PREDIKSI POTENSI HIDROKARBON SECARA KWALITATIF STRUKTUR RANTAU DAN KUALA SIMPANG BARAT BERDASARKAN EVALUASI RST

Transkripsi

1 PROCEEDING SIMPOSIUM NASIONAL IATMI 2001 Yogyakarta, 35 Oktober 2001 PREDIKSI POTENSI HIDROKARBON SECARA KWALITATIF STRUKTUR RANTAU DAN KUALA SIMPANG BARAT BERDASARKAN EVALUASI RST Rizal Risnul Wathan 1, Indra Shahab 2, Rudiyanto 2 1 PERTAMINA DOH Rantau 2 Schlumberger GeoQuest Kata Kunci : Evaluasi formasi, Evaluasi RST, Potensi hidrokarbon ABSTRAK Problem utama yang dihadapi lapangan minyak tua seperti struktur Rantau adalah penurunan produksi secara alamiah Penurunan produksi ini berkaitan erat dengan berkurangnya potensi hidrokarbon dan tekanan reservoir mengalirkan fluida Selain itu data yang tersedia tidak lengkap dan kurang akurat sehingga banyak pekerjaan reparasi dan KUPL sumur tidak memberikan hasil yang maksimal Reservoir Saturation Tool (RST) mulai dikenal sejak tahun 1992 sebagai salah satu alat untuk mengetahui kandungan Hidrokarbon reservoir baik pada lubang terbuka maupun tertutup oleh casing Saturasi hidrokarbon diperoleh dengan 2 cara yaitu pengukuran perbandingan KarbonOksigen dan pengukuran laju penyerapan Neutron (Sigma) Pengukuran saturasi hidrokarbon dengan cara ini tidak dipengaruhi oleh salinitas air formasi Pada tahun 1996 DO hulu Rantau mulai memanfaatkan RST untuk memperkirakan potensi hidrokarbon pada beberapa zona produktif di struktur Kuala Simpang Barat Dari hasil evaluasi RST memperlihatkan kandungan hidrokarbon yang masih cukup menjanjikan dibeberapa zona produktif Hal ini bertolak belakang dengan hasil evaluasi RST di struktur Rantau pada tahun 2001, yang dilakukan pada 32 zona yang memperlihatkan kandungan hidrokarbon reservoir sudah jauh berkurang, hal ini terlihat jelas dari harga SW RST yang > 80% Perbedaan ini disebabkan oleh umur produksi dan posisi sumur dari masingmasing struktur yang berbeda Hasil ini juga memberi jawaban terhadap hasil pekerjaan reparasi dan KUPL selama ini di struktur Rantau Hasil evaluasi RST pada 2 struktur tersebut dapat menunjukkan efektivitas dari manfaat penggunaan RST dalam memperkirakan potensi hidrokarbon yang tersisa didalam reservoir secara kualitatif pada strukturstruktur tua maupun pada struktur baru RST sangat bermaanfaat untuk memperbaharui data lapangan pada strukturstruktur tua dan disarankan untuk dipakai pada strukturstruktur lain pada DOH Rantau untuk meningkatkan akurasi pekerjaan Reparasi maupun KUPL sekaligus meningkatkan perolehan migas 1 PENDAHULUAN Struktur Rantau dan Kuala Simpang Barat yang merupakan struktur produksi dari Pertamina DOH Rantau terletak kurang lebih 135 kilometer sebelah Utara Medan Problem utama yang dihadapi lapangan minyak tua seperti Rantau adalah penurunan produksi secara alamiah Struktur Rantau yang merupakan salah satu struktur tertua di Pertamina DOH Rantau telah dioperasikan sejak tahun 1928 dan saat ini mempunyai 560 sumur dengan hanya 51 sumur yang berproduksi Kendala umum yang dihadapi struktur ini sulitnya mendapatkan tambahan produksi karena telah berkurangnya cadangan hidrokarbon di formasi Struktur Kuala Simpang Barat yang lebih muda baru beroperasi sejak tahun 1981 dan saat ini telah memiliki 55 sumur dimana 29 sumur hingga saat ini masih berproduksi Walaupun umur produksi yang relatif masih muda tetapi memiliki problem tingginya kadar air di reservoir Permasalahan yang ada adalah data logging yang tersedia sudah tidak up to date lagi sehingga pekerjaan reparasi dan KUPL sumur tidak