Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional IATMI 2009 Bandung, 2-5 Desember Makalah Profesional IATMI

Transkripsi

1 Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional IATMI 2009 Bandung, 2-5 Desember 2009 Makalah Profesional IATMI Upaya Peningkatan Produksi Pada Struktur Rantau Zona 600 Yang Sudah Dilakukan Secondary Recovery Oleh I Putu Suarsana Ph.D Areza Badril Pertamina EP Abstrak Tujuan dari tulisan ini adalah mengembangkan konsep analisa produksi dari lapangan marginal yang sudah dilakukan waterflood untuk peningkatan produksi ke depan dengan mempertimbangkan faktor dari sejarah produksi, tekanan reservoir, data petrofisik dan konektivitas antara sumur injektor dan sumur monitor selama dilakukan waterflood. Evaluasi produksi ini difokuskan pada struktur Rantau zona 600 dengan OOIP sebesar MMSTB, kumulatif produksi sebesar MMSTB (RF 34 %) pada blok A sampai dengan blok E dengan kondisi saat ini 187 sumur, 144 sumur (suspended), 36 sumur injector dan 7 sumur produksi aktif. Kegiatan Waterflood/Secrec telah dilakukan pada zona 600 terutama pada blok,,,, D4 dan E sejak Mei 1984 oleh Japex dengan pola Peripheral dengan peningkatan peak secondary produksi minyak sebesar 50 % dari peak primary yang terjadi. Dari evaluasi ini didapatkan bahwa additional produksi pada periode waterflood sebesar 6.58 % atau equivalent 2.99 MMbbl. Dari hasil evaluasi peforma produksi dan injeksi, bubble map produksi dan konektivitas antara sumur injeksi dan sumur produksi, akan didapatkan gambaran untuk kandidat sumur produksi yang masih potensial untuk dijadikan sumur monitor dan injektor. Adapun pola yang digunakan untuk pengurasan lanjut adalah pola injeksi 5 spot pada blok, pola injeksi 5 spot pada blok dan pola injeksi Line Drive pada blok dan. 1. Pendahuluan Struktur Rantau pertama kali ditemukan oleh B.P.M Shell pada tahun 1929, merupakan salah satu lapangan migas yang terletak pada area WKP Pertamina EP Region Sumatera Bagian Utara, yang terletak kira-kira 110 km di sebelah barat laut kota Medan dan ± 45 km disebelah barat laut kota Pangkalan Brandan. Formasi utama penghasil hidrokarbon terletak pada formasi Keutapang dengan 46 lapisan penghasil, mulai dari zona 260 meter sampai dengan zona 1020 meter. Struktur Rantau pertama kali diproduksikan dengan sumur R-001 yang mempunyai kedalaman sampai 630 meter, dengan perforasi pada kedalaman 330 meter, berhasil dengan rate produksi minyak awal sebesar 850 bopd (WC 0 %). Peningkatan produksi dengan secondary recovery (injeksi air) sudah dilakukan kerja sama dengan Japex Rantau Ltd, untuk pilot injeksi air zona 560 blok pada tahun Tahap pilot sampai dengan full scale sudah dilakukan pada zona 600 pada bulan Mei 1984 pada blok,,, dan D4, sedangkan pada zona 640 dan 660 dengan pola 1

