Responsi PSR Kelompok 9 Paper

RESPONSI PRAKTIKUM PERMODELAN SIMULASI RESERVOIR 2011

“Paper ini diajukan untuk memenuhi persyaratan untuk mengikuti responsi Praktikum Pemodelan Simulasi Reservoir 2011”

Disusun Oleh : Kelompok 12

1. Reza Ariawan (113080003)2. Rendi Putro Wibowo (113080004)3. Rio Bagus Ismoyo (113080005)4. Rio Alfadilla (113080032)5. Richard Latumanusaite (113080035)6. Romualdo Paulus D (113080055)7. Reza Kurniawan (113080096)8. Rhindani Jaya Wardhani (113080104)9. Riyan Alfredi (113080111)10. Rudi Setiadi (113080xxx)

LABORATORIUM PEMODELAN SIMULASI RESERVOIR

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2011

ABSTRAK

Lapangan Cendrawasih merupakan lapangan yang terletak di kawasan barat

laut kota Palembang, kurang lebih berjarak 70 km dari kota Palembang. Lapangan

ini diproduksikan dari Formasi Talang Akar dan mempunyai indikasi sebagai

lapangan yang produktif. Dengan perhitungan OOIP secara volumetric sebesar

33.96 MMBBO.

Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS-Perusahaan), merencanakan

pengembangan dari lapangan ini selama 20 tahun dengan tujuan akhir dari

rencana pengembangan lapangan ini adalah mencari Recovery Factor sebesar-

besarnya tanpa mempertimbangkan sisi keekonomian. Akan tetapi,

pengembangan Lapangan Cendrawasih diharapkan sesuai dengan drive

mechanism dari reservoir ini, yang justifikasinya didapat dari hasil simulasi

reservoir.

1. TINJAUAN LAPANGAN

Lapangan Cendrawasih merupakan lapangan yang terletak di kawasan

Palembang di sebelah barat laut kota Palembang, kurang lebih berjarak 70 km.

Lapangan ini pertama kali di bor pada sumur “A” dengan kedalaman 4568 ft pada

tanggal 5 Mei 2006 dan mulai dilakukan tes produksi pada tanggal 1 Juni 2006

sampai tanggal 1 Maret 2009. Lapangan ini diproduksikan dari Talang Akar

Formation dan terindikasi sebagai lapangan yang produktif. Dengan perhitungan

OOIP secara volumetric sebesar 33.96 MMBBO.

2. Dasar Teori

2.1. Stratigrafi Regional

Sub Cekungan Jambi merupakan bagian Cekungan Sumatra Selatan yang

merupakan cekungan belakang busur (back arc basin) berumur Tersier yang

terbentuk sebagai akibat tumbukan antara Sundaland dan Lempeng Hindia. Secara

Geografis Sub Cekungan Jambi dibatasi oleh Pegunungan Tiga puluh di sebelah

utara, Tinggian Lampung di bagian selatan, Paparan Sunda di sebelah timur, dan

Bukit Barisan di sebelah barat.

Tatanan stratigrafi Sub Cekungan Jambi pada dasarnya terdiri dari satu

siklus besar sedimentasi dimulai dari fase transgresi pada awal siklus dan fase

regresi pada akhir silkusnya. Secara detail siklus ini dimulai oleh siklus non marin

yaitu dengan diendapkannya Formasi Lahat pada Oligosen Awal dan kemudian

diikuti oleh Formasi Talang Akar yang diendapkan secara tidak selaras di atasnya.

Menurut Adiwidjaja dan De Coster (1973), Formasi Talang Akar merupakan

suatu endapan kipas alluvial dan endapan sungai teranyam (braided stream

deposit) yang mengisi suatu cekungan. Fase transgresi terus berlangsung hingga

Miosen Awal dimana pada kala ini berkembang Batuan karbonat yang diendapkan

pada lingkungan back reef, fore reef, dan intertidal (Formasi Batu Raja) pada

bagian atas Formasi Talang Akar. Fase Transgresi maksimum ditunjukkan dengan

diendapkannya Formasi Gumai bagian bawah secara selaras di atas Formasi

Baturaja yang terdiri dari Batu serpih laut dalam.