memberikan hasil yang maksimal dan biaya yang dikeluarkan cukup besar Bertitik tolak dari hal tersebut diatas, maka perlu dilakukan pembaharuan data sumur agar dapat diperkirakan potensi hidrokarbon secara kualitatif didalam reservoir Hal ini akan sangat membantu dalam meningkatkan perolehan migas secara tepat dan akurat Metode yang dipilih untuk memperbaharui data sumur adalah Metode Reservoir Saturation Tool (RST) 2 RESERVOIR SATURATION TOOL Reservoir Saturation Tool (RST) yang dikomersialkan sejak tahun 1992 dipergunakan untuk memperoleh informasi tentang jenis batuan, saturasi minyak, dan saturasi gas pada open hole maupun cased hole RST umumnya dipergunakan untuk mengetahui kondisi saturasi hidrokarbon terkini, dimana pada kondisi cased hole pengukuran resistivitas konvensional tidak bisa dilakukan, sehingga alat ini berguna pula untuk melakukan evaluasi pada sumursumur tua Peralatan RST ada dua jenis yaitu RSTA berpenampang 1 11/16 inci dan RSTB berpenampang 21/2 inci RSTB dirancang untuk bisa melakukan pengukuran saturasi hidrokarbon pada sumur yang mengalir Kelebihan RST dibanding dengan Gamma Ray Spectroscopy Tool (GST) antara lain penampang RST lebih kecil dibanding dengan GST yang berpenampang 33/8 inci sehingga bisa melewati tubing yang lebih kecil, juga adanya perbedaan detektor sinar gamma dimana pada GST memakai detektor NaI ( Sodium Iodide), sedang pada RST memakai detektor GSO (Gadolinium Oxyorthosilicate) yang mempunyai massa jenis lebih besar dan efisiensi deteksi lebih baik yang memungkinkan diameter alat dapat diperkecil Pengukuran saturasi minyak dengan RST dapat diperoleh dengan dua cara, yaitu pengukuran perbandingan carbonoksigen (C/O), dan pengukuran laju penyerapan neutron (Sigma) Perbandingan karbonoksigen (C/O) berhubungan

2 langsung dengan saturasi minyak Harga C/O yang tinggi mengindikasikan formasi mengandung minyak, sedang harga C/O yang rendah mengindikasikan formasi mengandung air atau gas Pengukuran saturasi minyak dengan cara ini tidak dipengaruhi oleh salinitas air formasi Kelebihan ini sangat cocok untuk lapangan minyak di Indonesia yang umumnya memiliki salinitas air formasi yang rendah kurang dari ppm Untuk kondisi salinitas air formasi yang tinggi, pengukuran Sigma dapat dipergunakan untuk menentukan saturasi minyak, sedang untuk salinitas air formasi yang rendah, Sigma hanya digunakan untuk membedakan gas dengan minyak atau air pada formasi RST memanfaatkan neutron energi tinggi (14 MeV) yang dipancarkan oleh pembangkit pulsa neutron Elemenelemen formasi yang tertembak neutron akan terinduksi dan memancarkan sinar gamma dengan spektrum energi yang spesifik untuk elemen tersebut Berdasarkan tingkat energi neutronnya, reaksi dapat dibedakan menjadi dua jenis, yaitu penyebaran inelastik dan penyerapan neutron Pada reaksi inelastik seperti terlihat pada Gambar1, neutron dengan kecepatan tinggi bertumbukan dengan atom elemen, sehingga memberikan rangsangan pada inti atom dan memancarkan sinar gamma inelastik Elemen yang dapat dideteksi melalui proses ini adalah karbon, oksigen, besi, silika, kalsium, dan belerang Setelah tumbukan inelastik, neutron akan menyebar dan bergerak dengan kecepatan yang semakin berkurang sampai ketingkat energi 0025 ev Tumbukan selanjutnya akan menyebabkan energi neutron terserap dan sinar gamma penyerapan (captured gamma ray) yang punya karakteristik berbeda akan dipancarkan seperti terlihat pada Gambar2 Elemenelemen yang dideteksi melalui proses ini adalah