi surfactant karena jenis minyak yang ada adalah HPPO. Pour Point sebesar 1100 F. Temperatur reservoir sebesar 2800 F. Viskositas pada tekanan dan temperatur reservoir saat ini sebesar cp. Perbandingan permabilitas air dan minyak pada Sw lebih dari 77 % menurut hasil core analisis sebesar 1.71, pada Sw 81 % bahkan bisa sampai Untuk mengurangi effect wetabilitas digunakan surfactant. Stimulasi dilakukan dengan metode matrix stimulation yaitu dengan cara pemompaan secara terus menerus dari permukaan melalui tubing produksi. Pemompaan dibagi dalam 3 tahap yaitu : - Pre-Flush - Main Surfactant - Displace EVALUASI PEKERJAAN Setelah stimulasi dilakukan evaluasinya adalah dengan melihat perubahan produksi. Lihat grafik performance produksi (Gambar 6 Gambar 8), setelah sumur mati kemudian dilakukan pekerjaan stimulasi surfactan hasil produksinya mengalami kenaikan. Produksi Sumur A setelah dilakukan stimulasi produksinya dari 30 Bopd menjadi 100 Bopd. Sumur B setalah dilakukan stimulasi produksinya dari 15 Bopd menjadi 80 Bopd. Sumur C setelah dilakukan stimulasi produksinya dari 80 Bopd menjadi 190 Bopd. Selain itu juga dibandingkan perkiraan ulah produksi sebelum dan sedudah dilakukan stimulasi (Gambar. 9) KESIMPULAN 1. Optimasi produksi harus terus menerus dilakukan dari awal sampai akhir umur dari suatu lapangan 2. Dibutuhkan optimasi produksi secara keseluruhan dengan berbagai teknik dan proses dan tidak bisa diputuskan hanya dengan satu program pekerjaan saja DAFTAR PUSTAKA Andrie Haribowo,: Karakterisasi Reservoir Terpadu Analisa Seismik dan Hasil Uji Sumur Dalam memodelkan Reservoir Rekah Alami Vulkanik Jatibarang Sebagai Dasar Acuan Rencana Lanjut Pengembangan Lapangan, Reservoir Engineering PT Pertamina EP Region Jawa, 2003

5 Brown, Kermit E.: The Technology of Artificial Lift Methods, Volume 4 Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal System Analysis, Penn Well Books King George.: An Introduction to The Basics of Well Completions, Stimulations and Workovers.2nd Edition, Tulsa, Oklahoma McLeod Jr. Harry O.: Matrix Acidizing J. Pet. Tech., December P.E. Moseley and Associstes: The Well Evaluation Model, Houston, Texas. Sumadi Paryoto, Oki Satriawan, Hisar BS Limbong, Stimulasi Dengan Surfactant Sebagai Alternatif Meningkatkan Produksi di Lapisan Vulkanik Jatibarang PT Pertamina EP Region Jawa, Prosiding IATMI November 2006 Trice Jr., M.L. and Dawe, B.A.: Reservoir Management Practice, JPT December LAMPIRAN Tabel 1. Reservoir Data Lapisan Volkanik Tekanan Awal Reservoir (psi) 3129 Rata-rata kedalaman (m) 2100 Tekanan Saat ini (psi) 1800 Jenis Minyak HPPO Titik Tuang ( 0 F ) Temperatur Reservoir ( 0 F ) 280 Viscositas (cp) Porositas (%) 18

6 Gambar 1. Peta Lokasi Gambar 1. Peta lokasi

7 Gambar 2. Peta Top Struktur Lapangan X

8 Gambar 3. Stratigrafi Regional Cekungan Jawa Barat Utara.

9 Gambar 4. Performance Tekanan Reservoir Lapisan Vulkanik Struktur X Gambar 5. Ulah Produksi Lapisan Vuklkanik Struktur X

10 A Surfactant Gambar 6. Ulah Produksi Sumur A B Stimulasi Gambar 7. Ulah Produksi Sumur B

11 C Stimulasi Gambar 8. Ulah Produksi Sumur C Q liquid =253 bbl/d Q liquid =527 bbl/d Gambar 9. Perbandingan IPR sebelum dan sesudah Stimulasi