IATMI 2005-11 PROSIDING, Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2005 Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, 16-18 November 2005.
REAKTIVASI SHALLOW ZONE DALAM UPAYA PENCARIAN SISA-SISA DAN PENINGKATAN PRODUKSI MINYAK DI STRUKTUR RANTAU Indra Shahab; PT. PERTAMINA DOH NAD-SUMBAGUT Ibnu Suhartanto; PT. PERTAMINA DOH NAD-SUMBAGUT Rizal Risnul Wathan; PT. PERTAMINA DOH NAD-SUMBAGUT Marjito Didi Junaidi; PT. PERTAMINA DOH NAD-SUMBAGUT Abstrak
2005 telah dihasilkan Minyak sebesar 205.141 Bbls atau setara dengan US $ 8.205.654 pada harga Minyak US $ 40/Bbls.
Daerah Operasi Hulu PT. Pertamina (Persero) DOH-NAD Sumbagut memiliki hampir sebagian besar struktur penghasil Migas yang telah masuk kedalam kategori brownfield karena umumnya telah mencapai puncak produksi dan saat ini telah memasuki masa decline produksi.
Pendahuluan Daerah Operasi Hulu PT. Pertamina (Persero) DOH-NAD Sumbagut memiliki hampir sebagian besar struktur penghasil Migas yang telah masuk kedalam kategori brownfield karena umumnya telah mencapai puncak produksi dan saat ini telah memasuki masa decline produksi.
Struktur Minyak Rantau telah berproduksi sejak tahun 1928 melalui sumur R-01 yang dibor oleh BPM dan saat ini memiliki 566 sumur. Struktur Rantau pernah mencapai puncak produksi Minyak sebesar 32.477 BOPD dan Gas sebesar 27.4 MMSCFD pada tahun 1973 dan sebelum dilakukan pengaktifan shallow zone hanya berproduksi rata-rata 868 BOPD dari 23 sumur.
Struktur Rantau yang merupakan salah satu struktur produksi Minyak utama dari Pertamina DOH NAD-Sumbagut terletak kurang lebih 135 kilometer sebelah baratlaut kota Medan dan secara administratif masuk kedalam kabupaten Aceh Tamiang Propinsi Nanggroe Aceh Darussalam (gambar 1).
Shallow zone struktur Rantau umumnya tidak berproduksi sejak tahun 2000 kecuali Z-400. Diawali dengan kegiatan logging CHFR-RST C/O dan Sigma disumur P-75 pada bulan Agustus tahun 2004 berhasil diidentifikasi adanya akumulasi minyak di Shallow Zone yaitu Z-400 dan Z-420 yang dibuktikan dari hasil perforasi Z400 berhasil didapatkan Minyak sebesar 1510 BOPD. Aktivitas ini berhasil menaikkan produksi minyak struktur Rantau dari rata-rata 868 BOPD menjadi rata-rata 1452 BOPD atau kenaikan sebesar 67% dari produksi sebelumnya.
PETA LANGS
STRUKTUR
RANTAU
RANTA K.SIMPAN
K.S.TIMUR
K.S.BARAT B.TIRAM
M A L A SY U M A T
S. JAYA PRAPEN
K.DALAM
D.I. Suma Aceh tra Utara
S.BULUH
U
PULAU
T.ARU P. T. BARAT
PULAU ARUBAY P. SUSU
TUNGKAM BESITANG
P. T. TIMUR P. BRANDAN SECURAI
GEBANG
TELAGA SAID TELAGA DARAT
Kendala utama yang dihadapi dalam pengembangan shallow zone struktur Rantau adalah kondisi mechanical sumur eks BPM yang umumnya sudah rusak dan data log sumur yang sudah tidak sesuai dengan kondisi saat ini sehingga banyak dijumpai mechanical problem saat pelaksanaan pekerjaan (24%) dan masih terdapat sumur yang menghasilkan air (28%).
BASILAM
PANTAI PAKAM TIMUR
WAMPU
MEDAN
BATU MANDI
DISKI POLONIA Keterangan Produksi Tidak Produksi TAC Batas Propinsi
Skala 1 : 80.000
Dari hasil reaktivasi shallow zone struktur rantau mulai 3 Agustus 2004 sampai dengan 31 Juli 1
PETA WILAYAH KERJA
PERTAMINA DAERAH OPERASI EP RANTAU
Gambar 1. Peta wilayah kerja Pertamina DOH NAD Sumbagut.
Proses sedimentasi yang terjadi selama Tersier secara umum dimulai dengan trangressi, kemudian disusul dengan regresi dan diikuti gerakan tektonik pada akhir Tersier.