hidrogen, khlor, besi, silika, kalsium, dan belerang RST mempunyai dua buah detektor yaitu detektor dekat dan detektor jauh, yang pada proses pengolahannya perlu dikalibrasi terhadap pengukuran standard di EECF (Environmental Effect Calibration Facilities) untuk mengetahui respon alat terhadap berbagai kondisi pengukuran seperti jenis batuan, porositas, diameter pahat, diameter casing, dan sebagainya yang tergambar sebagai plot jajaran genjang C/O untuk detektor dekat (near) dan detektor jauh (far) dimana data pada sudutsudut jajaran genjang didapat dari EECF Pengembangan baru pada teknologi pengolahan juga memungkinkan dilakukannya alpha processing yang mengkombinasikan akurasi C/O elemental yield dengan presisi C/O window energy menghasilkan data RST dengan presisi dan akurasi yang tinggi 3 HASIL EVALUASI Reservoir saturation Tool mulai dipakai sejak tahun 1996 di struktur Kuala Simpang barat dan telah dilakukan di 12 sumur yaitu pada sumur KSB05, KSB11, KSB16, KSB24, KSB 26, KSB28, KSB36, KSB40, KSB42, KSB44, KSB49 dan KSB51 Sedangkan struktur Rantau dilakukan pada tahun 2001 dan baru dilakukan pada 3 sumur yaitu pada sumur P153, P195 dan P226 Dari hasil cross plotting FCOR vs NCOR terlihat bahwa adanya perbedaan antara struktur Rantau dan Kuala Simpang Barat Zona air struktur Rantau dengan harga FCOR : 002; NCOR : 001 dan zona minyak dengan harga FCOR : 003; NCOR : 001 memperlihatkan jarak separasi zona air yang pendek sedangkan Zona air struktur Kuala Simpang Barat dengan harga FCOR : 0; NCOR : 0005 dan zona minyak dengan harga FCOR : 005; NCOR : 005 memperlihatkan jarak separasi yang lebih panjang Hal ini mencerminkan bahwa kandungan Hidrokarbon di reservoir struktur Rantau telah jauh berkurang (depleted) dibandingkan struktur Kuala Simpang Barat (Gambar3&4) 31 Struktur Rantau Berdasarkan hasil Evaluasi RST di 3 sumur pada 32 zona produktif pada bagian down dip Blok D dan E struktur Rantau terlihat jelas hampir seluruh zona sudah depleted 1 zona yang masih memperlihatkan potensi hidrokarbon tinggi dengan Harga SW RST 0 70 % yaitu zona 940, zona dengan potensi hidrokarbon sedang dengan SW RST % terdapat pada 9 zona yaitu : 950, 920, 770A, 770, 750A, 750, 640B, 600 dan 380, zona dengan potensi hidrokarbon kecil dengan harga SW RST % terdapat pada 22 zona : 970, 960, 930, 880, 870, 850, 810, 800, 770B, 750B, 710, 690, 660B, 660A, 660, 640, 560, 480, 460, 290, 280 dan C2 (Tabel1) 32 Struktur Kuala Simpang Barat Berdasarkan hasil evaluasi RST di 12 sumur pada 32 zona produktif yang umumnya terletak di puncak struktur, 9 zona masih memperlihatkan kandungan hidrokarbon dengan harga SW RST 0 70 % terdiri dari zona B10, D20, D30, E10, G 10, G20, H10, J10 dan L20 Sedang 15 zona termasuk dalam potensi hidrokarbon sedang dengan Harga SW RST % yaitu pada zona : A10, A20, B20, C20, D10, E30, E50, F10, F40, H20, J30, K10, M10, N10 dan N20 Zona yang masuk kategori potensi hidrokarbon kecil dengan harga SW RST % terdapat pada 8 zona : h20, C10, E20, F30, F50, I10, J20, dan K20 (Tabel2) 4 PEMBAHASAN 41 Struktur Rantau Hasil Evaluasi RST struktur Rantau tersebut sedikit banyak membantu memahami dan menjawab pertanyaan atas ketidakberhasilan pekerjaan KUPL dan Reparasi sumur yang dilakukan selama ini Dari hasil evaluasi RST terlihat jelas bahwa hampir seluruh Zona pada bagian down dip blok D dan E struktur Rantau telah depleted, baik dari kandungan hidrokarbon maupun tekanan reservoir Hasil evaluasi RST zona 940 pada sumur P226 pada selang kedalaman m memperlihatkan