IATMI 2005-12 PROSIDING, Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2005 Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, 16-18 November 2005.
UPAYA PENCARIAN SISA-SISA MINYAK MELALUI PENGAKTIFAN Z-900 BLOK TIMUR STRUKTUR GEBANG Rizal Risnul Wathan; PT. PERTAMINA (Persero) DOH NAD-SUMBAGUT Indra Shahab; PT. PERTAMINA (Persero) DOH NAD-SUMBAGUT Achmad Syarif; PT. PERTAMINA (Persero) DOH NAD-SUMBAGUT Abstrak
Pendahuluan
Struktur Migas Gebang yang terletak + 80 km sebelah baratlaut kota Medan mulai berproduksi tahun 1936 melalui sumur GBG-01 yang dibor oleh BPM dan saat ini memiliki 59 sumur. Struktur Gebang awalnya merupakan struktur penghasil Minyak dan selanjutnya berubah menjadi struktur utama penghasil Gas. Struktur Gebang telah mencapai puncak produksi Minyak sebesar 4471 BOPD pada tahun 1979 dan Gas sebesar 38 MMSCFD pada tahun 2004. Sebelum dilakukan pembukaan kembali Z-900 hanya menghasilkan minyak rata-rata sebesar 125 BOPD pada tahun 2005.
Struktur Migas Gebang yang terletak + 80 km sebelah baratlaut kota Medan dan secara administratif termasuk kedalam Kabupaten Langkat Propinsi Sumatera Utara (Gambar 1) PETA
M A L A SY U M A T
LANGS
RANTAU
RANTA K.SIMPAN
K.S.TIMUR S. JAYA
K.S.BARAT B.TIRAM
PRAPEN
K.DALAM
D.I. Suma Aceh tra Utara
S.BULUH
U
PULAU
T.ARU P. T. BARAT
ARUBAY P. SUSU
TUNGKAM BESITANG
STRUKTUR
P. T. TIMUR P. BRANDAN SECURAI
Pencarian sisa Minyak di struktur Migas Gebang dilakukan dengan pengkajian ulang log dan sejarah produksi sumur. Dari hasil tersebut ditemukan adanya akumulasi minyak di Zone 900 blok Timur dan berhasil dibuktikan dengan pembukaan Z-900 di sumur GBG-53 yang mendapatkan Minyak sebesar 400 BOPD dan Gas sebesar 0.6 MMSCFD. Hasil ini berhasil menaikkan produksi Minyak di Struktur Gebang dari produksi awal 125 BOPD menjadi rata-rata 500 BOPD atau kenaikan sebesar 300 % dari produksi awal.
GEBANG
TELAGA SAID TELAGA DARAT
BASILAM
PANTAI PAKAM TIMUR
WAMPU
MEDA
BATU MANDI
DISKI POLONIA Keterangan Produksi Tidak Produksi TAC Batas Propinsi
Skala 1 : 80.000
PETA WILAYAH KERJA
PERTAMINA DAERAH OPERASI HULU NAD-SUMBAGUT
Gambar 1. Peta wilayah kerja Pertamina DOH NAD Sumbagut.
Lapisan Z-900 struktur Gebang ini mempunyai karakter yang unik, dimana di blok Timur merupakan Oil Sand Bearing sedangkan di blok Barat merupakan Gas sand bearing, hal ini menunjukkan adanya minimal 2 sand yang berbeda.
Struktur Gebang yang merupakan salah satu struktur penghasil Minyak dan Gas Utama dari PT. PERTAMINA (Persero) NAD-Sumbagut mulai berproduksi tahun 1936 melalui sumur GBG-01 yang dibor oleh BPM dan saat ini memiliki 59 sumur. Struktur Gebang awalnya merupakan struktur penghasil Minyak dan selanjutnya berubah menjadi struktur utama penghasil Gas.
Pengaktifan Z-900 sejak 2 Juni 2005 sampai dengan 31 September 2005 telah menghasilkan Minyak sebesar 48.555 BBLS dan Gas sebesar : 70.5 MMSCF atau setara dengan US $ 2.126.853 pada harga minyak US $ 40 / Bbls dan gas US $ 2.62 / Mscf.