Fase regresi dimulai dengan diendapkannya Formasi Gumai bagian atas

dan diikuti oleh pengendapkan Formasi Air Benakat yang didominasi oleh litologi

Batu pasir pada lingkungan pantai dan delta. Formasi Air Benakat diendapkan

secara selaras di atas Formasi Gumai. Pada Pliosen Awal, laut menjadi semakin

dangkal dimana lingkungan pengendapan berubah menjadi laut dangkal, paludal,

dataran delta dan non marin yang dicirikan oleh perselingan antara batu pasir dan

batu lempung dengan sisipan berupa batubara (Formasi Muara Enim). Tipe

pengendapan ini berlangsung hingga Pliosen Akhir dimana diendapkannya lapisan

batu pasir tufaan, pumice dan konglemerat.

Formasi Lahat.

Formasi Lahat diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar,

merupakan lapisan dengan tebal 200 m - 3350 m yang terdiri dari konglemerat,

tufa, breksi vulkanik andesitik, endapan lahar, aliran lava dan batupasir kuarsa.

Formasi ini memiliki 3 anggota, yaitu :

Anggota Tuf Kikim Bawah, terdiri dari tuf andesitik, breksi dan lapisan lava.

Ketebalan anggota ini bervariasi, antara 0 - 800 m. Anggota Batupasir Kuarsa,

diendapkan secara selaras di atas anggota pertama. Terdiri dari konglomerat dan

batupasir berstruktur crossbedding. Butiran didominasi oleh kuarsa. Anggota Tuf

Kikim Atas, diendapkan secara selaras dan bergradual di atas Anggota Batupasir

Kuarsa. Terdiri dari tuf dan batul mpung tufan berselingan dengan endapan mirip

lahar. Formasi Lahat berumur Paleosen hingga Oligosen Awal.

Formasi Talang Akar

Formasi Talang Akar pada Sub Cekungan Jambi terdiri dari batu lanau, batu

pasir dan sisipan batubara yang diendapkan pada lingkungan laut dangkal hingga

transisi. Menurut Pulunggono, 1976, Formasi Talang Akar berumur Oligosen

Akhir hingga Miosen Awal dan diendapkan secara selaras di atas Formasi Lahat.

Bagian bawah formasi ini terdiri dari batu pasir kasar, serpih dan sisipan batubara.

Sedangkan di bagian atasnya berupa perselingan antara batupasir dan serpih.

Ketebalan Formasi Talang Akar berkisar antara 400 m – 850 m.

Formasi Talang Akar terbentuk di Cekungan Sumatera Tenggara (Sunda-Asri,

SES Basin) dan Cekungan Jawa Barat Utara/NWJ Basin yang merupakan back

arc basin pada kondisi lingkungan darat-transisi yaitu fluvial-lakustrin dan delta-

tidal-marginal marine. Sumber sedimen terutama berasal dari paparan sunda yang

merupakan bagian kerak benua asia bagian tenggara.

Pada formasi ini reservoar produktif terdiri atas batu pasir fluvial, distributary

channeltidal bar, dan batupasir marginal marine-bar. Reservoar fluvial merupakan

reservoir yang paling tebal dan memiliki kualitas paling bagus, karena

porositasnya besar/berbutir kasar, tebal, dan pelamparannya luas. Reservoir

distributary channel umumnya lebih tipis dengan penyebaran terbatas dan

permeabilitas lebih rendah karena ukuran butir lebih halus dan meningkatnya

heterogenitas butir, serta interbeding dengan mudstone. Batu pasir marginal

marine, relatif tipis meskipun pelamparannya luas, merupakan reservoir dengan

kualitas paling rendah karena ukuran butir yang halus, banyak bioturbasi, dan

overprint oleh pembentukan soil (pedogenic). Secara umum formasi tersusun

secara retrogresif sebagai respon regresi regional di bagian selatan paparan sunda.

Berdasar data log dan core yang diperoleh dari beberapa sumur di cekungan

Sunda- Asri dan Cekungan Jawa Barat Utara dapat diinterpretasikan lingkungan

dan proses pengendapan pada cekungan beserta aspek fisik dan biologisnya.

