tinjauan ulah produksi sumur-sumur lapisan vulkanik

PROCEEDING SIMPOSIUM NASIONAL IATMI 2001
Yogyakarta, 3-5 Oktober 2001
TINJAUAN ULAH PRODUKSI SUMUR-SUMUR
LAPISAN VULKANIK JATIBARANG DAERAH OPERASI HULU CIREBON
M.P.Saing
Teknik Produksi Aset-I DO Hulu Cirebon
Kata kunci : Fase produksi pada ulah produksi
ABSTRAK
Reservoir vulkanik Jatibarang adalah salah satu reservoir penghasil minyak di DO Hulu Cirebon yang dalam rangka
pengembangannya hingga saat ini telah banyak melakukan analisa-analisa termasuk melakukan pemboran horizontal dengan
menggunakan underbalance drilling.
Pada tulisan ini dicoba untuk mengidentifikasi dan juga mencari pendekatan-pendekatan terbaik untuk mengevaluasi
karakteristik reservoir vulkanik dengan memanfaatkan ulah produksi baik antar sumur maupun reservoir vulkanik secara keseluruhan.
Hasil dari analisa ulah produksi tersebut diyakini, bahwa minyak pada reservoir hanya berupa akumulasi sesaat yang
menempati fracture-fracture dan hal ini diperkuat oleh beberapa sumur yang lama ditutup dan dibuka kembali akan menunjukkan
perulangan fase.
1. PENDAHULUAN
Banyak usaha telah dilakukan untuk mendapatkan
karakteristik reservoir vulkanik Jatibarang, dimana hingga
saat ini yang paling diyakini adalah fluida mengalir ke lubang
sumur melalui fracture-fracture dan minyak bersumber dari
matriksnya.
Sebagai bagian dari usaha melakukan analisa tersebut, dengan
memanfaatkan hasil data produksi dengan menggunakan
grafik skala semilog maupun linear diplotkan produksi
minyak, air dan gas terhadap waktu maupun kumulatif
minyak terhadap kumulatif air dan gas.
Dari kedua macam grafik tersebut dapat diidentifikasikan
hampir ke 26 sumur (Gambar-1) menunjukkan pola yang
sama tanpa melihat adanya perubahan-perubahan dalam
produksinya. Karena adanya
persamaan tersebut, maka
dilakukan pembagian atas beberapa fase yaitu ; fase mendatar,
fase transisi dan fase stabilisasi.
Dengan mengetahui fase tersebut dapat dipakai sebagai
identifikasi reservoir vulkanik tersebut dan sistem produksi
yang dapat dipergunakan untuk mendapatkan hasil / recovery
yang besar.
Aktivitas volkanik yang terjadi di geoantiklin Jawa selama
awal tersier telah mengahasilkan tufa dan breksi yang
kemudian menjadi cekungan Jawa Barat.
2.1 Stratigrafi
Vulkanik Jatibarang adalah salah satu bagian dari stratigrafi
Jatibarang dengan usia Eocene sampai Oligocene dengan
ketebalan (0 – 1200) m.
Berdasarkan hasil analisa core batuan vulkanik Jatibarang
terdiri dari dua jenis batuan yaitu :
1. Andesit lava, dacite yang berselang seling dengan clay,
sandstone pyroclastic.
2. Tuffaceous vulkanik, yang terdiri dari alkaline feldspar
dan quartz.
3. RESERVOIR
Akumulasi hidrokarbon lapisan vulkanik ini terdapat pada
kedalaman 1800-2100 mss, dengan produksi saat ini untuk
minyak 3.367 bopd, air 26.878 bwpd dan gas 9,01 MMscfd.
2. GEOLOGI REGIONAL DAN STRATIGRAFI
Dilihat dari ulah produksi (Gambar-2) lapisan vulkanik ini
mencapai puncak produksi minyak pada tahun 1974 dan
kemudian terjadi penurunan yang cukup tajam diikuti oleh
naiknya produksi gas dan air, sedangkan tekanan relatif stabil.