2 line drive dengan tujuan sebagai pressure maintenance. Adapun sumber air injeksi berasal dari air laut di daerah Serang Jaya Hilir. Sebagai upaya untuk meningkatkan optimasi produksi kedepan, mempertahankan decline produksi dan bisa mencapai maksimum 50 % puncak produksi minyak primary yang pernah dicapai pada struktur Rantau, Project Management Team EOR PT. Pertamina EP berencana melakukan kegiatan injeksi air pada blok blok yang sekiranya belum dilakukannya proses secondary recovery. 2. Tinjauan Lapangan Struktur Rantau memiliki total 558 sumur, 48 sumur produksi aktif, dengan factor perolehan (RF) sebesar % dari nilai total cadangan yang dimiliki. Puncak produksi minyak primary terjadi pada periode Agustus 1970 dengan rate sebesar 34,980 bopd, dengan kontribusi utama dari zona 600, poduksi terus mengalami decline sampai dengan 4300 bopd pada bulan Maret Pada Mei 1984 Japex memulai injeksi air dengan focus zona pada 600, 640 dan 660. Dari ketiga zona yang dillakukan secondary recovery (injeksi air) yang mengalami signifikan adanya efek positif antara sumur injeksi dengan sumur produksi adalah zona 600. Zona 600 diproduksikan dari total 187 sumur, 7 produksi aktif, 23 sumur injeksi, 13 sumur produksi yang di-convert sebagai sumur injeksi dan 144 sumur suspended (Gambar 1). Factor perolehan zona 600 (RF) dengan primary sebesar 24.6 %, pada Mei 1984 dilakukan injeksi air dan berhasil mendapatkan additional produksi sebesar 2.99 MMbbl (RF 6.58 %) dari blok,,, dan D4 dengan pola injeksi peripheral. Zona 600 memiliki nilai OOIP terbesar dibandingkan zona lainnya dan mempunyai penyebaran kumulatif produksi yang merata dari blok A sampai dengan blok E. 3. Evaluasi Rencana pengembangan zona 600 dengan secondary recovery, maka pada zona 600 ini dibutuhkan integritas studi dari sisi Geofisika, Geologi, Reservoir dan Produksi. Pada studi ini akan difokuskan mengenai analisa produksi yang meliputi, peforma kinerja produksi dan injeksi, bubble map kumulatif produksi dan injeksi yang dioverlay dengan nilai properti reservoir, konektivitas antara sumur injeksi dan sumur produksi dan perencanaan pola injeksi pada blok,, dan zona Peforma Produksi Dan Injeksi Hasil evaluasi peforma produksi dan injeksi zona 600, dapat dilihat bahwa zona produksi ini mulai produksi pada tahun 1931 dengan sumur pertama kali di produksikan pada blok, dan B dengan rate produksi minyak rata rata per sumur sebesar bopd. Puncak produksi minyak primary zona 600 ini terjadi pada bulan Januari 1968 sebesar 5421 bopd (WC 0.7 %) dari 22 sumur produksi, dengan kontribusi produksi dari blok A sampai dengan blok D. Produksi minyak terus decline dikarenakan tekanan reservoir turun dari 1200 Psia menjadi 500 Psia pada tahun Usaha peningkatan kembali produksi minyak dengan secondary recovery (injeksi air) dimulai dari Mei 1984, dan secara full scale November 1984 dengan pola pheriperal pada blok,,, dan D4. Dari hasil secondary recovery ini berhasil mencapai peak produksi secondary sebesar 2253 bopd (WC 56 %) dan berhasil meningkatkan tekanan reservoir sampai dengan Psia, dengan kontribusi 32 sumur produksi dan 30 sumur injeksi. Produksi minyak secondary mengalami decline dikarenakan penurunan 50 % rate injeksi per sumur dari 900 bwpd menjadi 400 bwpd dari periode (Gambar 2). 3.2 Bubble Map Kumulatif Produksi dan Injeksi Bubble map produksi adalah suatu evaluasi yang digunakan untuk dapat mengetahui gambaran penyebaran produksi pada saat primary dan secondary dan di overlay dengan nilai properti (Net pay, porositas) reservoir dan mengetahui daerah potensial yang masih mempunyai reserve untuk rencana pengembangan lanjut. Dari hasil evaluasi ini didapatkan adanya respon positif antara sumur injeksi dan sumur produksi terutama pada block berhasil 2