Struktur Gebang memiliki jumlah lapisan penghasil hidrokarbon sebanyak 16 lapisan dari batupasir formasi Keutapang yang sebagian 1
besar lapisan penghasil Gas. Sisa Cadangan Minyak struktur Gebang sudah mengecil seiring dengan sudah terkurasnya cadangan Minyak.
berubah menjadi tenang ditandai dengan adanya endapan napal yang kaya akan fosil foraminifora planktonik dari formasi Peutu.
Struktur Gebang telah mencapai puncak produksi Minyak sebesar 4471 BOPD pada tahun 1979 dan Gas sebesar 38 MMSCFD pada tahun 2004. Sebelum dilakukan pembukaan kembali Z900 hanya menghasilkan minyak rata-rata sebesar 125 BOPD pada tahun 2005.
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. A S A M E
LANGSA RTU-
L O K O P K U T A C A N
Lapisan batupasir Z-900 blok timur mulai memproduksikan Minyak tahun 1981 melalui sumur GBG-50 dan sejak tahun Pebruari 2001 telah stop produksi akibat naiknya kadar air.
101
Muk
1 RT-
Rantau Str.
2
KS
Serang
K.Simpang Perape BT SLP-
RANTAU
SRKuala KLDSRGSBU-
SungaiPT
AB PLW-
Pulau
Kondisi Geologi
J-OR-O-
AR P. PSL-
ASUS-
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
-
Susu-
Sunga
Geologi Regional
98 F A U L
KSB-
Meda
T A N J U N G P U R
SCGSecura PBR-
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.
SAL-
Telaga TST-
A Telaga
DRUB TAP-
AR LANGKAT -
Basilam -
S U M A T E R A F A U L
Tektonik yang terjadi pada akhir Tersier menghasilkan bentuk cekungan bulat memanjang dan berarah barat laut – tenggara. Proses sedimentasi yang terjadi selama Tersier secara umum dimulai dengan trangressi, kemudian disusul dengan regresi dan diikuti gerakan tektonik pada akhir Tersier.
Pantai Pakam PPA-
TPSPPA3
1 Batu
Wamp
2
MEDAN BMSDisk Poloni
Gambar 2. Pola Tektonik Cekungan sumatera Utara.
Pola struktur cekungan sumatera utara terlihat adanya perlipatan-perlipatan dan pergeseranpergeseran yang berarah lebih kurang lebih barat laut – tenggara (Gambar 2)
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.
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.
Stratigrafi regional Cekungan Sumatera Utara (gambar 3) 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
Transgressi mencapai puncaknya pada Miosen Bawah, kemudian berhenti dan lingkungan 2
selaras menyudut dibawah batuan sedimen diatasnya.
c.
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.
Bagian atas didominasi oleh lanau dan lempung dengan sisipan batupasir dan lapisan tipis batugamping.
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.
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.
4. Formasi Belumai (Awal Miosen) 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 dan kalsilutit dengan selingan serpih. Formasi ini diendapkan dalam lingkungan laut dangkal sampai neritik.
8. Formasi Julu Rayeu (Akhir Pliosen) 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.
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.
10. Endapan Aluvial Terdiri dari kerakal, Batulempung.
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). 3
kerikil,
pasir
dan
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 Baong ditembus oleh 4 sumur yaitu sumur GBG-09, GBD-01, PSP-01 dan PSP-02 dapat dibedakan menjadi 3 bagian yaitu : - F. Baong bagian atas Mempunyai ketebalan + 375 m dengan litologi yang didominasi oleh serpih dengan sisipan tipis batupasir dan batulanau. Batupasir, berwarna abu-abu, sangat halus – halus, terpilah baik, menyudut – membulat, mengadung kuarsa, mika, karbonat dan glaukonit
Gambar 3. Startigrafi cekungan Sumatera Utara Geologi Lokal
- F. Baong bagian tengah Dengan ketebalan + 485 m, dengan litologi yang tersusun oleh shale dengan sisipan batupasir (MBS), batupasir sembilan (Sembilan sandstone), sedikit batugamping dan batulanau. Batupasir, Berwarna agak keabu-abuan, sangat halus - halus, menyudut – membulat, rapuh – agak keras, gradded bedding, paralel laminasi, laminasi bergelombang, convolute, lenticular, mengandung kuarsa, mika dan glaukonit. Dari hasil coring di sumur PSP-01 pada kedalaman 1801.50 – 1811.2 m dan 1812,20 – 1821.90 m memperlihatkan indikasi hidrokarbon weak
Struktur Gebang merupakan Antiklin yang sederhana berukuran 6 x 2 Km2 dengan sumbu lipatan berarah Barat – Timur dengan 2 kulminasi dibagian barat dan timur dan lembah yang dangkal disekitar sumur GBG-41. Kemiringan lereng sangat landai 2 – 4o, dan dipotong oleh patahan normal yang berarah Baratdaya –Tenggara sekaligus membagi struktur ini menjadi 2 blok yaitu Blok Timur dan Blok Barat (Gambar 4).