Struktur Minyak Rantau sebagai salah satu stuktur yang masuk kedalam kategori brownfield telah berproduksi sejak tahun 1928 melalui sumur R-01 yang dibor oleh BPM dan saat ini memiliki 566 sumur. Struktur Rantau pernah mencapai puncak produksi Minyak sebesar 32.477 BOPD dan Gas sebesar 27.4 MMSCFD pada tahun 1973 dan sebelum dilakukan pengaktifan shallow zone hanya berproduksi rata-rata 868 BOPD dari 23 sumur
Pola struktur cekungan sumatera utara terlihat adanya perlipatan-perlipatan dan pergeseranpergeseran yang berarah lebih kurang lebih barat laut – tenggara (Gambar 2). A S A M E
LANGSA RTU-
L O K O P K U T A C A N
Struktur Rantau memiliki jumlah lapisan penghasil hidrokarbon yang cukup banyak 62 lapisan dari batupasir formasi Keutapang dengan sisa cadangan minyak yang cukup besar, akan tetapi mempunyai WDR yang sangat rendah. Sebagian besar lapisan sudah tidak aktif cukup lama.
101
Muk
1 RT-
Rantau Str.
2
98 F A U L
KSBKS
Serang
K.Simpang Perape BT SLP-
RANTAU
SRKuala KLDSRGSBU-
SungaiPT
AB PLW-
Pulau
Meda
T A N J U N G P U R
J-OR-O-
AR P. PSL-
SusuA-
Sunga
SUS-
SemPaluh Tabuhan Geban
-
INDEX
Pusung-
J-R-
TKM-
SEK-
S T R AI T O F R-OM AR-OL
N
S U M A T
-
SCGSecura PBR-
SAL-
Telaga TST-
A Telaga
DRUB TAP-
AR LANGKAT -
Sehubungan dengan hal tersebut diatas maka pada bulan Agustus 2004 dilakukan pendeksian akumulasi minyak yang masih tersisa didalam reservoir dengan metode kombinasi antara RST + CHFR pada sumur P-75 yang terletak di Blok C Struktur Rantau. Dari hasil kegiatan ini berhasil ditemukan adanya akumulasi Minyak di lapisan shallow yaitu Z-400, Z-420, Z-490 dan Z-600.
Basilam -
S U M A T E R A F A U L
Pantai Pakam PPA-
TPSPPA3
1 Batu
Wamp
2
MEDAN BMSDisk Poloni
Berdasarkan hasil tersebut diatas, maka PT. Pertamina (Persero) NAD-SUMBAGUT memutuskan untuk membuka lapisan dengan kategori shallow zone dengan fokus pada lapisan Z-400, Z-420 dan Z-430 dalam upaya peningkatan produksi.
Gambar 2. Pola Tektonik Cekungan sumatera Utara. Sedimentasi dimulai dengan sub cekungan yang terisolasi berarah utara pada bagian bertopografi rendah dan palung yang tersesarkan. Pengendapan Tersier Bawah ditandai dengan adanya ketidak selarasan antara sedimen dengan batuan dasar yang berumur Pra-tersier, merupakan hasil trangressi, membentuk endapan berbutir kasar – halus, batulempung hitam, napal, batulempung gampingan dan serpih.
Kondisi Geologi & Reservoir Geologi Regional Cekungan sumatera Utara secara tektonik terdiri dari berbagai elemen yang berupa tinggian, cekungan maupun peralihannya, dimana cekungan ini terjadi setelah berlangsungnya gerakan tektonik pada zaman Mesozoikum atau sebelum mulai berlangsungnya pengendapan sedimen tersier dalam cekungan sumatera utara.
Transgressi mencapai puncaknya pada Miosen Bawah, kemudian berhenti dan lingkungan berubah menjadi tenang ditandai dengan
Tektonik yang terjadi pada akhir Tersier menghasilkan bentuk cekungan bulat memanjang dan berarah barat laut – tenggara. 2
adanya endapan napal yang kaya akan fosil foraminifora planktonik dari formasi Peutu.
dan kalsilutit dengan selingan serpih. Formasi ini diendapkan dalam lingkungan laut dangkal sampai neritik.
Dibagian timur cekungan diendapkan formasi Belumai yang berkembang menjadi 2 facies yaitu klastik dan karbonat. Kondisi tenang terus berlangsung sampai Miosen tengah dengan pengendapan serpih dari formasi Baong.