3 mendapatkan additional produksi sebesar 1.18 MMbbl (RF %), ini dikarenakan kualitas dari net pay reservoir yang bagus (Gambar 3) dan porositas reservoir yang bagus (Gambar 4). 3.3 Konektivitas Sumur Injeksi dan Produksi Salah satu tujuan analisa konektivitas antara sumur injeksi dan sumur produksi pada periode Japex adalah untuk menganalisa efek positif dan negative secara radial dari sumur injeksi terhadap sumur produksi dari sisi tekanan reservoir, rate produksi minyak, gross produksi, water cut, dan sejarah pergantian lifting pada sumur produksi. Dari hasil evaluasi dapat diketahui : Blok yang mempunyai respon positif dengan adanya sumur injeksi di sekitar sumur produksi adalah pada blok dan, Adanya beberapa sumur produksi di blok, dan D4 pada periode waterflood yang memiliki kadar air tinggi, dikarenakan direopening setelah 2-4 tahun proses injeksi. Fault pada blok dan, dan pada blok dan D4 adalah leaking. Proses injeksi mempunyai efek positif dengan letak sumur injeksi lebih rendah daripada sumur produksi. Sumur produksi medapatkan efek dari sumur injeksi dengan respon gross produksi, net produksi dan tekanan reservoir rata rata sekitar 6 bulan sampai dengan 1 tahun (Gambar 5.). 3.4 Perencanaan Pola Injeksi Salah satu cara untuk meningkatkan produktivitas suatu reservoir minyak yang telah mengalami penurunan tekanan reservoir ialah dengan menginjeksikan air ke dalam reservoir tersebut atau disebut juga water flooding. Water flooding dilakukan pada tahap secondary recovery yang paling banyak dilakukan sampai saat ini dengan dengan menginjeksikan air yang tepat berdasarkan komposisi kimianya kedalam reservoir setelah tenaga dorong alamiahnya tidak mampu lagi mendorong minyak ke permukaan yang berguna sebagai tambahan energi, tipe-tipe pola sumur injeksi, seperti misalnya line drive, five-spot, seven-spot, nine-spot, dan lain sebagainya. Pola sumur dimana sumur produksi dikelilingi oleh sumur-sumur injeksi disebut dengan pola normal. Sedangkan bila sebaliknya yaitu sumur-sumur produksi mengelilingi sumur injeksi disebut dengan pola inverted. Injeksi air dilakukan dengan tujuan sebagai berikut : Sebagai pressure maintenance (menjaga tekanan) dalam suatu reservoir saat terjadi penurunan tekanan sewaktu reservoir tersebut mulai diproduksikan, terlebih lagi bila reservoir tersebut hanya mempunyai tenaga dorong depletion gas drive yang menyebabkan tekanan di dalam reservoir akan turun secara drastis. Sebagai tenaga pendorong tambahan dari natural drive yang sudah ada sehingga minyak dalam reservoir tersebut dapat terus terangkat naik kepermukaan. Waterflood berfungsi menambah volume air di dalam reservoir saat menggantikan posisi minyak yang diproduksi karena pada dasarnya air formasi didalam reservoir akan menggantikan posisi minyak yang telah diproduksi maka volume aquifer akan mengembang tetapi volume air didalamnya berkurang. Pengambilan keputusan dalam penggunaan pola injeksi 5 spot pada blok, 5 spot pada blok dan pola injeksi line drive pada blok dan (gambar 6), didasarkan pada : 3

4 1. Belum optimalnya pengurasan produksi pada masa primary, dikarenakan tekanan reservoir yang rendah. 2. Peforma produksi sumur pada masa primary dan pada saat dilakukan injeksi (Mei 1984) dan di masa sekarang. 3. Besarnya decline produksi primary maupun secondary dari tiap sumur untuk kandidat sumur produksi. 4. Kumulatif produksi dari pertama kali diproduksikan sampai dengan data akhir yang diterima. 5. Besarnya OOIP dan recoverable reserve dari tiap zona yang akan diperhitungkan dengan decline dan forecast produksi. 6. Efek konektifitas antara sumur injeksi dan sumur produksi. 7. Problem mekanis sumur (fish / sand problem) 8. Jarak potensial antara kandidat sumur monitor dan injektor dimana ini dipelajari dari analisa efek konektivitas antara sumur injeksi dan sumur produksi sejak dari Mei Batas awal kontak minyak dan air (OWC initial). 4. Kesimpulan 1. Program secondary recovery Japex dengan pola pheriperal berhasil meningkatkan peak produksi minyak secondary 50 % dari peak produksi primary dengan additional produksi waterflood sebesar 6.58 % equivalent 2.99 MMbbl, pada blok,,, dan D4 zona Dari hasil evaluasi konektivitas antara sumur injeksi dan sumur produksi, didapatkan ada beberapa sumur produksi yang diproduksikan 2-4 tahun setelah injeksi, hal ini mengakibatkan beberapa sumur langsung memiliki kadar WC tinggi pada blok,, dan D4. Sedangkan efek positif injeksi selama waterflood terdapat pada blok dengan additional produksi minyak sebesar % atau eqivalent 1.18 MMbbl, dan pada blok dengan additional produksi minyak sebesar 6.1 % atau equivalent MMbbl. 3. Dari hasil pemilihan kandidat sumur injeksi, produksi dan pola injeksi yang digunakan, maka didapatkan: Blok (pola injeksi 5 spot), additional forecast produksi sebesar 1.26 % equivalent 0.26 MMbbl. Blok (pola injeksi 5 spot), additional forecast produksi sebesar 4.9 % equivalent 0.56 MMbbl. Blok (pola injeksi line drive), additional forecast produksi sebesar % equivalent 1.65 MMbbl. Blok (pola injeksi line drive), additional forecast produksi sebesar 9.91 % equivalent 0.96 MMbbl. 5. Daftar Pustaka 1. Abdus, S., Ph.D., & Ganesha C. Thakur, : Integrated Waterflood Asset Management PennWell Books, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma McCain, W.D.: " The Properties of Petroleum Fluids," Petroleum Publishing Co,. Tulsa, Oklahoma (1973). 3. Willhite, G. Paul, : WaterFlooding, SPE Text Book Series, Richardson, TX, *** 4