Formasi Baturaja

Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Talang Akar dengan

ketebalan antara 200 sampai 250 m. Litologi terdiri dari batu gamping, batu

gamping terumbu, batu gamping pasiran, batu gamping serpihan, serpih

gampingan dan napal kaya foraminifera, moluska dan koral. Formasi ini

diendapkan pada lingkungan litoral-neritik dan berumur Miosen Awal.

Formasi Gumai

Formasi Gumai diendapkan secara selaras di atas Formasi Baturaja dimana

formasi ini menandai terjadinya transgresi maksimum di Cekungan Sumatera

Selatan. Bagian bawah formasi ini terdiri dari serpih gampingan dengan sisipan

batu gamping, napal dan batu lanau. Sedangkan di bagian atasnya berupa

perselingan antara batu pasir dan serpih. Ketebalan formasi ini secara umum

bervariasi antara 150 m - 2200 m dan diendapkan pada lingkungan laut dalam.

Formasi Gumai berumur Miosen Awal-Miosen Tengah.

Formasi Air Benakat

Formasi Air Benakat diendapkan secara selaras di atas Formasi Gumai dan

merupakan awal terjadinya fase regresi. Formasi ini terdiri dari batu lempung

putih kelabu dengan sisipan batu pasir halus, batupasir abu-abu hitam kebiruan,

glaukonitan setempat mengan dung lignit dan di bagian atas mengandung tufaan

sedangkan bagian tengah kaya akan fosil foraminifera. Ketebalan Formasi Air

Benakat bervariasi antara 100-1300 m dan berumur Miosen Tengah-Miosen

Akhir. Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut dangkal.

Formasi Muara Enim

Formasi Muara Enim mewakili tahap akhir dari fase regresi tersier. Formasi

ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Air Benakat pada lingkungan laut

dangkal, paludal, dataran delta dan non marin. Ketebalan formasi ini 500 –

1000m, terdiri dari batupasir, batulempung , batulanau dan batubara. Batupasir

pada formasi ini dapat mengandung glaukonit dan debris volkanik. Pada formasi

ini terdapat oksida besi berupa konkresi-konkresi dan silisified wood. Sedangkan

batubara yang terdapat pada formasi ini umumnya berupa lignit.

Formasi Muara Enim berumur Miaosen Akhir – Pliosen Awal.

Formasi Kasai

Formasi Kasai diendapkan secara selaras di atas Formasi Muara Enim dengan

ketebalan 850 – 1200 m. Formasi ini terdiri dari batupasir tufan dan tefra riolitik

di bagian bawah. Bagian atas terdiri dari tuf pumice kaya kuarsa, batu pasir,

konglomerat, tuf pasiran dengan lensa rudit mengandung pumice dan tuf berwarna

abu-abu kekuningan, banyak dijumpai sisa tumbuhan dan lapisan tipis. Fasies

pengendapannya adalah fluvial dan alluvial fan. Formasi Kasai berumur Pliosen

Akhir-Plistosen Awal.

Batuan Dasar

Batuan Pra-Tersier atau basement terdiri dari kompleks batuan Paleozoikum

dan batuan Mesozoikum, batuan metamorf, batuan beku dan batuan karbonat.

Batuan Paleozoikum akhir dan batuan Mesozoikum tersingkap dengan baik di

Bukit Barisan, Pegunungan Tigapuluh dan Pegunungan Duabelas berupa batuan

karbonat berumur permian, Granit dan Filit. Batuan dasar yang tersingkap di

Pegunungan Tigapuluh terdiri dari filit yang terlipat kuat berwarna kecoklatan

berumur Permian (Simanjuntak, dkk., 1991). Lebih ke arah Utara tersingkap

Granit yang telah mengalami pelapukan kuat. Warna pelapukan adalah merah

dengan butir-butir kuarsa terlepas akibat pelapukan tersebut. Kontak antara Granit

dan filit tidak teramati karena selain kontak tersebut tertutupi pelapukan yang

kuat, daerah ini juga tertutup hutan yang lebat.Menurut Simanjuntak, et.al (1991)

umur Granit adalah Jura. Hal ini berarti Granit mengintrusi batuan filit.