harga SW RST 55%,, FCOR = 005, NCOR : 0035 Dari harga SW RST, FCOR vs NCOR yang terletak diatas zona minyak yang umumnya menghasilkan minyak (Gambar5) Uji produksi sumur pada selang pelubangan m belum memberikan hasil yang konklusif, dari hasil evaluasi seharusnya memberikan hasil minyak ternyata keluar air Kemungkinan terjadi water blocking dari bagian atas zona ini, Mengingat pada zona atas Harga FCOR vs NCOR dibawah zona minyak Hasilnya mungkin akan lebih baik bila pelubangan dilakukan pada selang kedalaman m Zona 640 dari hasil log konvensional memberi data petrofisik tidak menarik, evaluasi RST pada selang kedalaman

3 m dengan harga SW RST 80 %, FCOR : 005, NCOR : 001 yang kenampakannya mirip dengan zona 940 dan dengan pelubangan yang tepat ternyata menghasilkan minyak 374 BOPD dengan kadar air 40 %, kemungkinan tingginya harga SW RST ini dipengaruhi oleh litologinya yang sangat shaly dan laminasi, sehingga harga C/O cenderung rendah dan sangat mempengaruhi hasil evaluasi, tetapi bisa dikoreksi dengan harga FCOR vs NCOR (Gambar6) Uji produksi sumur pada zona 950 disumur P195 dengan harga SW RST 75 % menunjukkan hasil yang belum konklusif, diperkirakan tekanan reservoir sudah sangat depleted, hal ini diperkuat dengan data saat sirkulasi yang mengeluarkan minyak Hasil Evaluasi RST zona 380 pada selang kedalaman m di sumur P153 yang memiliki harga SW RST 75%, FCOR : 003, NCOR : 001 Hasil uji produksi tidak memberikan hasil yang konklusif Dari zona ini terlihat bahwa akumulasi minyak awal terdapat pada selang kedalaman m, tetapi sekarang telah berubah selang kedalaman m, ini juga menunjukkan Batas Minyak Air telah bergerak naik cukup tinggi pada lapisan ini Salah satu contoh yang paling ideal yang mencerminkan reservoir yang sudah depleled dan telah naik cukup jauh seperti yang terlihat pada Gambar7 Disini terlihat jelas SW awal 50 % pada selang kedalaman dengan di 910 m, sekarang telah telah berubah dengan SW RST 80% di m dan di 906 m Dari harga FCOR vs NCOR yang berada disekitar zona minyak diperkirakan zona ini masih mengandung minyak dengan tebal ± 1 m dengan water cut yang tinggi Uji produksi `zona 950, 940, 640B dan 380 di struktur Rantau tidak memberikan hasil yang konklusif dengan tingkat keberhasilan perolehan migas hanya 25% (Tabel3) Hal ini disebabkan kandungan hidrokarbon di reservoir yang sudah menipis, tekanan reservoir yang sudah sangat rendah, permeabilitas rerervoir yang mengecil akibat penyumbatan poripori batuan, kurang maksimalnya pengangkatan dengan gas lift akibat kurangnya pasokan gas dan kurang tepatnya titik pelubangan Data log konvensional pada zonazona dalam blok E memberikan data petrofisik yang cukup menarik tetapi belum pernah dilakukan pengujian pada blok ini tetapi hasil evaluasi RST dari 3 sumur mengindikasikan kandungan hidrokarbon di reservoir bagian down dip Blok D dan E struktur Rantau sudah sangat rendah, hal ini dapat terbaca dari cross plotting FCOR vs NCOR yang memperlihatkan jarak separasi zona air dan minyak yang relatif pendek Hal ini juga menunjukkan bahwa sebagian besar zona di bagian down dip blok D dan E struktur telah dijenuhi oleh air Sisa hidrokarbon yang tertinggal direservoir masih memungkinkan untuk diproduksikan dengan merubah metode pengangkatan yang ada sekarang dengan metode lainnya Untuk mendapatkan metode pengangkatan yang sesuai dengan kondisi reservoir struktur Rantau perlu dilakukan pengkajian secara terintegrasi sehingga dapat dihasilkan metode pengangkatan yang