LONTARA-FIELD DEVELOPMENT OPTIMIZATION USING RESERVOIR SIMULATION Optimasi Pengembangan Lapangan LONTARA dengan Simulasi Reservoir

Transkripsi

1 LONTARA-FIELD DEVELOPMENT OPTIMIZATION USING RESERVOIR SIMULATION Optimasi Pengembangan Lapangan LONTARA dengan Simulasi Reservoir Oleh : Sakti Tanripada* SARI Rencana pengembangan lapangan merupakan hal yang sangat penting untuk dilakukan di industri perminyakan, mengingat biaya yang dibutuhkan dalam memproduksikan suatu lapangan sangatlah besar. Rencana pengembangan lapangan yang komprehensif dapat dilakukan dengan bantuan simulator secara hemat, yang dapat meramalkan performa reservoir dengan cukup akurat dengan mengakomodasi model geologi di bawah berbagai kondisi operasi. Lapangan LONTARA merupakan lapangan minyak yang dapat dikategorikan sebagai marginal field. Marginal Field adalah lapangan minyak yang telah memasuki periode penurunan produksi. Pengembangan lapangan marjinal dapat dilakukan dengan menambah sumur atau mengoptimalkan sumur yang telah ada. Rencana pengembangan lapangan yang diusulkan pada Lapangan LONTARA dibagi menjadi 6 skenario yaitu skenario dasar, workover, infill drilling, workover + infill drilling, peripheral water injection, dan pattern water injection. Area yang masih memiliki potensi yang baik berdasarkan analisa beberapa parameter kemudian diimplementasikan/disimulasikan kedalam lima skenario pengembangan lapangan yang diusulkan. Dengan demikian dapat diprediksi profil produksi serta perolehan minyak yang dihasilkan, sehingga dengan studi ini, dapat diperoleh suatu usulan skenario pengembangan terbaik yang dapat diimplementasikan pada Lapangan LONTARA. Kata Kunci : Rencana Pengembangan Lapangan, Simulasi Reservoir, Workover, Infill Drilling, Peripheral Water Injection, Pattern Water Injection, Incremental Recovery. ABSTRACT Plan of Development (POD) is a very important thing that have to conducted in oil industry, whereas a lot of money needed to producing an oil field. A comprehensive Plan of Development can be conducted thriftily by using simulator, which can predict reservoir performance accurately by accommodating the geological model under various operating condition. LONTARA-Field can be considered as a marginal field/brownfield. Marginal field is an oilfield with declining production rate. The Development of marginal field can be done by adding more wells (infill drilling) or optimizing the existing wells. The POD that offered in LONTARA-Field can be divided into six scenarios that are base case, workover, infill drilling, workover + infill drilling, peripheral water injection, and pattern water injection. Area that still have a good oil potential based on analysis of several paremeters then implemented into five development scenario that offered by reservoir simulation. Therefore the production profile and its incremental oil recovery can be predicted, therefore by this study, the best Plan of Development scenario can be recommended to be implemented in LONTARA field. Keywords : Reservoir Simulation, Plan of Development, Workover, Infill Drilling, Peripheral Water Injection, Pattern Water Injection, Incremental Recovery. *) Students of Petroleum Engineering - Institut Teknologi Bandung Sakti Tanripada, 2245, Sem 2 27/28