Sedimen Kuarter

Satuan ini merupakan Litologi termuda yang tidak terpengaruh oleh

orogenesa Plio-Plistosen. Golongan ini diendapkan secara tidak selaras di atas

formasi yang lebih tua yang teridi dari batupasir, fragmen-fragmen konglemerat

berukuran kerikil hingga bongkah, hadir batuan volkanik andesitik-basaltik

berwarna gelap.

2.2 Petroleum System Lapangan Cendrawasih

Batuan Sumber (Source Rock)

Terdapat tiga tipe penting batuan sumber pada cekungan jambi, yaitu: serpih

rawa (lacustrine shales) pada tipe ini sebagian besar cenderung

menghasilkan minyak (mainly oilprone), batubara-batubara dan serpih-serpih

yang berasal dari delta (fluvio deltaic coals and shales) pada tipe ini cenderung

menghasilkan minyak dan gas (oil and gasprone),batu lempung - batu lempung

laut (marine claystones) pada tipe ini cenderung banyak terdapat bakteri gas

(bacterial gas). Studi-studi geokimia dari minyak-minyak mentah menemukan

pada lapangan-lapangan di darat (onshore Java fields) dan lapangan-lapangan di

laut(offshore Arjuna fields) menunjukkan batuan sumber paling utama terdapat

pada tipe batubara-batubara (coals) dan serpih-serpih (shales) yang berasal dari

delta (fluvio-deltaic) pada Formasi Talang Akar BagianAtas (Bishop, 2000).

Batuan sumber pada cekungan Jawa Barat Utara berasal dari Formasi Talang

Akar yang terendapkan pada lingkungan delta dengan hasil pengendapan berupa

batubara dan serpih (shale).

Migrasi ( Migration )

Jalur Migrasi (Migration Pathways) Jalur migrasi pada cekungan Jambi Utara

berasal dari tujuh system yang berada pada bagiandarat (onshore) dan bagian

lepas pantai (offshore). Ketujuh sistem tersebut adalah sistem Jatibarang,

sistemCipunegara/E-15, sistem Pasir Bungur, sistem Kepuh, sistem Ciputatsistem

Arjuna Selatan,dan sistem Arjuna Tengah. Batuan-batuan sumber Talang Akar

merupakan batuan sumber yangpenting dan berbagaireservoir secara horizontal

diisi dari sumber Talang Akar (Noble dkk,1997).

Batuan Reservoir ( Reservoir Rocks )

Semua formasi yang ada di cekungan Jambi Utara mulai dari Formasi Talang akar

sampai Formasi Parigi mempunyai interval lapisan yang bagusuntuk menjadi

batuan reservoir.

Tipe-tipe Perangkap ( Trap Styles )

Model struktur dan mekanisme perangkap sangat mirip di semua system

petroleum cekungan Jambi Utara. Struktur utama mencirikan kubah antiklin yang

lebar dan perangkap pembelokan (tiltedfault block traps). Karbonat tumbuh

(carbonat buildups) dalam Formasi Batu Raja, interval Main, dan interval Parigi

juga menjadi perangkap-perangkap yang bagus. Perangkap stratigrafi juga

ditemukan ketika bagian pasir menumpang (on lap) dan dasar dari

batuan dasar tinggi (drape basementhighs).Perangkap-perangkap itu terbatas

pada Interval Talang Akar. Walaupun stratigrafi pinchoutsdari bagian reservoir

juga ditemukan (Noble dkk,1997)

2.3. Data Peta Geologi

Data peta geologi yang tersedia adalah berupa data Top structure map,

Bottom structure map, Net to gross map, Isoporosity map dan Isopermeability

map.