Perkiraan BMA sekarang – 915 m (ref
GBG-42 GBG-44
– strong smell, white – pale yellow – orange fluor, slow – fast cut, little milky – milky – little tea cut.
Perkiraan Minyak kebawah Awal sekarang – 917 m (Ref. GBG-50)
GBG-X2 GBG-X1
GBG-32
- F. Baong bagian Bawah dengan ketebalan > 106 m tersusun oleh shale dengan sedikit sisipan batupasir Gebang (Gebang Sand) dan batulanau. Batupasir berwarna agak keabu-abuan – coklat, sangat halus - sedang, menyudut – membulat, rapuh - keras, gradded bedding, masif, paralel laminasi, laminasi bergelombang, mengandung kuarsa, glaukonit dan karbonatan, dari hasil coring sumur PSP-01 selang kedalaman 2281,72 – 2290,90 m memperlihatkan indikasi
GBG-41 GBG-50ST
GBG-26 Perkiraan BGA sekarang ANOMALI SAND WATER – 922 m (Ref. GBG-44) BEARING
GBG-50Perkiraan BMA Awal sekarang – 923 m (Ref. GBG-50)
Perkiraan BGA AWAL – 926 m (Ref. GBG-11)
Gambar 4. Peta kontur struktur Zone-900 struktur Gebang. Stratigrafi daerah ini disusun berdasarkan datadata sumur yang tersedia. Formasi Baong merupakan formasi terdalam yang dicapai oleh
hidrokarbon dengan strong smell, milky white – pale green cut. 4
Formasi Keutapang
dan mulai tahun 1981 diproduksikan sebagai lapisan penghasil Gas melalui sumur GBG-43 di blok Barat dan hingga saat ini menyumbangkan kontribusi yang cukup besar sebagai lapisan penghasil gas selain lapisan batupasir Z-1030B dan Z-860. Sedangkan produksi Minyak diblok Timur baru dikuras oleh 1 sumur yaitu sumur GBG-50 secara kumulatif telah menguras minyak sebesar 168.203 bbls dan Gas : 519 MMSCF selama umur produksi 8.5 tahun (Gambar 5).
Formasi ini sebagai lapisan utama penghasil hidrokarbon dari struktur Gebang tersusun oleh perselingan batupasir dengan shale dan lempung berwarna abu-abu. Formasi ini mempunyai ketebalan + 950 m dengan litologi batu pasir berselingan dengan batulanau, clay dan shale/serpih. Pada umumnya batupasir berwarna agak keabua-abuan sampai abu-abu, berbutir sangat halus – sedang, terpilah baik, menyudut membulat, Rapuh – agak keras, sebagian loose sand, mengandung mineral kuarsa, kalsit, mika, pyrit, black mineral, glaukonit, dan foraminifera, sebagian karbonatan.
0.00
l-9
0
6 l-9
l-0 Ju
Ju
Ju
Ju
4
5
l-9
l-9 Ju
Ju
3 l-9 Ju
Kadar Air
Ju
0
1
l-9
l-9 Ju
l-9
Minyak
Ju
9 l-8
Ju
6 l-8
l-8 Ju
Ju
Ju
Ju
3
4
l-8
l-8
l-8 Ju
Ju
2
1 l-8
l-8 Ju
Ju
Formasi Seurula
MMSCFD
0
9
0.01
l-9 8
1
Lingkungan pengendapan formasi keutapang secara umum adalah laut dangkal sampai deltaic yaitu distributary mouth bar
l-9 7
0.10
2
10
8
1.00
l-8 7
100
5
10.00
Ju
BOPD %
PERFORMANCE PRODUKSI Z-900 SUMUR GBG-50 STRUKTUR GEBANG 1000
Gas
Gambar 5 Performance produksi Lapisan Z-900 Sumur GBG-50.