5. Formasi Baong (Miosen Tengah – Akhir Miosen bagian bawah) Penyusun utama formasi ini adalah batulempung abu-abu kehitaman, napalan, lanauan, pasiran dan pada umumnya kaya akan fosil Orbulina Sp dan Globigerina Sp, Kadang-kadang diselingi lapisan tipis batupasir. Formasi ini diendapkan dalam lingkungan laut dalam.
Setelah pengendapan laut mencapai maksimum, kemudian terjadi proses regresi yang mengendapkan sedimen klastik (formasi Keutapang, Seurula dan Julu Rayeuk) secara selaras diendapkan diatas Formasi Baong, kemudian secara tidak selaras diatasnya diendapkan Tufa Toba dan Alluvial.
Formasi ini didaerah Aru dibagi menjadi 3 satuan : a. Bagian bawah didominasi oleh lanau dan batulempung dengan sisipan batupasir dan batugamping b. Bagian tengah (MBS) didominasi oleh batupasir glaukonitan dan lempung dengan sisipan lanau serta lapisan tipis batugamping. Pada anggota inin dikenal beberapa lapisan batupasir yang telah terbukti mengandung hidrokarbon, yaitu Sembilan sand dan besitang river sand (BRS). c. Bagian atas didominasi oleh lanau dan lempung dengan sisipan batupasir dan lapisan tipis batugamping.
Stratigrafi regional Cekungan Sumatera Utara (gambar 2) dengan urutan dari tua ke muda adalah sebagai berikut : 1. Basement Pre-Tersier Terdiri dari dari batuan beku, batuan metamorf, karbonat dan dijumpai fosil Halobia yang berumur Trias terletak tidak selaras menyudut dibawah batuan sedimen diatasnya. 2. Formasi Parapat (Awal Oligosen) Terdiri dari batupasir kasar dan konglomeratan dibagian bawah seta diatasnya dijumpai sisipan serpih. Secara regional dibagian bawah diendapkan dalam lingkungan fluviatil dan bagian atas dalam lingkungan laut dangkal.
6. Formasi Keutapang (Akhir Miosen) Terdiri dari selang-seling antara batupasir berbutir halus – sedang, serpih, lempung dengan sisipan batugamping dan batubara. Dibagian Barat daerah Aru batupasirnya bertambah kearah atas, dibagian timur serpih lebih dominan. Formasi ini merupakan lapisan utama penghasil hidrokarbon dan merupakan awal terjadinya siklus regresi, diendapkan dalam lingkungan delta sampai laut dangkal.
3. Formasi Bampo (Akhir Oligosen) Terdiri dari serpih hitam tidak berlapis, berasosiasi dengan lapisan tipis batugamping dan batulempung karbonat, dimana formasi ini miskin fosil dan diendapkan dalam lingkungan reduksi. 4. Formasi Belumai (Awal Miosen)
7. Formasi Seurula (Awal Pliosen) Terdiri dari batupasir, serpih dan lempung. Dibandingkan dengan formasi Keutapang, formasi seurula berbutir lebih kasar, banyak ditemukan fragmen-fragmen moluska yang menunjukkan endapan laut dangkal atau neritik.
Dibagian timur cekungan ini berkembang formasi belumai yang identik dengan formasi Peutu yang berkembang pada bagian barat dan tengah. Formasi belumai terdiri dari batupasir Glaukonitan berselingan dengan serpih dan batugamping. Didaerah Arun, bagian atas formasi ini berkembang lapisan batugamping kalkarenit
8. Formasi Julu Rayeu (Akhir Pliosen)
3
Terdiri dari batupasir halus – kasar dan lempung, kadang-kadang mengandung mika dan fragmen molusca yang menunjukkan endapan laut dangkal – Neritik. 9. Volkanik Toba (Kwarter) Terdiri dari Tufa hasil aktivitas volkanik toba, menutupi secara tidak selaras diatas formasi seurula. 10. Endapan Aluvial Terdiri dari kerakal, Batulempung.
kerikil,
pasir
dan Gambar 4. Peta kontur struktur Zone-400 struktur Rantau. Stratigrafi daerah ini disusun berdasarkan datadata sumur yang tersedia. Formasi Baong merupakan formasi terdalam yang dicapai oleh sumur-sumur tersebut. Dengan berpedoman pada publikasi-publikasi terdahulu dan data-data yang tersedia, formasi-formasi yang di jumpai di daerah ini berturut-turut dari bawah adalah : - Formasi Baong - Formasi Kautapang - Formasi Seurula Berikut adalah pemerian masing-masing formasi :
Formasi Baong
Formasi ini tersusun oleh serpih abu-abu dan batu lempung yang bersifat gampingan dan banyak mengandung foraminifera kecil. Dengan ketebalan lebih dari 1300 m, Secara umum lingkungan pengendapan formasi ini merupakan lingkungan laut dalam. Di daerah ini indikasi hidrokarbon dari litologi Formasi Baong tidak di temukan.