3. PERSIAPAN DATA

3.1. Deskripsi Reservoir

Reservoir lapangan cendrawasih terletak pada onshore di kawasan

Palembang di sebalah barat laut kota Palembang dengan target reservoir pada

formasi Talang Akar. Analisa cadangan berdasarkan metode volumetrik pada

lapangan Cendrawasih mempunyai total Original Oil In Place (OOIP) sebesar

33962708 STB.

3.2. Data Special Core Analysis

Data SCAL ( Special Core Analysis ) pada lapangan Cendrawasih terdiri dari

analisa permeabilitas relative dan analisa tekanan kapiler. Pada analisa

permeabilitas relative meliputi dua system, yaitu water-oil system dan gas-oil

system. Analisa data SCAL ( Special Core Analysis ) sebagai input untuk simulasi

reservoir menggunakan metode normalisasi dan denormalisasi. Tabulasi data

permeabilitas relatif dan tekanan kapiler dapat dilihat pada tabulasi dibawah ini.

Gas/Oil Saturation Fraction vs Liquid

Sl Krg Kro Pc (psia)0.22 1 0 00.3 0.8125 0 00.4 0.5 0 00.5 0.42 0 00.6 0.34 0 00.7 0.24 0.02 00.8 0.1 0.1 00.9 0.022 0.33 00.96 0 0.6 0

1 0 1 0

Water/Oil Saturation FractionSw Krw Kro Pc (psia)

0.175 0 1 11.50.214 0.001108 0.772 6.10.253 0.004 0.6 3.350.291 0.01 0.461 2.060.33 0.018 0.37 1.370.369 0.02 0.28 0.940.408 0.033 0.195 0.60.446 0.033 0.144 0.40.485 0.04 0.092 0.340.524 0.06 0.053 0.340.563 0.08 0.04 0.40.601 0.092 0.033 0.30.64 0.111 0.03 0.30.679 0.131 0.018 0.20.718 0.16 0.009 0.20.756 0.195 0.004 0.20.795 0.24 0.002 0.10.834 0.273 0 0.10.873 0.32 0 0.10.911 0.383 0 0.1

1 1 0 0.1

3.3 Data PVT

Data PVT dapat diperoleh berdasarkan separator test, Flash liberation, dan

Differential liberation. Analisa data PVT harus dilakukan sebagai salah satu dari

sumber informasi yang diperlukan untuk mengetahui sifat fluida dalam reservoir.

Data PVT yang disajikan berupa data PVT Minyak, PVT Gas dan PVT Air,

selain itu data PVT lain yang tersedia yaitu data densitas Minyak, densitas Gas

dan densitas Air.

OIL PVT PropertiesPressure Rs Bo μo

psi Mscf/STB RB/STB cp200 0.035 1.095 1.38400 0.072 1.109 1.27600 0.105 1.12 1.2800 0.138 1.129 1.15941 0.168 1.136 1.131500 1.13 1.22000 1.124 1.5

Gas PVT PropertiesPressure Bg μg

psi rb/Mscf Cp400 42.33 0.0132600 28.3 0.0136800 21.2 0.014

Water PVT PropertiesPref (psi) 941Bw (RB/STB) 1.03149Cw (1/Psi) 4.98E-05vis water (cp) 0.25959

Others: Oil Density : 53.133 lb/ft3

Gas Density : 0.0555 lb/ft3

Water Density : 64.12 lb/ft3

4. SIMULASI RESERVOIR

Tujuan utama dari studi simulasi reservoir adalah untuk memprediksi

kinerja reservoir dimasa yang akan datang dan mencari strategi pengembangan

lapangan sehingga diperoleh peningkatan perolehan minyak dari serervoir

dipelajari dapat ditingkatkan.

Simulasi reservoir dengan menggunakan bantuan perangkat komputer

memungkinkan dilakukannya studi yang lebih rinci dengan cara membagi

reservoir kedalam sejumlah grid dan menerapkan persamaan numeric untuk aliran

didalam media berpori di tiap grid. Program computer digital yang digunakan

untuk melakukan perhitungan yang diperlukan dalam studi pemodelan disebut

sebagai model komputer. Software/perangkat lunak yang digunakan pada simulasi

ini adalah ECLIPSE black oil.

Secara keseluruhan tahapan simulasi reservoir yaitu : persiapan data,

inisialisasi, history matching, peramalan dan analisa.

Setelah tahapan simulasi dilakukan, maka selanjutnya dilakukan strategi

pengembangan lapangan yang optimum dan ekonomis berdasarkan besarnya

Recovery Factor yang optimum.