2 I. INTRODUCTION Lapangan LONTARA merupakan lapangan minyak yang dibagi menjadi empat area produksi (Fig.) yang dipisahkan oleh patahan utama yang besifat sealing. Pada setiap area produksi terdapat beberapa patahan yang bersifat leaking. Studi optimasi pengembangan lapangan ini dilakukan pada seluruh area produksi. Lapangan LONTARA mulai diproduksikan pada April 937. Jumlah sumur yang telah dibor mencapai 44 sumur yang semuanya merupakan sumur produksi. Namun pada akhir tahun 25, produksi minyak dari Fig. Production Area lapangan ini berhenti, sehingga tidak satupun sumur produksi yang aktif. Kumulatif minyak yang telah diperoleh sampai dengan akhir 25 berjumlah 9,59,9 STB dimana perolehan minyak yang dicapai baru sebesar 29.32% dari Original Oil in Place (OOIP) sebesar 65x 6 STB. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan produksi minyak dari Lapangan LONTARA. Usaha yang dilakukan adalah dengan membuat suatu skenario pengembangan lapangan dengan menggunakan simulasi reservoir. Simulasi reservoir ini dilakukan dengan tujuan agar dapat ditentukan suatu skenario pengembangan lapangan terbaik untuk meningkatkan perolehan minyak yang dapat dijadikan usulan dalam pengembangan Lapangan LONTARA, dengan biaya yang relatif murah, serta usaha yang efektif dan efisien. Untuk menyusun skenario pengembangan lapangan, diperlukan pengamatan serta analisis terhadap model reservoir yang representatif dengan kondisi reservoir aktual. Beberapa paramater yang perlu diperhatikan dalam menentukan zona yang masih berpotensi diantaranya adalah dengan memperhatikan peta distribusi saturasi fluida, permeabilitas, oil per unit area, tekanan, dan letak geologikal sumur. Dengan II. RESERVOIR MODEL Dalam melakukan simulasi reservoir perlu dibentuk suatu model reservoir yang dapat merepresentasikan kondisi reservoir yang sebenarnya. Dalam melakukan simulasi reservoir pengembangan Lapangan LONTARA ini digunakan simulator komersial CMG (Computer Modelling Group), dengan tipe Black Oil Simulator/IMEX. Tipe grid yang digunakan adalah non-orthogonal corner point dengan gridding model 9x75x8, sehingga struktur reservoir dapat dimodelkan dengan sangat baik. Deskripsi properti reservoir pada Lapangan LONTARA ditunjukkan pada tabel dibawah ini : Table - Reservoir Properties Parameter Value Depth, ft 224 Thickness, ft 64 Porosity.9 Permeability, md 57 Initial Pressure, psi 278 Nowdays Pressure, psi 964 Temperature, o F 62 Bubble Point Pressure, psi 49 Rock Compessibility, psi 3 x -5 berdasarkan analisa parameter-parameter tersebut dapat diusulkan beberapa skenario pengembangan yang kemudian disimulasikan sehingga diperoleh skenario pengembangan lapangan yang terbaik untuk Deskripsi properti fluida pada Lapangan LONTARA ditunjukkan pada tabel berikut ini : diimplementasikan pada Lapangan LONTARA. 2 TM-FTTM-ITB Sem 2 26/27

3 Table 2 - Fluid Properties Parameter Value Oil Density, kg/m Stock Tank Oil Gravity.7674 Stock Tank Oil Gravity, API Gas Density, kg/m Gas Gravity.5285 Water Density, kg/m Water Compressibility, kpa x -7 Water FVF.686 Water Viscosity, cp.579 Bg (cuft/scf) Gas Formation Volume Factor Pressure (psi) Fig. 5 Gas Formation Volume Factor PVT properties dari Lapangan LONTARA ditunjukkan oleh grafik-grafik dibawah ini : Meskipun Lapangan LONTARA memiliki PVT property yang sama di semua area produksi, namun dalam pemodelan dibagi menjadi tiga daerah PVT.3 Oil Formation Volume Factor dikarenakan memiliki perbedaan kondisi awal water oil contact (WOC) dan gradient tekanan reservoir antara Bo (bbl/stb) Viscosity (cp) Pressure (psi) Fig. 2 Oil Formation Volume Factor Oil & Gas Viscosity Pressure (psi) Oil Gas area, area 2 & 3, serta area 4, seperti yang ditunjukkan pada tabel berikut ini : PVT Zone Table 3 Initial Water Oil Contact Area WOC (ft) Ref Pres (psi) Ref Depth (m) & Pembagian PVT region dalam model reservoir Lapangan LONTARA ditunjukkan oleh gambar berikut ini : Fig. 3 Oil and Gas Viscosity Rs (scf/stb) Solution Gas Oil Ratio Pressure (psi) Fig. 6 - PVT Region 3-D Fig. 4 Solution Gas Oil Ratio Sakti Tanripada, 2245, Sem 2 27/28 3