Gambar 3. Startigrafi cekungan Sumatera Utara Geologi Lokal Struktur minyak Rantau merupakan Antiklin yang memanjang dengan bentuk pelana, dengan elongasi Barat Laut-Tenggara, dan dipotong oleh beberapa patahan normal yang berarah Timur Laut-Barat Daya, dengan “throw” rata-rata 10-35 m.( Gambar 4)
Formasi Keutapang
Formasi ini sebagai lapisan utama penghasil hidrokarbon dari struktur Rantau tersusun oleh perselingan batupasir dengan shale dan lempung berwarna abu-abu terang sampai gelap dengan beberapa siklus pengendapan bergradasi kasar kearah atas (“ Coarsening Up ward”) dapat dikenali dengan baik di dalam formasi ini. Dengan demikian bentuk umum kurva log yang sering di jumpai adalah bentuk-bentuk corong. Ada beberapa yang berbentuk lonceng atau 4
silinder tetapi hanya setempat-setempat.
berkembang
secara
yang tersedia khususnya log-log, data peta yang ada sudah tidak up to date lagi, maka perlu dilakukan pembaharuan data.
Berdasarkan variasi litologi dan bentuk-bentuk tipe log maka secara umum dapat ditafsirkan bahwa lapisan-lapisan batupasir tersebut adalah merupakan endapan-endapan estuarin sampai laut dangkal neritik yang berupa “tidal bar” dan “off shore bar” dengan selingan-selingan endapan “ distributary channel”.
Metode Kombinasi RST-C/O dengan CHFR dipilih dengan pertimbangan : - kombinasi ini saling melengkapi limitasi masing-masing peralatanan dimana logging C/O kurang efektif untuk reservoir dengan porositas rendah < 15 %, washout hole dan bekas perforasi. Disamping itu depth of investigasi kurang dalam, dibandingkan cased hole resistivity yaitu 10-18 inch. Sedangkan kelebihannya tidak terlalu dipengaruhi kompleksitas completion (jenis casing, double casing , scale dll (Gambar 9 & 10) - Logging RST-C/O mampu mendeteksi hidrokarbon berdasarkan kehadiran perbandingan karbon oksigen yang akan diperkuat dari pembacaan resistivity dari CHFR. -
Secara perlahan makin ke arah atas lingkungan pengendapan Formasi Keutapang semakin di pengaruhi oleh lingkungan fluviatil. Hal ini tampak jelas tercermin dari lapisan-lapisan batupasirnya yang relatif tebal, kasar, penyebaran tidak merata dan mengandung air tawar. Kondisi lapisan tersebut merupakan ciri pembatas secara gradasi dari bagian atas Formasi Keutapang ke bagian bawah Formasi Seurula.
Formasi Seurula
Di daerah penelitian Formasi Seurula berkembang sebagai batupasir tebal dengan beberapa sisipan serpih. Butir pasirnya relatif lebih kasar dari pada batupasir dari formasiformasi dibawahnya. Formasi ini diendapkan pada lingkungan fluviatil. Kandungan hidrokarbon yang komersial tidak ditemukan didalam formasi ini. Lingkungan pengendapan lapisan produktif secara umum adalah laut dangkal sampai deltaic yaitu distributary mouth bar.
40
.
35
C/O - Sigma
30 C/O- Sigma - CHFR
C/O -
25
20 15 CHF
10 5 0
Salinity
0 ∑w-22 Salinity = ----------- kppm 0 36
∑(cu)
100
50
40 60 Indicative only ! Oil/Water, Clean Formation
150
200
80
100
Gambar 8 Porosity Vs Salinitas CHFR + RST
Reservoir Reservoir struktur Rantau secara umum memiliki porositas berkisar 17-30%, permeabilitas 10 2000 mD dengan saturasi awal 17%–45%. Tekanan reservoir awal berkisar 300–1350 psia dan sekarang tinggal 120–800 psia. Temperatur rata-rata di kedalaman 800 m adalah 150ºF. Fluida minyak termasuk minyak ringan 45-50º API, factor volume formasi 1.2-1.4 m3/m3 dengan gas terlarut 540-800 scf/stb. Air formasi mempunyai salinitas bervariasi berkisar 500017000 ppm equivalent NaCl.