Data Reservoir

Data reservoir yang akan di input kedalam simulator meliputi, data SCAL

dan data PVT.

Data Produksi

Data produksi yang akan di input kedalam simulator meliputi,data

produksi dari 7 sumur produksi.

Data Tekanan

Data tekanan yang di input kedalam simulator meliputi tekanan awal

reservoir, dan tekanan kapiler.

4.1. Inisialisasi

Dalam tahap inisialisasi dapat dilihat kondisi awal model reservoir seperti

Depth Structure, Isopermeability, Isoporosity, Saturasi minyak awal, Saturasi air

awal dan tekanan reservoir awal. Dalam model simulasi diperoleh OOIP

lapangan Cendrawasih sebesar 33957944 STB.

Tabel memperlihatkan perbandingan antara OOIP hasil simulasi dengan

data geologi volumetrik.

Hasil Inisialisasi Volumetrik dan Simulasi Lapangan Cendrawasih

Lapangan OOIP (STB)

Cendrawasi

h

Volumetrik Simulasi Perbedaan

33962708

339

58933 0.011%

4.2. History Matching

Tahapan ini merupakan tahapan penyelarasan data produksi lapangan

Cendrawasih berdasarkan waktu produksi masing – masing sumur. Tahapan ini

dilakukan untuk validasi data sejarah produksi sumuran dengan perhitrungan

simulator. Berikut ini merupakan grafik history matching antara report data

lapangan dan perhitungan simulator.

History Matching Lapangan Cendrawasih

4.3. Prediksi (Forecast)

Prediksi atau peramalan (forecast) merupakan tahap akhir dalam melakukan

simulasi reservoir setelah history matching selesai. Tahapan ini bertujuan untuk

mengetahui atau melihat perilaku reservoir yang disimulasi pada masa yang akan

dating berdasarkan kondisi yang diharapkan. Dalam hal ini dilakukan production

run sampai dengan Maret 2029 (20 tahun). Pada tahap produksi ini juga dilakukan

berbagai alternative scenario pengembangan yang bertujuan diperoleh scenario

pengembangan yang optimum.

Skenario prediksi Lapangan Cendrawasih ini berdasarkan berbagai

pertimbangan, yaitu factor perolehan, distribusi saturasi minyak, distribusi

saturasi air, porositas, permeabilitas, tekanan serta metode pengangkatan yang

akan dipergunakan.

5. SKENARIO PENGEMBANGAN

Pengembangan lapangan Cendrawasih perlu dilakukan untuk mendapatkan

kumulatif produksi yang sebesar-besarnya dan memberi keuntungan berdasarkan

analisa keteknikan sehingga perlu dilakukan pemilihan skenario pengembangan

yang sesuai pada lapangan Cendrawasih dan dapat memberikan hasil yang

diharapkan.

Skenario Pengembangan Lapangan Cendrawasih

Skenari

o Keterangan

I Sumur Eksplorasi Dibuka Menjadi Sumur Produksi

II Skenario I + Infill 6 Sumur Produksi

III Skenario II + Infill 4 Sumur Injeksi

IV

Skenario III + Perubahan 1 sumur produksi menjadi sumur

injeksi

Skenario I

Skenario I adalah Sumur Eksplorasi Dibuka Menjadi Sumur Produksi.

Pada skenario I dengan membuka sumur eksplorasi menjadi sumur produksi

memberikan kumulatif produksi sebesar 7037919 STB dengan perolehan (

Recovery Factor ) 20.72 %.

Skenario II

Skenario II adalah infill drilling sebanyak empat sumur. Pada skenario II

dengan menambah sumur infill sebanyak empat sumur memberikan kumulatif

produksi sebesar 7157964 STB dengan perolehan ( Recovery Factor ) 21.07

%.

Skenario III

Skenario III adalah Skenario II + infill drilling sebanyak tiga sumur. Pada

skenario III yaitu Skenario II + sumur infill sebanyak tiga sumur memberikan

kumulatif produksi sebesar 9414940 STB dengan perolehan ( Recovery

Factor) 27.72 %.