4 Fig. 7 - PVT Region 2-D Fig. 8 - Liquid Rate Matching Dalam pemodelan rock type pada Lapangan LONTARA terdapat 6 tipe/sifat batuan yang berbeda dalam hal karakteristik permeabilitas relatifnya. Profil permeabilitas relatif keenambelas tipe batuan tersebut ditunjukkan pada lampiran (Fig. 32). III. RESERVOIR MODEL VALIDATION Model reservoir yang dibuat perlu untuk divalidasi terhadap kondisi serta performa reservoir aktual, sehingga model reservoir tersebut mampu merepresentasikan sebaik mungkin kondisi sebenarnya di reservoir aktual. Validasi model reservoir yang dilakukan adalah dengan menyelaraskan OOIP pada model reservoir dengan OOIP di reservoir aktual. Hasil perhitungan secara volumetrik oleh geologist menyatakan OOIP pada Lapangan LONTARA adalah sebesar 65x 6 STB, nilai ini hanya berbeda.85% dari OOIP pada model reservoir sebesar 64,944,57 STB. Validasi model reservoir yang berikutnya adalah dengan menyelaraskan performance reservoir aktual dengan hasil simulasi pada model reservoir yang dibangun, dimana performance ini dinyatakan dalam production history dari lapangan aktual, sehingga proses validasi ini dikenal dengan istilah history matching. Hasil history matching ditunjukkan oleh grafikgrafik pada gambar berikut ini : Fig. 9 - Oil Rate Matching Fig. - Water Rate Matching IV. RESERVOIR PROPERTY DISTRIBUTION Berikut merupakan gambar distribusi properti pada model reservoir Lapangan LONTARA pada waktu awal (April 937) serta pada saat akhir sebelum dimulainya simulasi skenario pengembangan (January 29). Distribusi properti reservoir ini merupakan acuan dalam menyusun skenario pengembangan lapangan. 4 TM-FTTM-ITB Sem 2 26/27

5 Fig. - Porosity Distribution 2D Map Fig. 5 - Initial Oil Saturation 2D Map Fig. 2 - Permeability Distribution 2D Map Fig. 6 - Oil Saturation in Jan 29 2D Map Fig. 3 - Initial WOC 2D Map Fig. 7 Initial Pressure Distribution 2D Map Fig. 4 - WOC in Jan 29 2D Map Fig. 8 - Pressure Distribution in Jan 29 2D Map Sakti Tanripada, 2245, Sem 2 27/28 5

6 V. DEVELOPMENT SCENARIO Skenario pengembangan pada Lapangan LONTARA terdiri atas enam skenario yaitu base case, workover, infill drilling, workover+infill, peripheral water injection, dan pattern water injection. Keenam skenario pengembangan tersebut disimulasikan selama sepuluh tahun dimulai pada tahun 29 sampai dengan 29. Dalam memilih kandidat sumur beberapa properti reservoir menjadi hal yang penting untuk diperhatikan, diantaranya adalah peta distribusi saturasi fluida, tekanan, permeabilitas, oil per unit area, dan letak geologikal sumur pada lapangan tersebut. Fig. 2 - Workover Well in Area 2 Skenario (Base Case) Skenario merupakan skenario dasar dimana lapisan-x diproduksikan dengan menggunakan kondisi operasi yang ada pada saat ini. Skenario 2 (Workover/Perforation Shifting) Pada skenario 2 dilakukan workover pada sumursumur yang terletak di daerah yang masih memiliki potensi untuk diproduksikannya minyak. Pada proses workover ini perforasi sumur diperbaiki dengan menutup perforasi pada zona yang memiliki saturasi air yang tinggi kemudian membukanya pada zona minyak. Pemilihan sumur yang akan diworkover adalah berdasarkan peta distribusi saturasi fluida, permeabilitas, oil per unit area, tekanan, dan letak geologikal sumur. Letak sumur-sumur yang diworkover ditunjukkan pada Fig Fig. 2 - Workover Well in Area 3 & 4 Skenario 3 (Infill Well) Skenario 3 dilakukan dengan menambah beberapa sumur baru pada daerah yang memiliki potensi produktivitas yang masih tinggi serta belum terkuras. Penempatan sumur baru ini juga memperhitungkan penyebaran permeabilitas disekitar lubang sumur. Letak sumur-sumur baru ditunjukkan pada Fig Fig. 9 - Workover Well in Area Fig. 22 Infill Well in Area 3 TM-FTTM-ITB Sem 2 26/27