F o r m a t io n
C / O
S ig m a
CFRT
L o w p o ro sity < 1 5 p .u . M o d e r a te p o r o s ity & lo w s a lin ity M o d e r a te p o r o s ity & m o d e r a te s a lin ity P o ro s ity > 3 0 p .u . & h ig h s a lin ity (G u lf o f M e x ic o )
C e m e n t e ffe c t m a y b e im p o rta n t a t lo w R t
v a ria b le (flo o d ) V e ry L o w W a te r S a tu ra tio n
C o m p le tio n
R e m a rk s L im ita tio n o n m a x im u m m e a s u r a b le R t L im ita tio n o n m a x im u m m e a s u r a b le R t
L im ita tio n o n m a x im u m m e a s u r a b le R t
C /O
C a s in g C o lla rs T h r o u g h s m a ll tu b in g In s id e tu b in g H e a v y c a s in g D u a l c a s in g A llo y / C h r o m e c a s in g
S ig m a
CFRT
R e m a rk s M a y lo o s e d a ta o v e r 4 to 6 ft
. N o t a b o v e 4 0 lb m /ft E le c tr o d e s s c ra tc h in g m a y in d u c e c o rro s io n
F ib e r g la s s c a s in g
B o re h o le D r y m ic ro a n n u lu s G a s c u t c em e n t W a s h e d o u t h o le s F lo w in g w e lls F lu id c o n ta c ts in h o le N e a r w e llb o re e ffe c ts D e v ia te d w e lls A c id e ffe c t P e r fo ra tio n s L ith o lo g y S c a le
Pemilihan Metode Dan Kandidat Sumur Sehubungan dengan semakin sulitnya pencarian minyak bumi yang berhubungan dengan data
5
C /O
S ig m a
CFRT
R e m a rk s
C a s in g m u s t b e c le a n
Tabel 1.
Hal-hal yang diperlukan dalam pemilihan kandidat logging RST dan CHFR.
SW RST
Pemilihan kandidat sumur kunci (key well) berdasarkan oleh : seperti - Penggunaan data yang optimal posisi sumur, peta, korelasi dan sisa cadangan. - Mempertimbangkan factor mekanikal sumur seperti kondisi casing, semen dan sejarah sumur. - Sumur mempunyai beberapa lapisan yang diperkirakan masih mengandung hidrokarbon. - Menentukan skala prioritas dari beberapa sumur kandidat.
SW CHFR
Gambar 5. Hasil Analisa log Kombinasi Z-400 sumur P-75. Zone 420 Lapisan ini juga termasuk bypassed oil yang didapat dari CO log yang baru (2004), tapi hasil log casing resistivity yang di run bersamaan dengan logging C/O baru, menunjukkan sebaliknya atau SW > 80% . Hasil log C/O baru didapatkan FCOR = 0.06, dan SW=20% yang berarti masih bagus karena cut off FCOR lapisan minyak di struktur Rantau 0.04 – 0.045. Hal itu dibuktikan juga dari hasil perforasi zone 420 pada tahun 2005, didapatkan hasil minyak SB/OF = 240 BOPD.
Hasil secreening ditentukan sumur P-075 di blok C struktur rantau sebagai sumur kunci (key Well), karena tertelak disekitar puncak struktur untuk beberapa lapisan dan mempunyai mekanikal sumur yang tidak begitu sulit. Sumur P-075 mempunyai ukuran casing 51/2” J55, tidak ada scale, CBL bagus, moderate porosity (18 -30%), low salinity < 20.000, resistivity water bervariasi, disamping itu diperkirakan ada beberapa prospek lapisan yang menarik. Evaluasi Hasil evaluasi log C/O dengan log CHFR di sumur P-075 memperlihatkan masih terdapat beberapa lapisan yang masih cukup potensial yaitu lapisan Z-400, Z-420, Z-600 dan Z-490. Zone 400
Gambar 6. Hasil Analisa log Kombinasi Z-420 sumur P-75.
Lapisan ini termasuk salah satu baypased oil yang didapatkan dari logging cased hole, karena dari peta geologi terlihat sudah diapit oleh sumur lain yang menghasilkan air, baik di up struktur maupun down struktur. Hasil logging C/O dan casing resistivity yang baru (2004), didapatkan hasil FCOR = 0.08, SWCO= 20% dan SWCHFR= 50%, masih memberikan adanya akumulasi hidrokarbon yang cukup menarik. Hasil perforasi membuktikan kebenaran evaluasi ini dengan hasil minyak dengan kadar air nol, dan produksi awal SA/OF =1500 BOPD, setelah di bean down SA/08= 504 BOPD.