Formasi ini mempunyai ketebalan + 395 m dengan litologi batu pasir berselingan dengan batulanau, clay dan sedikit shale/serpih. Batupasir, berwarna abu-abu, berbutir sangat halus – halus, terpilah sedang, menyudut membulat, rapuh – agak keras, mengandung mineral kuarsa, pyrit, black mineral, mika, glaukonit dan foraminifera.
Sisa Cadangan Minyak diblok Timur terdapat 2 versi yaitu menurut Lemigas (2001) masih terdapat 654 MSTB, sedangkan hasil perhitungan DOH NAD-Sumbagut (2005) masih sebesar 363 MSTB. Perbedaan ini disebabkan oleh perbedaan porositas, net pay dan recovery faktor yang dipakai.
Lapisan Batupasir Z-900
Pembahasan
Lapisan ini secara litologi tersusun oleh batupasir berwarna abu-abu terang, dengan ketebalan 1 – 14 m disebelah barat dan 0.5 – 3 m di blok Timur dengan porositas rata-rata berkisar antara 18 – 26 %.
Seiring dengan semakin menurunnya produksi Minyak PT. PERTAMINA (Persero) DOH NADSumbagut, maka dilakukan pemelajaran ulang terhadap lapisan-lapisan yang ada dibeberapa struktur, salah satunya adalah struktur Gebang.
Lapisan batupasir Z-900 dari tipikal log mencirikan log yang berbentuk corong yang mencerminkan lingkungan pengendapan delta marine fringe.
Metode yang dilakukan untuk struktur Gebang adalah dengan pemelajaran ulang karaketristik reservoir, tipikal log, Korelasi sumur maupun sejarah produksi sumur dari lapisan-lapisan penghasil minyak.
Yang khas dari batupasir Z-900 ini adalah dibagian barat yang secara struktural lebih downdip terisi oleh gas (gas sand bearing) sedangkan dibagian timur yang lebih updip terisi oleh Minyak (Oil sand bearing). Antara kedua blok terpisahkan oleh shale out yang bertindak sebagai pembatas antara kedua blok ini.
Dari hasil pemelajaran ulang karakteristik reservoir dan sejarah produksi sumur, lapisanlapisan penghasil minyak distruktur gebang seperti lapisan batupasir Z-1000A, Z-1000B dan Z-1030A sudah depleted dengan kadar air yang tinggi. Sedangkan Lapisan Z-900 Blok Timur baru dikuras oleh 1 sumur dan diperkirakan
Lapisan batupasir ini terbukti mengandung gas dari hasil uji sumur GBG-11 pada tahun 1977 5
memiliki sisa cadangan yang masih cukup untuk dikuras oleh sumur lainnya mengingat sumur GBG-50 yang pernah memproduksikan minyak menempati posisi down dip sehingga belum menguras bagian up dip lapisan batupasir Z-900.
GBG-53 dan GBG-50 mempunyai perbedaan ketinggian sebesar 30 m (gambar 7). GBG52
GBG53
m 0
GBG-50ST
500
SPLOG
RESISTIVITY
DEPTH
GR (gAPI) m
0.0
POROSITY
ILD (ohm.m) 150.0
0.2
20.0
0.2
SP (mV) -80.0
1000
SPLOG
ZONE
RHOB (g/cm3) 200.01.7
ILM (ohm.m)
DEPTH
RESISTIVITY
SP (mV) 2.7
-80.0
0.0
0.0
NPHI (m3/m3) 200.00.6
DENSITY
LLD (ohm.m) 20.0
0.2
200.0
0.2
GR (gAPI)
ZONE
GBG50
GBD01
1500
DEPTH
2000
ZONE
SPLOG
NPHI (m3/m3)
DEPTH
RESISTIVITY
2500
0.0
-80.0
2.7
0.0
RHOB (g/cm3)
SPLOG
DEPTH
RESISTIVITY
GR (gAPI)
ILD (ohm.m)
20.0 GR (gAPI)
200.01.7
0.2
160.0
m
3000
ZONE
SP (mV)
200.00.6 LLS (ohm.m)
0.0 -80.0
DENSITY
ILD (ohm.m) 150.0
0.2
20.0
0.2
SP.WELLEDIT (mV)
200.0
ZONE
NPHI (m3/m3) 200.00.6
ILM (ohm.m)
m
0.0 RHOB (g/cm3)
200.01.7
2.7
930
Z-860A1
Z-800 -850
-850
Z-800bot Z-860A1
Z-860A1bot
Z-860A2 940
Z-860A1bot
-860
Dari hasil pemelajaran ulang log dan korelasi antar sumur, sumur GBG-53 dan GBG-52 memiliki karakter log yang mirip dengan GBG-50. Sumur GBG-53 dipilih sebagai kandidat utama untuk membuka lapisan Z-900 dengan pertimbangan sumur ini mempunyai lapisan batupasir yang lebih bersih dan lebih tebal dibandingkan sumur GBG-52 dan sumur GBG-52 masih memproduksikan Gas dari lapisan batupasir Z-1030B.