7 Fig. 23 Infill Well in Area 2 Fig Peripheral Water Injection in Area 2 Skenario 4 (Workover + Infill Drilling) Skenario 4 merupakan penggabungan antara skenario 2 (workover) dan skenario 3 (infill drilling). Pada skenario ini dilakukan workover pada sumursumur yang terletak pada daerah-daerah yang masih memiliki potensi untuk diproduksikannya minyak dan juga dengan membuat beberapa sumur baru pada daerah yang memiliki produktivitas yang masih tinggi dan belum terkuras. Skenario 5 (Peripheral Water Injection) Pada skenario ini sumur-sumur yang terletak di tepi reservoir dan telah memiliki saturasi air yang tinggi diubah menjadi sumur injeksi. Fluida injeksi yang digunakan adalah air. Dengan demikian sumur-sumur injeksi akan mengelilingi sumur-sumur produksi yang terletak di tengah dan berada pada zona minyak yang masih produktif, sehingga minyak akan terdesak oleh injeksi air dari sumur peripheral menuju sumur-sumur produksi, seperti ditunjukkan pada Fig Fig Peripheral Water Injection in Area Skenario 6 (Pattern Water Injection) Pada skenario ini beberapa sumur produksi diubah menjadi sumur injeksi yang keseluruhan sumur injeksi dan produksi yang diberlakukan membentuk suatu pola sumur produksi-injeksi berupa five-spot pattern water injection seperti yang ditunjukkan oleh Fig. 26. FIVE - SPOT PATTERN Production Well Injection Well Pattern Boundary Fig Five-Spot Pattern Water Injection Namun karena letak sumur yang ada tertentu/fix (a given condition), sehingga implementasi five-spot pattern water injection pada Lapangan LONTARA tidak mampu memberikan geometri yang terlalu sempurnya seperti yang ditunjukkan oleh Fig. 26. Sumur-sumur produksi yang terletak pada daerah yang potensinya tinggi tetap dipertahankan sebagai sumur produksi, sedangkan sisanya diubah menjadi sumur injeksi. Dengan skenario pengembangan lapangan berupa pattern water injection, diharapkan area pendesakan minyak yang dapat dijangkau oleh sumur-sumur injeksi menjadi lebih baik dan merata dibandingkan dengan peripheral water injection. Skenario five-spot pattern Sakti Tanripada, 2245, Sem 2 27/28 7

8 water injection pada Lapangan LONTARA ditunjukkan pada Fig. 27. Table 4 berikut ini merupakan hasil rekapitulasi perolehan minyak dari berbagai skenario yang disimulasikan pada Lapangan LONTARA. Table 4 Recovery Recapitulation for each Scenario Scen RF (%) ΔRF (%) Oil Gain (STB) Fig Five-Spot Pattern Water Injection in Area 2 VI. RECAPITULATION Profil produksi minyak berbagi skenario ditunjukkan pada Fig. 28 berikut ini. Fig. 28 Oil Rate Production Profile ,988, ,243, ,27, ,466, ,692,383 Pada skenario workover, infill drilling, serta penggabungan antara keduanya, harus diperhitungkan besarnya laju alir air yang terproduksikan. Hal ini perlu diperhatikan karena surface facility memiliki keterbatasan dalam mengolah air yang terproduksikan. Kapasitas surface facility di Lapangan LONTARA dapat dilihat dari sejarah produksi airnya, dimana kapasitas maksimumnya adalah laju alir air tertinggi dalam sejarah produksi lapangan. Skenario pengembangan yang dilakukan ini telah memperhitungkan hal tersebut, sehingga tidak melebihi kapasitas maksimum pengolahan air pada Lapangan LONTARA, seperti yang terlihat pada Fig. 3 berikut ini. Sedangkan profil kumulatif produksi minyaknya ditunjukkan pada Fig. 29 berikut ini. Fig. 3 Water Rate Production Profile Fig. 29 Cumulative Oil Production Profile Produksi air yang berlebihan pada skenario yang melibatkan injeksi air dapat diatasi karena air yang 8 TM-FTTM-ITB Sem 2 26/27