Sedangkan analisa casing resistivity log, saturasi air yang dihasilkan berasal dari perhitungan formasi bersih (archi equation), padahal lapisan ini termasuk shally sand GR sand = 70-80 GAPI. Hasil log casing resistivity sebenarnya juga tidak mencerminkan sebagai depletion zone, karena Rt CH > Rt OH, yaitu Rt CH = 6.5 ohm-m, sedangkan Rt OH = 2.5 ohm-m, yang berarti belum ada pengurasan minyak yang terjadi pada zone ini, sehingga depleted. Setelah dilakukan perhitungan sendiri dengan rumus Indonesia equation dan menggunakan data salinitas yang
6
didapat dari sumur sekitar pada zone 420 yaitu 8900 ppm, didapat hasil SW=38% sehingga hampir sama dengan hasil logging C/O. Zone 490 Hasil C/O baru dan casing resistivity menunjukkan hasil yang saling mendukung, disamping itu hasil perforasi juga memperkuat, walaupun hasilnya minyak dengan influx kecil, tapi all oil dan langsung ditutup pada tahun 1984. Saturasi air yang didapat dari C/O log yang baru 40%. Sedangkan SWCHFR didapatkan hasil 50% yang berarti cukup meyakinkan bahwa masih ada remaining oil di lapisan ini (Gambar 7). Gambar 8. Hasil Analisa log Kombinasi Z-600 sumur P-75 Hasil evaluasi pergerakan BMA di peta geologi Z600, didapatkan BMA masih di kedalaman – 570 mbpl, posisi sumur di –540 mbpl. Jadi kemungkinan hal itu disebabkan karena damaged zone pada waktu pengeboran, sehingga disekitar wellbore hasil pembacaan C/O didapatkan hasil jelek. Analisanya disebabkan investigasi yang dangkal dari log C/O yaitu 6-10 inch, sedangkan casing resistivity, yang mempunyai depth investigasi 10-18 ft melihat masih ada minyak di daerah uninvaded zone. Tapi zone ini belum dibuktikan, untuk mendukung analisa ini, karena sumur masih berproduksi. Rencananya lapisan ini akan diperforasi dengan peluru yang mempunyai penetrasi dalam, untuk menghindari daerah invaded zone yang diperkirakan damaged.
Gambar 7. Hasil Analisa log Kombinasi Z-490 sumur P-75. Zone 600 Zone 600 merupakan lapisan yang cukup tebal ± 15 m, porositas 20 – 25%, Hasil logging bertolak belakang antara C/O log dengan casing resistivity, dimana hasil C/O log menunjukkan lapisan ini sebagai wet zone (FCOR =0.025 dan SW>85%). Hasil C/O log yang lama pada kedalaman 550 m didapatkan SW=50% dan diblok ini sejak dirun logging C/O tahun 1984 sampai 2004 tidak ada sumur yang berproduksi dari lapisan ini, sehingga seharusnya, tidak ada perubahan saturasi air. Sedangkan hasil logging casing resistivity didapatkan SW=20%.
7
Reaktivasi Shallow Zone
BOPD), dimana kemudian sumur R-139 ini mengalami problem mekanis dan kepasiran berat. Pekerjaan dilapisan Z-420 dilakukan di sumur P-75 sebagai sumur kunci pertama untuk pembuktian kandungan Minyak dan berhasil mengalirkan Minyak sebesar 242 BOPD, sedang sumur lainnya yang menghasilkan minyak adalah sumur R-82 tetapi mengalami problem mekanis dan kepasiran dan ditinggalkan sementara (Tabel 3)
Dari hasil analisa tersebut diatas dan dengan mempertimbangkan kondisi sumur yang ada distruktur Rantau yang umumnya telah dibuka sampai lapisan atas (Z-290 s/ Z-C1) maka untuk tahap awal diputuskan untuk melakukan reaktivasi dengan membuka lapisan shallow Zone yaitu Z-400 yang kemudian diikuti dengan lapisan Z-430 dan Z-420.