Z-800 Z-860B1
Z-860B1
Z-860B1bot
Z-860B2
Z-900
970 Z-860B2bot
880
-880
Z-900bot
Z-860A1 Z-900 980
Z-900bot
-890
-890
Z-910 Z-860A1bot Z-860A2
Z-910bot
KOLOM MINYAK 35 m 990
Z-910
Z-910bot -900
-900
Z-860A2bot 1000
Z-860B1
Z-860A1
Z-860B1bot Z-860B2
920
Z-860B2bot
-910
Z-860A1bot
1010
920
Perkiraan BMA sekarang -915 m
-910
Z-860A2
Z-900
920 Z-900bot
Z-900 Z-900bot
1020
Perkiraan ODT Awal -917 m
-920
920
-920
Z-860A2bot
Z-860B1 Z-860B1bot
Z-910
Z-860B2
1030
Z-860B2bot
-930
-930
Z-910bot
1040
Z-900 Z-900bot -940
-940
1050
Z-910 Z-910bot
-950
-950
Gambar 7
Korelasi antar sumur lapisan Z-900 struktur Gebang. Dari hasil pemelajaran ulang karakter reservoir, sejarah produksi lapisan, tipikal log dan korelasi antar sumur, maka pada akhir Mei 2005 diputuskan untuk dilakukan pembukaan lapisan ini di sumur GBG-53 pada selang 979 – 980 m dengan hasil uji produksi pada jepitan ¼” memproduksikan Minyak sebesar 614 BOPD dan Gas 0.3 MMSCFD. Saat ini sumur diproduksikan dengan produksi rata-rata 400 BOPD. Hasil ini sekaligus menaikkan produksi minyak struktur Gebang dari rata-rata sekitar 500 BOPD atau terdapat kenaikan produksi sebesar 300 % dari produksi awal (Gambar 8 dan Gambar 9).
1. PHIE (Dec)
1.
880
Z-860B2bot
VWCL (Dec) 0.
-870
960
-880
GBG-53 GR (GAPI) LLD (OHMM) NPHI (V/V) SW (Dec) PHIT (Dec) 200. 0.2 200. 0.6 0. 1. 0. 0.5 0. SP (MV) LLS (OHMM) RHOB (G/C3) PHIE (Dec) -80. 20. 0.2 200. 1.7 2.7 0.5 0. CALI (IN) MSFL (OHMM) DT (US/F) BVWSXO (Dec) 6. 16. 0.2 200. 140. 40. 0.5 0. PEF (B/E) BVW (Dec) 0. 20. 0.5 0. PHISECU (dec) -0.1 0.4
880
Z-860B2 880
16/08/2005 16:01:16 0.
Z-800bot
Z-860A2bot
Z-860B1bot
-870
Lapisan batupasir Z-900 disumur GBG-53 mempunyai ketebalan 3.2 m, dengan harga resistivity 5 ohm dan log density neutron yang saling memotong dan dari hasil perhitungan SW dengan perhitungan Dual Water didapatkan Harga SW sebesar 20 – 40 %. Hasil ini cukup dilematis, apakah isi dari lapisan batupasir ini? Gas ataukah Minyak? Mengingat harga SW yang rendah (Gambar 6).
DEPTH M
-860
Z-860A2 950
Z-860A2bot
0. VClay (dec)
Gas
0. 1. VSand (dec) 0. 1. VLime (dec) 0. 1. VDol (dec) 0. 1.