Skenario IV

Skenario IV adalah skenario III + Injeksi Air sebagai Pressure

Mantanance . Pada skenario IV dengan menerapkan skenario III + Injeksi Air

pada zona air sebagai pressure mantanance memberikan kumulatif produksi

sebesar 10188957 STB dengan perolehan ( Recovery Factor ) 30 %.

Prediksi RF Berdasarkan Skenario PengembanganSkenario Prediksi ( RF, % )

I 20.72 %II 21.07 %III 27.72 %IV 30 %

6. HASIL ANALISA

Pada pengembangan lapangan Cendrawasih ini kami mencoba

menerapkan empat skenario yang berbeda-beda untuk menentukan jenis metode

pengembangan yang akan kita terapkan dalam pelaksanaan pengembangan

lapangan Cendrawasih, pemilihan skenario yang akan diterapkan yaitu

berdasarkan aspek keteknikan dengan memperhatikan total Ultimate Recovery

dari lapangan tersebut serta besarnya perolehan ( Recovery Factor ) tanpa

memperhatikan aspek keekonomiannya. Dari skenario yang dicoba, dipilih

scenario dengan harga UR dan RF yang besar sebagai metode pengembangan

yang akan digunakan dalam pengembangan lapangan Cendrawasih.

Skenario I adalah Sumur Eksplorasi Dibuka Menjadi Sumur Produksi.

Pada skenario I dengan membuka sumur eksplorasi menjadi sumur produksi


Recovery Factor ) 20.72 %. Skenario II adalah infill drilling sebanyak empat

sumur. Pada skenario II dengan menambah sumur infill sebanyak empat sumur


Recovery Factor ) 21.07 %. Skenario III adalah Skenario II + infill drilling

sebanyak tiga sumur. Pada skenario III yaitu Skenario II + sumur infill sebanyak

tiga sumur memberikan kumulatif produksi sebesar 9414940 STB dengan

perolehan ( Recovery Factor) 27.72 %. Skenario IV adalah skenario III + Injeksi

Air sebagai Pressure Maintenance. Pada skenario IV dengan menerapkan skenario

III + Injeksi Air pada zona air sebagai pressure mantanance memberikan

kumulatif produksi sebesar 10188957 STB dengan perolehan ( Recovery Factor )

30 %.

Berdasarkan hasil running skenario tersebut diatas, maka bisa kami

simpulkan bahwa skenario yang akan kami terapkan sebagai metode

pengembangan lapangan Cendrawasih adalah Skenario IV yaitu skenario III +

Injeksi Air sebagai Pressure Maintenance. Sebelum dilakukan injeksi air sebagai

pressure maintenance, terlebih dahulu dilakukan infill drilling untuk

memaksimalkan pengurasan dari reservoir tersebut, yaitu dengan menambahkan

sumur infill. Setelah dilakukan penginjeksian air ke dalam zona air ( Water Zone )

terjadi peningkatan perolehan yang cukup besar yaitu mencapai 30 %.

Banyaknya sumur injeksi yang kami terapkan yaitu sebanyak 5 sumur

injeksi dengan pola tidak teratur dimana jarak atau spasi dari sumur-sumur injeksi

tersebut tidak beraturan. Sumur injeksi berada mengelilingi sumur produksi,

dengan jumlah sumur produksi sebanyak 6 sumur. Penginjeksian air ke dalam

zona air ( Water Zone ) bertujuan untuk mempertahankan tekanan reservoir agar

tidak mengalami penurunan tekanan secara drastis yang akan mengakibatkan

tekanan reservoir tidak mampu lagi mendorong fluida ke permukaan. Dengan

adanya bantuan injeksi air, maka tekanan reservoir tidak akan mengalami

penurunan secara drastis sehingga bisa mendorong minyak ke permukaan dan

pada akhirnya akan meningkatkan kumulatif produksi dan perolehan minyak

(Recovery Factor).

Hasil analisa proses pemboran, adapun hal-hal yang perlu diperhatikan

dalam pelaksanaan proses pemboran sumur infill dan sumur injeksi adalah:

lumpur pemboran yang akan digunakan dalam proses pemboran yang meliputi

jenis lumpur dan densitas lumpur, jenis semen, ukuran casing yang digunakan

mulai dari conductor casing, surface casing, intermediate casing dan production

casing. Selain itu juga kita menentukan jenis bit yang akan digunakan dalam

proses pemboran baik pemboran sumur infill maupun sumur injeksi.