HASIL PEKERJAAN SHALLOW ZONE TAHUN 2005
Diawali dengan pembukaan lapisan Z-400 di sumur P-75 pada bulan agustus 2004 yang merupakan sumur pertama dalam reaktivasi sumur-sumur Shallow Zone berhasil menghasilkan Minyak sebesar 1500 BOPD secara sembur alam open flow. Kesuksesan pekerjaan ini selanjutnya ditindak lanjuti dengan melaksanakan pekerjaan pada 7 sumur lainnya diblok C dan D sampai akhir 2004, dimana 3 sumur berhasil menghasilkan minyak dari lapisan Z-400 dan Z-430, 3 sumur mengalami problem mekanis dan 1 sumur menghasilkan air. Dalam Pekerjaan lanjutan ini sumur P-363 sebagai sumur Kunci pertama untuk pembuktian kandungan minyak di lapisan Z-430 berhasil mengalirkan Minyak sebesar 887 BOPD minyak secara sembur Alam (Table 2)
SUMUR
SUMUR
PEKERJAAN
BLOK
ZONE
P-75
PENELITIAN
C
Z-400
P-120
PENELITIAN
C
P-332
PENELITIAN
D
Z-400 Z-420 Z-400
R-142
KUPL
C
Z-400
P-363
KUPL
C
14
Z-430
887
195
14
6
MECHANICAL PROBLEM
KUPL
D
Z-400
R-129
KUPL
C
Z-400
MECHANICAL PROBLEM
P-370
REPARASI
C
Z-400
MECHANICAL PROBLEM
PRODUKSI PRODUKSI AWAL SEKARANG
P-129
KUPL
C
Z-400
P-364 R-139
KUPL REPARASI
D B
Z-400 Z-430
P-365
REPARASI
E
Z-400
P-290
REPARASI
D
Z-400
KETERANGAN
BOPD MECHANICAL PROBLEM
838 475
118 AIR ASIN (-370.8 m) MECHANICAL PROBLEM
428
242
PRODUKSI GAS
P-373
PENELITIAN
C
Z-400
MECHANICAL PROBLEM
R-132
REPARASI
C
Z-400
MECHANICAL PROBLEM
P-214
REPARASI
C
Z-400
R-134
REPARASI
C
Z-440 Z-430
P-285
REPARASI
D
Z-400
P-98
KUPL
D
Z-400
P-75
KUPL
C
Z-420
P-12
PENELITIAN
C
Z-420
P-279
KUPL
C
Z-400
P-244
KUPL
C
Z-430
R-82
REPARASI
B
Z-420
PENGAMATAN ADA MINYAK
P-165
KUPL
D
Z-400
AIR ASIN
AIR ASIN (-406.6 m) 12.5
DITUTUP KA TINGGI AIR ASIN (-385.7 M) AIR ASIN (-380.6 m) GAS TIDAK PRODUKSI
242
86 AIR ASIN (-380.1 m) AIR ASIN (-368.6m)
652
Dari seluruh hasil pekerjaan dishallow zone mulai agustus 2004 sampai dengan Juli 2005 telah dilakukan pekerjaan kerja ulang sebanyak 25 sumur dengan hasil 12 sumur (48%) menghasilkan hidrokarbon, 6 sumur (24%) mengalami problem mekanis dan 7 sumur (28%) menghasilkan air (Gambar 9)
KETERANGAN
P-41
ZONE
Tabel 3 Hasil pekerjaan Shallow Zone Tahun 2005.
AIR ASIN (-370.8 m) AIR ASIN (-388.7) 46.5
BLOK
BOPD
HASIL PEKERJAAN SHALLOW ZONE TAHUN 2004 PRODUKSI PRODUKSI AWAL SEKARANG BOPD BOPD 1500 20
PEKERJAAN
SUMUR
Tabel 2 Hasil pekerjaan Shallow Zone tahun 2004 Kemudian pada tahun 2005 sampai dengan 31 juli 2005 dilakukan pekerjaan pembukaan lapisan Z-400, Z-420 dan Z-430 pada 17 sumur lainnya dimana 8 sumur menghasilkan hidrokarbon, 3 sumur mengalami mechanical problem dan 6 sumur menghasilkan air. Dari Pekerjaan reaktivasi lapisan Z-400 berhasil dihasilkan hidrokarbon dari sumur P-364 (838 BOPD), P-290 (428 BOPD). Sedangkan dari Lapisan Z-430 berhasil mengalirkan minyak dari sumur P-244 (652 BOPD) dan sumur R-139 (475
10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Minyak
Gambar 9.
Gas
Air
Problem Mekanis
Distribusi hasil pekerjaan Reaktivasi struktur Rantau.
Setelah dilakukan evaluasi terhadap hasil pekerjaan dengan mempelajari sejarah produksi masing-masing blok ataupun kompartemen, 8
sumur-sumur yang menghasilkan air umumnya sudah berada dibawah BMA sekarang dari masing-masing blok. (Gambar 10)
walaupun sumur yang berhasil menghasilkan hidrokarbon hanya 48 % tetapi mampu memberikan hasil yang optimal baik dari penambahan produksi maupun keuntungan bagi perusahaan. Kesimpulan -
Gambar 10. Peta Kontur struktur dan BMA sekarang Lapisan Z-430 struktur Rantau.