2.1. Geologi Regional
3.1. Karakteristik Batuan
Struktur Jatibarang terletak pada cekungan Jawa Barat yang
sejajar dengan pantai utara Laut Jawa yang dibatasi oleh
geoantiklin Jawa di bagian selatan, kepulauan seribu
disebelah barat daya, dataran Sunda disebelah utara dan
Karimun Jawa di sebelah timur laut.
Lapisan vulkanik dibagi atas 8 type dan yang paling produktif
adalah type II-bx. Hal ini didasarkan analisa core dan uji
produksi yang dilakukan. Saturasi air type II-bx ini rata-rata
cukup tinggi sebesar 70 – 98.5 % dan dilihat dari sifat relativ
permeabilitasnya dapat digolongkan sebagai batuan dengan
strong oil wet (Gambar-3).
Batuan dasar cekungan Jawa Barat ini terdiri dari batuan
metamorf yang berumur pra-tersier dan batuan beku yang
berumur Kapur (Crateceous) akhir. Selama masa Crateceous
akhir ini diperkirakan terjadi patahan-patahan dengan arah
utara-selatan.
Hasil analisa core mengindikasikan, bahwa lapisan vulkanik
terdiri dari porositas matrix dan microfracture –
microfracture. Porositas matrix tidak efektif untuk meloloskan
fluida.
Tuff sebagai batuan utama vulkanik ini bersifat massive dan
homogen. Porositas tuff biasanya kecil dan terisi oleh
IATMI 2001-57
Tnjauan Ulah Produksi Sumur-Sumur Lapisan Vulkanik Jatibarang Daerah OperasiHulu Cirebon
H.P. Saing
secondary mineral seperti clay yang dapat menghambat aliran
fluida ke fracture – fracture.
(open hole), slotted liner 4 ½” ataupun lubang tertutup yang
kemudian di perforasi.
3.2. Karakteristik Fluida
5. ANALISA ULAH PRODUKSI
Minyak
Minyak lapisan vulkanik digolongkan sebagai minyak berat
dengan 35 – 40 °API dan pour pointnya 109.4 °F. Temperatur
pembentukan lilin 150 °F, kandungan asphalten 28 % dan
paraffin 39 %. Hubungan viskositas terhadap tekanan
(Gambar-4) memperlihatkan, bahwa pada tekanan 1000 psig
sebagai awal perubahan viskositas yang cepat dari 3 cP ke 8
cP pada 0 psig.
Pola penyebaran dari sumur-sumur dengan kumulatif
produksi minyak lapisan vulkanik ini cukup bervariasi,
dimana kumulatif terbesar terdapat pada sumur-sumur yang
terletak di tengah-tengah struktur, dari arah Barat ke Timur
yang mengikuti pola permeabilitas limit, terutama pada
daerah JTB-060, JTB-044, JTB-043 kemudian ke Utara JTB064 dan ke Timur JTB-091, (Gambar-1). Adapun pola
tersebut juga yang menjadi bahan untuk penelitian.
Air
Hasil analisa air menunjukkan sifat kationik lebih
mendominasi dan dari harga Scalling Index (SI) positif . Air
lapisan vulkanik termasuk dalam air sangat jenuh dan
cenderung untuk terbentuk nya scale CaCo3.
Bila dilihat dari grafik ulah produksi, lapisan vulkanik
Jatibarang (Gambar-2) seolah- olah mengalami dan dapat di
bagi atas 3 fase. Berdasarkan hal tersebut dicoba untuk
mengkombinasikannya dengan grafik kumulatif minyak
terhadap kumulatif air dan gas pada grafik semilog (Gambar8) dan ternyata dari 26 sumur dan lapisan vulkanik tersebut
menunjukkan sifat yang sama. Selain kedua grafik tersebut
dicoba juga mengkombinasikannya dengan grafik kumulatif
minyak terhadap kumulatif air dan gas dalam bentuk linear
dan hampir kesemua sumur menunjukkan pola yang sama
pula (Gambar-9). Atas dasar adanya kesamaan ini
mengindikasikan reservoir vulkanik mempunyai karakteristik
yang sama pula.
Gas
Gas pada lapisan Vulkanik ini berasal dari gas yang
berassosiasi dengan minyak dalam arti tidak terdapatnya
tudung gas pada reservoir ini. SG gas = 0.766 (udara=1).