5 Total Well = 557 Total Zone 600 = 187 Producer = 7 Suspended = 144 Producer / Injector = 13 Injector = 23 E2 E1 D4 B Gambar 1 Base map Struktur Rantau zona 600 Jan 68 (peak Primary) Qo = 5421 bopd Wc = 0.7 % 22 Producer Wells Peak Oil Secondary Feb 88 Qo = 2253 bopd WC = 56 % Qwinj = bwpd 32 Producer Wells 30 Injector June 2007 Qo = 250 bopd Wc = 58 % 8 Producer Reconstruction Production Data (Block A, B) Gambar 2 Performa Produksi dan Injeksi Struktur Rantau zona 600 5

6 Block D4 STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 37.9 % Np (wf) = MMSTB RF (wf) = 3.76 % E2 Block E STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 13 % Block B STOIP MMSTB Np = 1.78 MMSTB RF = 26.9 % E1 Block STOIP MMSTB D4 Np = MMSTB RF = 36.4 % Np (wf) = 1.18 MMSTB RF (wf) = % Block STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 38.4 % Np (wf) = MMSTB RF (wf) = 1.33 % Block STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 37 % Np (wf) = MMSTB RF (wf) = 10 % Block STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 32.2 % Np (wf) = MMSTB RF (wf) = 6.1 % B Block STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 34.6 % Block A STOIP MMSTB Np = 8.33 MMSTB RF = 24.9 % Gambar 3 Bubble Map Kumulatif Produksi dan Injeksi yang di overlay dengan net pay map Block E STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 13 % E2 Block D4 STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 37.9 % Np (wf) = MMSTB RF (wf) = 3.76 % Block B STOIP MMSTB Np = 1.78 MMSTB RF = 26.9 % E1 Block STOIP MMSTB D4 Np = MMSTB RF = 36.4 % Np (wf) = 1.18 MMSTB RF (wf) = % Block STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 38.4 % Np (wf) = MMSTB RF (wf) = 1.33 % Block STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 37 % Np (wf) = MMSTB RF (wf) = 10 % Block STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 32.2 % Np (wf) = MMSTB RF (wf) = 6.1 % B Block STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 34.6 % Block A STOIP MMSTB Np = 8.33 MMSTB RF = 24.9 % Gambar 4 Bubble Map Kumulatif Produksi dan Injeksi yang di overlay dengan porosity map 6

7 E D4 Leaking Fault Good Respond Injection No Respond Injection Poor Respond Injection Leaking Fault STOIP MMSTB Np = MMSTB RF = 36.1 % Np (wf) = 2.99 MMSTB RF (wf) = 6.58 % Leaking Fault Gambar 5 Konektivitas sumur injeksi dan produksi R-32 hz RNT-P Gambar 6 Pola injeksi 5 spot pada blok, 5 spot pada blok dan pola injeksi line drive pada blok dan 7