-
Hasil reaktivasi shallow zone ini mampu meningkatkan produksi minyak struktur rantau dari rata-rata sebesar 868 BOPD menjadi 1452 BOPD atau terdapat kenaikan produksi sebesar 67 % (Gambar 11 )
-
-
PERFORMANCE PRODUKSI MINYAK STRUKTUR RANTAU TAHUN 2004 - 2005 100
2,500
90 2,000
Kombinasi logging RST C/O cukup efektif untuk mengidentifikasi minyak yang tersisa didalam reservoir Penentuan sumur kunci memegang peranan penting suksesnya pekerjaan logging kombinasi. Reaktivasi Shallow Zone mampu meningkatkan produksi struktur rantau sebesar 67 %. Posisi BMA semarang dari masing-masing blok atau kompartemen berbeda-beda. Pekerjaan reaktivasi ditinjau dari factor keekonomian mampu memberikan indikator keekonomian yang positif dan menguntungkan bagi perusahaan. Perlu penambahan beberapa sumur kunci untuk pekerjaan logging kombinasi guna mengidentifikasi hidrokarbon yang tersisa dan penentuan BMA dari masing-masing blok atau kompartemen dengan lebih akurat.
80
Ucapan Terima Kasih
BOPD
60 50
1,000
40
Kadar air (%)
70 1,500
Dengan selesainya makalah ini, maka kami mengucapkan terima kasih yang sebesarbesarnya kepada GM Pertamina DOH NADSUMBAGUT yang telah memberikan kesempatan kepada kami untuk mempresentasikan makalah ini.
30 500
20 10
Existing
Shallow Zone
1-Jul-05
1-Jun-05
1-Apr-05
1-May-05
1-Mar-05
1-Jan-05
1-Feb-05
1-Dec-04
1-Oct-04
1-Nov-04
1-Sep-04
1-Jul-04
1-Aug-04
1-Jun-04
1-Apr-04
1-May-04
1-Mar-04
1-Jan-04
1-Feb-04
0
Kadar air
Gambar 11 Performance produksi Minyak struktur Rantau Tahun 2004 – 2005.
Daftar Pustaka BATM Universitas Trisakti, 2002, Study terpadu Geologi dan Geofisika untuk Pemodelan struktur Rantau.
Dari hasil reaktivasi shallow zone struktur rantau mulai 3 Agustus 2004 sampai dengan 31 Juli 2005 telah dihasilkan Minyak sebesar 205.141 Bbls atau setara dengan US $ 8.205.654 pada harga Minyak US $ 40/Bbls. Dengan total biaya yang dikeluarkan untuk pekerjaan reaktivasi sebesar US $ 2.850.293, biaya produksi US $ 10.55 / bbl, maka dalam 1 tahun diperoleh indikator keekonomian yang sangat menarik yaitu NPV sebesar US $ 834.290, IRR sebesar 44.78 %, PI sebesar 1.29 dan POT selama 0.69 tahun. Hasil ini memperlihatkan bahwa
Culver, R. B., Hopkins, E. C., and Youmans, A. H., 1973, Carbon-Oxygen (C/O) Logging Instrument, SPE paper4640 presented at the SPE-AIME 48th Annual Fall meeting, Las Vegas, Nevada
9
Hemingway, Evaluation, RSTpro
James, 1992, SPC Formation Enhanced C/O Processing for
RE. Plasek RE, et.al, 1995, Bordon, Schlumberger Wireline and MG.Portal, 1995”Improved Pulsed Neutron Capture Logging With Slim Carbon –Oxygen Tools: Methodology”
Lock, G. A., and Hoyer, W. A, 1974, CarbonOxygen (C/O) Log: Use and Interpretation,” J. Pet. Tech., 1044-1054
Schlumberger, 1992, RST Reservoir Saturation Tool, Brochure Wireline & Testing.
Mas, Cholid, 1997, Meningkatkan produksi minyak pada lapangan tua dengan Reservoir saturation Tool, Proc. Forum Diskusi Teknologi Hulu Migas, IATMI Sumbagut.
Suhartanto, Ibnu. Dkk, 2005, Evaluasi Penggunaan Logging Cased Holed Resistivity dan C/O Untuk mencari by Passed oil di struktur mature, Workshop Jastek Pertamina, Semarang.
10