Oil
Clay
Movable Hyd
Porosity
Water
Sandstone
PERFORMANCE PRODUKSI Z-900 SUMUR GBG-53 S/D 30 SEPTEMBER 2005 700
0.7
600
0.6
500
*OIL
*WATER
0.5
*GAS
0.4
300
0.3
200
0.2
100
0.1
Bbl/d
Dolomite
1:500
400
Mmscf/d
Limestone
Z.860A1
Z.860B1
-0 5 -S ep 30
15
-S ep
-0 5
-0 5 -A ug 31
16
-A ug
-0 5
5 1Au g0
Ju l-0 5 17 -
l-0 5 2Ju
Gambar 8 Performance produksi Lapisan Z-900 Sumur GBG-53
Z.860B2
975 Z.900
Gambar 6
17 -
2Ju n0
2
0 Ju n05
0 5
950
Tipe Log dan hasil Perhitungan SW sumur GBG-53
Dari hasil Korelasi antar sumur GBG-52, GBG-53, GBG-50 Dan GBD-01, terlihat antara sumur 6
4. Lapisan Batupasir Z-900 Blok Timur struktur Gebang masih terbuka untuk penambahan titik serap baru dengan menambah 1 titik bor lagi.
PERFORMANCE PRODUKSI STRUKTUR GEBANG 1 JANUARI 1978 - 30 SEPTEMBER 2005 700
45 40
600 35 500 30
300
20
Ucapan Terima Kasih
MMSCFD
25
BPD
400
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.
15 200 10 100 5 -
De c9 Ap 6 r-9 Au 7 g9 D 7 ec -9 Ap 7 r-9 Au 8 g9 D 8 ec -9 Ap 8 r-9 Au 9 g9 D 9 ec -9 Ap 9 r-0 Au 0 g0 D 0 ec -0 Ap 0 r-0 Au 1 g0 D 1 ec -0 Ap 1 r-0 Au 2 g0 D 2 ec -0 Ap 2 r-0 Au 3 g0 D 3 ec -0 Ap 3 r-0 Au 4 g0 D 4 ec -0 Ap 4 r-0 Au 5 g05
-
MINYAK
Gambar Gebang.
KADAR AIR
GAS
9 Performance produksi struktur
Daftar Pustaka Lemigas, 2001, studi evaluasi cadangan dan kemampuan pasok gas struktur Gebang Asset II Pangkalan Susu Pertamina DO Hulu Rantau.
Dari hasil perbanding gas oil ratio (GOR) didapatkan hasil sebesar 1500 scf/bbl , maka reservoir blok timur termasuk kedalam kategori volatile oil reservoir.
Pertamina UEP-1, 1977, Konsep Dasar Rencana Pengembangan Lapangan Gebang Bagian Timur.
Kumulatif produksi Minyak yang telah dihasilkan sampai dengan 30 September 2005 sebesar 48.555 BBLS dan Gas sebesar : 70.5 MMSCF atau setara dengan US $ 2.126.853 pada harga minyak US $ 40 / Bbls dan gas US $ 2.62 / Mscf. Biaya yang dikeluarkan untuk pekerjaan kerja ulang sebesar US$ 88.925 dengan hasil yang didapatkan cukup signifikan untuk meningkatkan pendapatan PT. Pertamina (Persero) DOH NADSumbagut.
Laporan Sumur-sumur struktur Gebang.
Dengan area pengurasan yang masih cukup terbuka dan sisa cadangan yang masih cukup untuk dikuras oleh 1 sumur lagi, maka sangat disarankan untuk menambah titik serap melalui 1 sumur lagi di sebelah timurlaut dari sumur GBG-53, karena diperkirakan lapisan batupasir ini berkembang cukup baik, menjadi lapisan batupasir yang lebih bersih dan menebal kearah timurlaut dari struktur Gebang. Kesimpulan 1. Pembukaan lapisan batupasir Z-900 blok timur struktur Gebang berhasil meningkatkan produksi Minyak struktur Gebang sebesar 300 %. 2. Reservoir minyak lapisan batupasir Z-900 termasuk kedalam kategori volatile oil reservoir. 3. Upaya ini juga berhasil meningkatkan produksi dan pendapatan PT. Pertamina (Persero) DOH NAD-Sumbagut.
7