3.3. Riwayat Produksi dan Tekanan
Reservoir lapisan Vulkanik telah di produksikan melalui 58
titik serap, yaitu terjadi pada tahun 1982, akan tetapi dilihat
dari grafik ulah produksi lapisan vulkanik Jatibarang
(Gambar-2) sekalipun adanya penambahan titik serap
produksi tetap menurun, diikuti juga dengan penurunan
tekanan. Berdasarkan proyeksi terhadap penurunan tekanan,
penurunan produksi minyak dan kenaikan GOR diperkirakan
tekanan gelembung (Pb) = ± 2134 Psig.
Ada tiga sistem pengangkatan minyak lapisan vulkanik
Jatibarang yang pernah dilakukan yaitu, sembur alam, pompa
reda dan sampai saat ini masih berlangsung dengan
continuous gas lift.
Hal yang menarik dengan sifat lapisan vulkanik ini yaitu
apabila sumur ditinggal cukup lama 2 - 4 tahun dan dibuka
kembali akan menghasilkan produksi yang cukup besar, hal
ini ditunjukkan dengan berhasilnya dibuka kembali sumur
JTB-162 yang pada akhir produksi September 1996 GL (OF)
gross = 1114 blpd, WC = 96 %, Nett = 44 bopd, gas in = 406
Mscfd, gas out = 710 Mscfd dan dan dibuka kembali Februari
2001 dengan NF (OF), gross = 3147 blpd , WC = 50 %, Nett
= 1573 bopd, gas out = 3.5 MMscfd .
4. PEMBORAN DAN KOMPLESI
Pemboran vulkanik Jatibarang rata-rata mencapai kedalaman
2500 m(md) atau 2400 m( tvd). Lumpur yang dipergunakan
pada saat pemboran adalah lignosulfonate dengan SG 1.12 –
1.16.
Masalah yang sering timbul pada saat pemboran adanya zona
hilang lumpur dan zona hilang lumpur ini sebagai indikasi
adanya fracture-fracture.
Trayek akhir pada umumnya menggunakan pahat dengan
diameter 6 ¼” dan di komplesi dengan cara lubang terbuka
IATMI 2001-57
Dengan menggunakan grafik ulah produksi vulkanik tersebut
diatas dilakukan pembagian fase, dan hampir semua sumur
mengalami/terdapat 3 fase dimana untuk menentukan tiap-tiap
fase dengan kriteria sebagai berikut :
Fase-1 (Mendatar) :
Produksi minyak yang besar, gas dan air yang kecil dan
tekanan cenderung turun tetapi masih diatas tekanan
gelembung (Gambar-2).
Adanya garis yang cenderung mendatar mendekati sumbu-x
baik garis kumulatif minyak maupun gas (Gambar-7,8).
Fase-2 (Transisi) :
Diawali dengan kenaikkan produksi air dan gas yang tajam,
produksi minyak menurun tajam, tekanan mendekati hingga
mencapai dibawah tekanan gelembung (Gambar-2). Adanya
garis yang melengkung ke atas diakhiri titik awal garis dengan
arah/trend yang tetap (Gambar-7,8).
Fase-3 (Stabilisasi) :
Fase ini disebut juga fase stabil dimana hampir semua fluida
berproduksi dengan trend yang relatif rata termasuk juga
tekanan reservoir (Gambar-2).
Trend dari fase ini yaitu adanya slope yang besar (>70°) dan
seolah-olah menunjukkan adanya intrusi air atau gas yang
besar (Gambar-7,8). Akan tetapi apabila dilihat dari grafik
ulah produksi ternyata gross relatif stabil.
Dari hasil analisa pembagian fase produksi sumur-sumur
vulkanik Jatibarang menunjukkan perbandingan laju produksi
untuk menjadi tiap sumur, tiap fase sbb :
• Fase-1 : 1 bopd = 344,4 scfgd = 0,7 bwpd
• Fase-2 : 1 bopd = 1.625,75 scfgd = 2,13 bwpd
• Fase-3 : 1 bopd = 3.446
scfgd = 8,14 bwpd
Untuk produksi lapisan vulkanik secara keseluruhan (58
sumur) adalah sbb :
• Fase-1 : 1 bopd = 437,06 scfgd = 0,192 bwpd
• Fase-2 : 1 bopd = 1.600,51 scfgd = 2,19 bwpd
Tnjauan Ulah Produksi Sumur-Sumur Lapisan Vulkanik Jatibarang Daerah OperasiHulu Cirebon
• Fase-3 : 1 bopd = 2.923
scfgd = 9,81 bwpd
Akan tetapi laju produksi untuk lapisan vulkanik secara
keseluruhan ini untuk lebih teliti perlu dipertimbangkan lagi
terhadap jumlah sumur rata-rata pada fase-fase tersebut.