HOLE CASING GRADE SETTING POINT (Ft)

CEMENTED (Ft)

CEMENT VOLUME(Gal)

CEMENT DENSITY

ADDITIVE

24” 24” K-55 200 - - - -

20” 16” K-55 1500 Up To Surface 844.835 15.8 Accelerator

14.75” 11.875” K-55 4440 Up To 1000

940.1 15.8

Retarder (CMHEC)+NaCl/Bentonite

10.625” 9.625” K-55 4590 4590 – 4000

27.72 15.8

Retarder (CMHEC)+NaCl/Bentonite

Mud Program :

1. Trayek Konduktor : 200 Ft

Tidak menggunakan lumpur pemboran , karena menggunakan

metode penumbukan

2. Trayek Surface : 200 - 1500 ft

Inhibited Mud + Oil Base Mud

Density : 13.48 – 9.3 ppg

Oil Base Mud : Oil + Geltone + Barite

Inhibited Mud : Oil in Water Emulsion + Bentonite + Barite

3. Trayek Intermediate : 1500 - 4440 ft

Oil Base Mud


Oil base Mud : Oil + Geltone + Barite + NaOH

4. Trayek Production :4440 - 4590 ft

Oil Base Mud


Oil base Mud : Oil + Geltone + Barite + NaOH

Setelah dilakukan penentuan analisa pemboran, selanjutnya adalah analisa

produksi, yaitu penentuan ukuran tubing yang menghasilkan laju alir optimum.

Ukuran tubing yang digunakan yaitu tubing ukuran 4 in dengan laju alir optimum

sebesar 3453,71 STB/D.

IPR & Tubing Intake

7. KESIMPULAN

1. Simulasi reservoir adalah pembuatan model fisik maupun numerik di

mana model yang dibuat ini diusahakan semirip mungkin dengan

reservoir yang sebenarnya.

2. Tujuan utama dari studi simulasi reservoir adalah untuk memprediksi

kinerja reservoir dimasa yang akan datang dan mencari strategi

pengembangan lapangan sehingga diperoleh peningkatan perolehan

minyak dari reservoir dipelajari dapat ditingkatkan.

3. Mekanisme pendorong yang bekerja pada reservoir ini adalah

Combination Drive.

4. Hasil inisialisasi :

5. Skenario pengembangan yang sesuai pada lapangan Cendrawasih

Skenario Pengembangan Lapangan Cendrawasih

Skenario Keterangan

I Sumur Eksplorasi Dibuka Menjadi Sumur Produksi

II Skenario I + Infill 6 Sumur Produksi

III Skenario II + Infill 4 Sumur Injeksi

IV

Skenario III + Perubahan 1 sumur produksi menjadi

sumur injeksi

Prediksi RF Berdasarkan Skenario PengembanganSkenario Prediksi ( RF, % )

I 20.72 %II 21.07 %III 27.72 %IV 30 %

6. Skenario pengembangan yang dipilih adalah skenario 4 dengan metode

pengembangan infill drilling + injeksi air sebagai pressure maintanance.

7. Aspek pemboran yang perlu diperhatikan :

Desain casing, desain semen, desain lumpur pemboran, dan desain bit.

8. Ukuran tubing yang digunakan yaitu tubing ukuran 4 in dengan laju alir

optimum sebesar 3453,71 STB/D.

Lapangan OOIP (STB)

Cendrawasi

h

Volumetrik Simulasi Perbedaan

33962708

33

958933 0.011%

8. REKOMENDASI

Berdasarkan hasil running skenario tersebut diatas, maka bisa kami

simpulkan bahwa skenario yang akan kami rekomendasikan sebagai metode

pengembangan lapangan Cendrawasih adalah Skenario IV yaitu skenario III +

Injeksi Air sebagai Pressure Mantanance memberikan kumulatif produksi sebesar

10188957 STB dengan perolehan ( Recovery Factor ) 30 %.

Responsi PSR Kelompok 9 Paper

Documents