tepat dan sesuai dengan kondisi reservoir struktur Rantau 42 Struktur Kuala Simpang Barat Hasil Evaluasi RST pada struktur Kuala Simpang Barat memperlihatkan beberapa zona masih mempunyai sisa cadangan hidrokarbon yang cukup besar dan telah dilakukan pengujian yang memperlihatkan hasil cukup signifikan Hasil ini sesuai dengan hasil cross plotting FCOR vs NCOR yang memperlihatkan separasi harga zona air dan minyak yang cukup panjang Hal ini mengindikasikan bahwa sisa cadangan hidrokarbon di formasi masih cukup besar Hasil evaluasi RST pada zona G10 di sumur KSB51 memperlihatkan harga SW RST maksimal 55 %, FCOR : 005, NCOR : 0,05, sigma : 18 cu yang terletak pada zona gas yang didukung dengan adanya gas flag pada selang kedalaman m, sekaligus mencerminkan BGM dikedalaman 816 m dan di 823 m (Gambar8) Uji produksi sumur pada selang kedalaman m memberikan hasil Minyak : 510 BOPD; Gas : 066 MMSCFD dengan kadar air 40 % Hasil ini sesuai dengan kenampakan evaluasi RST Hasil Evaluasi Zona yang sama disumur KSB42 memperlihatkan harga SW RST 50 %, FCOR : 005 dan NCOR : 005, sigma : 21 cu yang terletak pada zona minyak dan perubahan dari 1000 m ke 996 m (Gambar9) Uji produksi zona ini pada selang kedalaman m memberikan hasil Minyak : 500 BOPD dengan kadar air 27 % Sumur KSB16 yang diuji pada lapisan yang sama pada selang kedalaman m memberikan hasil Minyak : 491 BOPD; Gas : 034 MMSCFD dengan kadar air 37 % Hasil evaluasi RST zona E10 pada sumur KSB44 memperlihatkan harga SW RST 35 %, FCOR : 0085, NCOR : 006, sigma 19 cu yang terletak diatas zona minyak dan telah terjadi perubahan kekedalaman 8045 m (Gambar10) Uji produksi zona ini pada selang kedalaman memberikan hasil Minyak : 384 BOPD; Gas : 037 MMSCFD dengan Kadar air 36 % Zona ini juga diuji pada sumur KSB 36 pada selang kedalaman yang memberikan hasil Minyak : 210 BOPD dengan kadar air 60 % Beberapa zona dengan potensi hidrokarbon tinggi yang dilakukan pengujian adalah zona B10, G20, J10, E10, D 30, L20 Zona B10 sumur KSB36 dengan harga SW RST : 60 %, FCOR : 0035, NCOR : 0035, sigma 23 cu yang diuji pada selang kedalaman m memberikan hasil Minyak 216 BOPD dengan kadar air 6 % dan KSB24 pada selang kedalaman memberikan hasil 130 BOPD dengan kadar air 36 % Zona G20 sumur KSB49 yang diuji pada selang kedalaman memberikan hasil Minyak : 2844 BOPD; Gas : 021 MMSCFD dengan kadar air 56 % Sedang zona J10, E10, D30 ternyata memberikan hasil Gas : 02 MMSCFD dengan Kadar air 100 % pada sumur KSB26 dan KSB28 Satu zona yang diperkirakan memiliki potensi hidrokarbon tinggi yaitu L20 dari hasil evaluasi RST memperlihatkan harga SW RST 35 %, FCOR : 0065, NCOR : 005 yang terletak diatas zona minyak pada kedalaman m dan hadirnya batugamping setebal 2 m pada selang kedalaman m (Gambar11) sangat mempengaruhi evaluasi RST, karena kandungan karbon dari batuan karbonat sangat mempengaruhi hasil evaluasi Uji produksi zona ini pada selang kedalaman m dimaksudkan untuk membuktikan produktvitas batugamping tidak memberikan hasil yang konklusif dan kemungkinan terjadi water blocking dari bagian atas (FCOR vs NCOR dibawah zona minyak) Kehadiran batugamping diperkirakan memperkecil permeabilitas dan merupakan lapisan pemisah Disarankan untuk melakukan tembak ulang pada waktu mendatang di