H.P. Saing
3. Untuk melihat bentuk dan memperkuat sifat batuan
reservoir vulkanik perlu dibandingkan dengan hasil
pengukuran tekanan ulah bentuk (pressure build up).
DAFTAR PUSTAKA
Bila dilihat dari fase-fase tersebut ternyata pada fase-1
produksi minyak relatif besar, gas dan air kecil, pada fase-2
gas paling besar dari pada fase-3, minyak dan gas menurun
dan air meningkat. Bila dilihat juga dari ulah produksi dan
analisa adanya fase-fase tersebut, reservoir vulkanik atau
cebakan minyak di vulkanik hanya berupa akumulasi (pada
fase-1) yang kemungkinan besar menempati microfracturemicrofracture dan kemudian diikuti produksi (gross) yang
relatif stabil, atau dalam arti kata reservoir vulkanik
cenderung mempunyai sistem batuan yang homogeneous.
Selain itu juga dari hasil analisa tersebut terlihat, bahwa
sistem produksi, pengaturan produksi (jepitan) tidak akan
membantu mengurangi laju produksi air terutama apabila
sudah memasuki fase 2 dan 3 (Gambar-5), dan ini juga bila
dibandingkan dari hasil analisa core lapisan vulkanik
mempunyai saturasi air yang tinggi dan bersifat basah minyak
(Gambar-4).
1. Charles C.Patton.Dr,1977,”Oilfield Water
Campbell Petroleum Series, Oklahoma.
System,
2. Dowell Schlumberger,1992,”Analysis Scale, Crude Oil
and Water for Pertamina UEP III”, Dowell Sclumberger
Far East/Middle East Region.
3. Elf Petroleum Indonesia ,1992,”Feasibility Study of a
Pilot Horizontal Well Jatibarang Field-West Java”, Elf
Petroleum Indonesia.
4. Frank W Cole ,1969,”Reservoir Engineering Manual”,
Gulf Publishing Company, Houston, Texas.
5. H.K Van Pollen,1979,”A Study of The Fracture Patterns
in The Volcanics Formation Jatibarang Oilfield
Java,Indonesia ”,H.K Van Pollen and Associates,Inc.
Bila dilihat dari fase tersebut di atas, maka untuk sistem
produksi dapat dilakukan sebagai berikut :
• Fase –1: Sembur alam dengan pengaturan jepitan agar
gas sebagai tenaga pendorong tidak mudah terlepas dari
minyak dan juga akan mempengaruhi sifat minyak.
• Fase –2 : Gas lift sistem.
• Fase –3 : Gas Lift atau reda / ESP untuk mendapatkan
gross yang tinggi.
6. K.S Chan ,1995, “Water Control Diagnostic Plots”,SPE.
6. KESIMPULAN
9. William D Mc Cain,Jr,1990,”The Properties of Petroleum
Fluids”, Pen Well Books, Tulsa, Oklahoma.
7. Lembaga Pengabdian Kepada Masyarakat ITB,”Laporan
Kemajuan Study Geostatistik dan Simulasi Reservoir
Vulkanik Struktur Jatibarang, Institut Teknologi Bandung.
8. Soehartono,1987,”Memproduksikan HPPO Sumur JTB083 di Lapangan Jatibarang”, Pertamina UEP III Cirebon.
1. Ulah produksi sumur-sumur lapisan vulkanik cenderung
mempunyai karakteristik yang sama.
2. Dari point 1, ulah produksi sumur-sumur vulkanik dan
juga ulah produksi vulkanik secara keseluruhan dapat
dibagi atas 3 fase yaitu ; fase mendatar, transisi dan
stabilisasi.