9 terproduksikan akan dijadikan sumber air bagi sumursumur injeksi. Skenario water injection memberikan efek yang signifikan dalam peningkatan perolehan minyak karena air yang diinjeksikan mampu mendorong minyak menuju sumur-sumur produksi. Dalam melakukan skenario injeksi air, perlu dilakukan optimasi laju alir injeksi. Hal ini dikarenakan laju alir injeksi yang terlalu rendah kurang mampu mendorong minyak ke sumursumur produksi, sedangkan laju alir injeksi yang terlalu besar dapat menyebabkan air mendahului minyak menuju sumur-sumur produksi sehingga menyebabkan efek pendesakan minyak oleh air menjadi kurang efektif. Dalam melakukan optimasi laju alir injeksi perlu diperhatikan batasan berupa tekanan rekah batuan, sehingga bisa saja laju alir yang seharusnya masih bisa ditingkatkan karena masih memberikan efek positif dalam peningkatan perolehan minyak harus tertahan oleh karena BHP sumur injeksi harus lebih kecil dari tekanan rekah batuan. Fig. 3 berikut ini menunjukkan grafik optimasi rate injeksi pada skenario pengembangan Lapangan LONTARA. Water Injection Rate Optimization Recovery Factor 4% Pattern WI 39% Peripheral WI 38% 37% 36% 35% 34% Rate of Injection (STB/day) Fig. 3 Water Injection Rate Optimization Pada skenario peripheral water injection, rate injeksi optimum yang diperoleh sebesar 2 bbl/day, sedangkan untuk five-spot pattern water injection rate injeksi optimumnya adalah 8 bbl/day. Dengan melihat trend pada grafik optimasi rate injeksi yang dihasilkan, maka rate injeksi pada kedua skenario water injection ini pada dasarnya masih bisa ditingkatkan, namun terbatas pada BHP yang dihasilkan tidak boleh melebihi tekanan rekah batuan. Pattern water injection memberikan recovery factor lebih besar dikarenakan mampu menjangkau daerah pendorongan zona minyak yang lebih besar dibandingkan dengan peripheral water injection. VII. CONCLUTION & RECOMMENDATION. Skenario pengembangan yang terbaik untuk diimplementasikan ditinjau dari segi keteknikan adalah skenario 6 yaitu dengan melakukan skenario five-spot pattern water injection. 2. Perlu dilakukan studi keekonomian untuk memvalidasi setiap skenario pengembangan sehingga diperoleh skenario pengambangan terbaik dengan memperhitungkan sisi keekonomian. SYMBOL BHP = Bottom Hole Pressure PVT = Pressure Volume Temperature RF = Recovery Factor ΔRF = Incremental Recovery Factor WI = Water Injection STB = Stock Tank Barrel Kro = to Oil = to Water Bo = Oil Formation Volume Factor Bg = Gas Formation Volume Factor Rs = Solution Gas Oil Ratio REFERENCE. Fanci, J.R. 2. Principles of Applied Reservoir Simulation. Woburn : Gulf Professional Publishing. 2. Mattax, C.C. and Dalton R.L Reservoir Simulation. Texas : Monograph volume 3 SPE. 3. Willhite, G. Paul : Waterfllooding SPE Textbook Series Vol. 3, USA, Craig Jr., F. F. : The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, 2 nd Printing, SPE of AIME, Dallas, Siregar, S. : Diktat Kuliah Teknik Peningkatan Perolehan (Enhanced Oil Recovery), Institut Teknologi Bandung, 22. Sakti Tanripada, 2245, Sem 2 27/28 9

10 APPENDIX Table 5 Wells in LONTARA Field No. Wells in LONTARA Field P36 P3 P74 P366 2 P37 P8 P92 P367 3 P4 P P98 P368 4 P59 P2 P27 P369 5 P66 P5 P225 P372 6 P76 P7 P243 R2 7 P85 P2 P26 R79 8 P88 P4 P268 R5 9 P93 P56 P27 R3 P98 P57 P364 R4 P P6 P365 R42 Table 6 Active Wells in Workover Scenario Well Oil Gain Well Oil Gain P3 7,88 P366 6,73.7 P92 495,487 P8 2,86 P98 39,52 P364 87,35. R79 287,994 R3 78,56. R5 28,46 P85 74,34 P5 23,467 P268 7,357.6 P88 9,98 Table 7 Active Wells in Infill Scenario No. Well Oil Gain Infill 456,7 2 Infill 2 49,48 3 Infill 3 223,329 4 Infill 4 44,966 Table 8 Active Wells in Infill + WO Scenario Well Oil Gain Well Oil Gain P3 67,48 P8,95 P98 36,5 P364 8,492. P92 247,832 R3 78,75. R79 98,58 P85 68, R5 278,99 P268 6,348.6 P5 34,67 Infill - 37,93 P88,27 Infill ,548 P366 93,29.3 Infill - 3 5,94 Table 9 Active Wells in Peripheral WI Scenario No. Injector Producer Oil Gain P27 P3 82,2 2 P74 P ,74 3 P4 R79 683,74 4 P2 P92 444,47 5 P225 P88 424,24 6 P93 P7 44,895 7 P26 P98 397,79 8 P P4 383,77 9 P59 P ,25 P36 P ,593 P2 P366 32,632 2 P76 P ,86 3 P85 R5 289,738 4 P56 P367 22,57 5 P P27 25,25 6 P8 P5 9,52 7 P98 R3 8,362 8 P6 Table Active Wells in Pattern WI Scenario No. Injector Producer Oil Gain P27 P P74 P P4 P P2 P P225 P P26 P P P TM-FTTM-ITB Sem 2 26/27

11 8 P59 P P57 P P2 P P76 R P85 R P98 R P56 Infill P 6 P8 7 P98 8 P6 Fig. 32 Rock Type Permeability Characteristic Rock Type Rock Type Rock Type Rock Type Rock Type Rock Type Rock Type Rock Type Sakti Tanripada, 2245, Sem 2 27/28

12 Rock Type 9 Rock Type Rock Type Rock Type Rock Type Rock Type Rock Type 2 Rock Type TM-FTTM-ITB Sem 2 26/27