4 zona ini pada selang kedalaman m Sedangkan ketidakberhasilan uji produksi zona E10 pada sumur KSB 24 lebih disebabkan oleh posisi sumur yang berada di down dip dan diperkirakan telah bergerak naik dan zona H 10 pada sumur KSB44 yang tidak mengeluarkan aliran diperkirakan disebabkan problem permeabilitas reservoir Zona dengan potensi hidrokarbon sedang yang diuji yaitu Zona D10 dan K10 di KSB28 dan KSB49 memberikan hasil Gas : MMSCFD dengan kadar air 100 % Sedang zona C10 pada KSB05 ternyata sudah mengair Zona dengan potensi hirokarbon kecil yang diuji adalah zona E20 pada sumur KSB26 dan memberikan hasil Gas : 007 MMSCFD sesuai dengan perkiraan Salah satu contoh zona yang sudah depleted pada struktur Kuala Simpang Barat adalah lapisan F10 sumur KSB28, dimana awalnya lapisan ini terisi oleh kolom minyak mulai dari m, sekarang dengan harga SW RST : 90 %, FCOR : 002, NCOR : 002 telah dijenuhi oleh air (Gambar 12) Dari hasil uji produksi sumur tersebut terlihat pada zona dengan potensi besar tingkat keberhasilan perolehan migas adalah 79 % Sedangkan Zona potensi sedang tingkat keberhasilan hanya 67 %, zona potensi kecil tingkat keberhasilan 100 % dengan produksi yang juga kecil (Tabel 4) Tingkat keberhasilan masih dapat ditingkatkan dengan pemilihan titik pelubangan yang tepat dan pada sumursumur yang berada disekitar puncak struktur Metode pengangkatan dengan teknik gas lift masih cukup memadai diterapkan pada struktur ini, tetapi tidak tertutup kemungkinan untuk meningkatkan perolehan migas dengan memakai metode lainnya 43 Perbandingan hasil RST Hasil evaluasi RST pada 2 struktur tersebut menunjukkan efektivitas manfaat penggunaan RST dalam memperkirakan potensi hidrokarbon yang tersisa didalam reservoir secara kualitatif pada strukturstruktur tua maupun pada struktur baru Cross plotting FCOR vs NCOR memberikan gambaran kondisi reservoir secara langsung Struktur rantau dengan separasi yang pendek antara zona minyak dan air mengindikasikan potensi hidrokarbon yang telah jauh berkurang Sedangkan struktur Kuala Simpang Barat dengan separasi yang panjang mengindikasikan potensi hidrokarbon yang masih cukup besar Kombinasi harga FCOR dan Sigma dapat dipakai untuk memperkirakan kehadiran hidrokarbon di dalam reservoir Harga FCOR dipakai karena perbandingan karbonoksigen yang dibaca penetrasinya lebih jauh kedalam reservoir dibandingkan NCOR Harga FCOR > 005 merupakan harga indikator kehadiran hidrokarbon untuk struktur Rantau dan Kuala Simpang Barat Sedangkan Harga sigma yang rendah < 18 cu sebagai indikator kehadiran gas Hasil evaluasi RST kedua struktur tersebut terlihat sekali perbedaan yang sangat kontras diantara kedua struktur Hal ini berkaitan erat dengan umur produksi dari masingmasing struktur dan pemilihan lokasi sumur Struktur Rantau yang telah berproduksi sejak tahun 1928 dan posisi sumur yang dilakukan pekerjaan RST terletak di down dip Sedang struktur Kuala Simpang Barat yang umurnya relatif muda dan sumursumur yang dievaluasi umumnya terletak dipuncak atau dekat puncak struktur Selain untuk memperkirakan potensi reservoir, hasil evaluasi RST dapat dipakai untuk melihat /BGM/BGA untuk struktur Rantau dan Kuala Simpang Barat pada beberapa lapisan telah bergerak naik cukup jauh Hal Ini dibuktikan dari zonazona yang dulunya pernah menghasilkan minyak, ternyata sekarang sudah mengair Dari hasil Evaluasi dua struktur ini terlihat jelas manfaat dari pemakaian RST dalam memperkirakan potensi reservoir dan pembaharuan data lapangan Mengingat banyak lapangan yang sudah mulai menurun produktivitasnya dan semakin berkurangnya akurasi data, maka metode ini cukup baik untuk dicoba di struktur lain Walaupun jika ditinjau dari biaya cukup mahal tetapi manfaatnya sangat besar