3. Dengan adanya 3 fase pada tiap-tiap sumur seolah-olah
terlihat antara sumur saling tidak berhubungan.
4. Matriks sebagai sumber minyak, sedangkan fracture
sebagai media mengalirnya minyak ke lubang sumur.
5. Akumulasi minyak di reservoir vulkanik bersifat sesaat
dan diikuti air dan gas dengan perbandingan relatif stabil,
ini juga terlihat dari sumur JTB-162 yang telah ditutup
selama 2 –4 tahun dan dibuka kembali akan dimulai lagi
pada fase 1.
6. Tenaga dorong reservoir vulkanik ini cenderung dari
adanya pengembangan minyak dan diikuti tenaga dorong
air.
7. SARAN-SARAN
1. Pembagian fase ini dapat dipergunakan untuk
mengevaluasi ulah produksi sumur lapisan vulkanik baik
untuk program deepening maupun reparasi.
2. Dilihat dari adanya kesamaan ulah produksi sumur
mengindikasikan tiap-tiap sumur tidak berhubungan dan
bila dilakukan penambahan titik serap sangat penting
untuk mengatur jarak antar sumur seperti pada
sumursumur yang dianalisa.
IATMI 2001-57
Gambar-1
Peta Sumur Penelitian
Tnjauan Ulah Produksi Sumur-Sumur Lapisan Vulkanik Jatibarang Daerah OperasiHulu Cirebon
Gross (m3/h)
35000000
FASE I
FASE II
FASE III
60000
30000000
50000
25000000
40000
20000000
30000
15000000
20000
10000000
10000
5000000
Jep. (mm), KA (%)
Gross (m3/h)
250
KA (%)
Jep. (mm)
100.00
200
10.00
GAS (SCFD)
MINYAK,AIR,GROSS,(BBL/H),GOR (SCF/BBLx1/10),TEKANAN (psiax1/10),JUMLAH
SUMUR (x1/100)
70000
H.P. Saing
150
1.00
100
0.10
50
Apr-99
Apr-98
Apr-97
Apr-96
Apr-95
Apr-94
Apr-93
Apr-92
Apr-91
Apr-90
Apr-89
Apr-88
Apr-87
Apr-86
Apr-85
Apr-84
Apr-83
Apr-82
Apr-81
Apr-80
Apr-79
Apr-78
Apr-77
Apr-76
Apr-75
Apr-74
0
Apr-73
0
0
WAKTU
MINYAK
AIR
GROSS
JUMLAH SUMUR
TEKANAN
GOR
0.01
GAS
Gambar-2
Ulah Produksi Lapisan Vulkanik
Gambar-5
Pengaruh Bean Terhadap Produksi Sumur JTB-58
JTB-077 (2151,37-2151,33) M (II-bx)
200000000
300000
1.0
180000000
kro
krg
kro
kro,krw (fraksi)
0.8
0.5
160000000
140000000
200000
120000000
100000000
150000
80000000
100000
60000000
40000000
50000
20000000
0.3
0
KUMULATIF MINYAK (BBL)
0.0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
SW (%)
Gambar-6
Produksi JTB-162 Setelah Ditutup
Gambar –3
Permeabilitas Relatif
8.00
7.00
JTB_153 (API 27.8 TEMP 278 F)
JTB-059 (API 30 TEMP 292 F)
VICOSITAS (Cp)
6.00
JTB-056 (API 29.2 TEMP 291 F)
5.00
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
0
1000
2000
3000
4000
5000
TEKANAN (PSIG)
Gambar-4
Viskositas Vs Tekanan Sumur JTB-56, 59, 153
IATMI 2001-57
6000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
0
KUMULATIF GAS (SCF)
krw
KUMULATIF AIR (BBL)
250000
Tnjauan Ulah Produksi Sumur-Sumur Lapisan Vulkanik Jatibarang Daerah OperasiHulu Cirebon
Gambar-7
Grafik (semilog) Kumulatif Minyak Terhadap Kumulatif Air dan Gas 26 Sumur Penelitian
Gambar-8
Grafik (Linier) Kumulatif Minyak Terhadap Kumulatif Air dan Gas 26 Sumur Penelitian
IATMI 2001-57
H.P. Saing