Sebaiknya untuk pekerjaan RST dipilih pada sumur yang terletak pada posisi puncak struktur maupun yang tidak jauh dari puncak struktur 5 KESIMPULAN Evaluasi RST sangat membantu dalam memperkirakan potensi reservoir secara kualitatif baik pada struktur tua maupun muda Zona produktif pada bagian flank blok D dan E struktur Rantau terdiri dari 1 zona masih potensi tinggi, 9 zona potensi sedang dan 22 zona potensi kecil Zona produktif pada struktur Kuala Simpang Barat terdiri dari 9 zona potensi tinggir, 15 zona potensi sedang dan 8 zona potensi kecil Perbedaan hasil evaluasi yang mencolok dari dua struktur ini disebabkan oleh umur produksi struktur yang berbeda dan pemilihan posisi sumur Kehadiran hidrokarbon ditunjukkan dari harga FCOR 005 Metode pengangkatan dan teknik EOR pada struktur rantau perlu dikaji ulang agar produksi migas dapat ditingkatkan RST perlu dicoba pada struktur lainnya di Pertamina DOH Rantau untuk meningkatkan perolehan migas dan memperbaharui data UCAPAN TERIMA KASIH Dengan selesainya makalah ini, maka kami mengucapkan terima kasih yang sebesarbesarnya kepada GM DOH Pertamina Rantau yang telah memberikan kesempatan kepada kami untuk mempresentasikan makalah ini DAFTAR PUSTAKA 1 Hemingway, James (1992), SPC Formation Evaluation, Enhanced C/O Processing for RSTpro 2 Mas, Cholid (1997), Meningkatkan produksi minyak pada lapangan tua dengan Reservoir saturation Tool, Proc Forum Diskusi Teknologi Hulu Migas, IATMI Sumbagut

5 3 Schlumberger (1992), RST Reservoir Saturation Tool, Brochure Wireline & Testing LAMPIRAN Tabel1 Harga SWRST zona Struktur Rantau No Potensi SWRST % ZONA 1 Besar Sedang , 920, 770A, 770, 750A, 750, 640B, 600, Kecil , 960, 930, 880, 870, 850, 810, 800, 770B, 750B, 710, 690, 660B, 660, 640, 560, 480, 460, 290, 280, C2 Tabel4 Hasil Uji Struktur Kuala Simpang Barat Zona Potensi Sumur Minyak BOPD Gas MMSCFD Kadar Air G10 Tinggi KSB51* KSB42 KSB % 27 % 37 % G20 Tinggi KSB % E10 Tinggi KSB44 KSB36 KSB % 60 % 100 % KSB24 B10 Tinggi KSB24 KSB % 6 % J10 Tinggi KSB % D30 Tinggi KSB % E50 Tinggi KSB % L20 Tinggi KSB % H10 Tinggi KSB44 D10 Sedang KSB % C20 Sedang KSB % K10 Sedang KSB % E20 Kecil KSB % Tabel 2 Harga SWRST zona Struktur Rantau No Potensi SWRST ZONA % 1 Besar 0 70 B10, D20, D30, E10, G 10, G20, H10, J10 dan L 20 2 Sedang A10, A20, B20, C20, D 10, E30, E50, F10, F40, H20, J30, K10, M10, N 10 dan N20 nucleus Inelastic gamma ray 3 Kecil h20, C10, E20, F30, F 50, I10, J20, dan K20 Gambar1 Reaksi penyebaran neutron inelastic Tabel3 Hasil Uji Struktur Rantau Zona Potensi Sumur Minyak BOPD Gas MMSCFD Kadar Air 940 Tinggi P % 950 Sedang P % 640B Sedang P % 380 Sedang P % Slow neutron nucleus capture gamma ray Gambar2 Reaksi penyerapan neutron

6 P153 RSTA porosity = 028 CDVf = 055(g/cm3) CDVb = 055(g/cm3) Defaul Sw = 0%, Yo = 0% Depleted Zone Water Zone Sw = 100%, Yo = 0% NCOR ( ) 655 Gambar3 Cross plotting FCOR vs NCOR Struktur Rantau Gambar6 Hasil Evaluasi Zona 640 sumur P KSB42 RSTA porosity = 028 CDVf = 049(g/cm3) CDVb = 049(g/cm3) Sw = 0%, Yo = 0% Oil zone Sw = 100%, Yo = 0% Water zone NCOR ( Gambar4 Cross plotting FCOR vs NCOR Struktur Kuala Simpang Barat 910 Gambar7 Hasil Evaluasi Zona 770 sumur P GAS FLAG BGM Gambar5 Hasil Evaluasi RST zona 940 sumur P226 Gambar8 Hasil Evaluasi RST zona G10 sumur KSB51

7 Gambar9 Hasil Evaluasi RST zona G10 sumur KSB42 Gambar11 Hasil Evaluasi RST zona L20 sumur KSB Gambar10 Hasil Evaluasi RST zona E10 sumur KSB44 Gambar12 Hasil Evaluasi RST Zona F10 sumur KSB28