PROCEEDING SIMPOSIUM NASIONAL IATMI 2001Yogyakarta, 3-5 Oktober 2001

IATMI 2001-02

HORIZONTAL - SHORT RADIAL (WINDOW) DRILLINGPADA SEDIMEN TURBIDIT SEBAGAI UPAYA OPTIMASI PRODUKSI

LAPANGAN MINYAK DAN GAS PANGKALANSUSU – SUMATRA UTARA

Adi Fernando Mulyadi Ringoringo 1, Wit Mulya 2, Agus Munarto 31 Geologi Produksi Pertamina Pangkalansusu2 Teknik Reservoir Pertamina Pangkalansusu3 Teknik Produksi Pertamina Pangkalansusu

ABSTRAK

Reservoir pada sedimen turbidit di Daerah Pangkalansusu memilki permeabilitas barier. Hal tersebut menyebabkan pencapaianpengurasan yang optimum akan membutuhkan waktu. Pada saat ini, oil recovery baru mencapai 11%, jauh lebih rendah dibandingkanreservoir minyak lainnya di lapangan Pangkalansusu. Kumulatif produksi minyak yang telah dicapai sampai saat ini sebesar 7,838Mstb; sedangkan minyak yang tertinggal di reservoir masih sebesar 60,902 Mstb per 01 Januari 2001. Produksi awal tertinggi sumur-sumur minyak pada zona tersebut dapat mencapai 600-700 barel per hari pada tahun 1978. Akan tetapi production performance padamasing-masing sumur- tersebut sebagian besar menunjukan penurunan yang cukup drastis terutama pada tahun 1980-an. Kendalayang sering dihadapai umumnya problem mekanis dan karakteristik reservoir dari endapan turbidit itu sendiri. Upaya stimulasimaupun fracturing pada zona-zona reservoir minyak dan gas selama ini belum memberikan hasil yang signifikan dibanding denganjumlah sisa cadangan yang terhitung masih cukup besar.

Alternatif pengembangan dan upaya pengurasan secara optimal di lapangan minyak marginal dengan kondisi tersebut di atasdapat dilakukan dengan “Window” dan Re-Entry “ dengan type Short Radial Drilling. Selain biaya yang relatif murah, hasil yangdiberikan diharapkan dapat meningkatkan sampai lima kali dari produksi terakhir sehingga dapat meningkatkan oil recoverymelebihi dari yang diperkirakan dan diperoleh selama ini.

Untuk melakukan “Re-entry” tersebut dapat dilakukan dari sumur-sumur yang selama ini tidak aktif dan sudah diluar radius/batas lingkaran yang potensial menuju zona minyak dengan build-up rate 30-350/100 feet dan horizontal displacement 300 meter.

1. PENDAHULUAN

Perbandingan kumulatif produksi terhadap oil in place (OOIP)untuk keseluruhan reservoir minyak di Pangkalansusu adalah25% dengan withdrawal rate (WDR) 2-2.5, sedangkan untukstruktur PTB baru mencapai 11% terhadap OOIP yangsebesar 68714 Mstb. Kumulatif gas yang diperoleh barumencapai 105117 MMSCF atau 38 % terhadap OGIP yangsebesar 273410 MMSCF.

Geologi-Reservoir yang potensial terdapat pada FormasiKutapang, dan Baong. Pada struktur PTB, zona potensialterdapat pada zona Besitang River Sands (BRS).Upaya optimalisasi pengurasan minyak pada zona-zonaminyak yang ada dengan pengasaman /acidizing maupunfracturing yang pernah dikerjakan ternyata tidak memberikanhasil yang signifikan.

Window merupakan pembuatan lubang untuk membukalapisan prosek pada sumur yang sudah ada (Re-Entry).Teknik alternatif ini merupakan salah satu upaya untuk dapatmempercepat recovery /perolehan minyak. Type pemboranhorizontal “short radial drilling” dengan window memilikibeberapa keuntungan dan merupakan jenis yang sangat sesuaiuntuk kondisi di lapangan Pangkalansusu, yaitu:

1. Short Radial Drilling dapat diterapkan pada lapisan yangtipis dengan permeabilitas barier.

2. Pembuatan window dan short radial drilling dilakukanpada sumur yang tidak produktif.

3. Dual Completion sangat sukar diterapkan pada zona-zona minyak karena ukuran casing yang tidak sesuai;sedangkan saat ini produksi gas bertekanan tinggi sangatdominan.

4. Biaya pekerjaan Window – Short Radial Drilling tidakterpaut banyak dibanding dengan KUPL Reguler.

5. Statistik hasil pekerjaan pemboran horizontal umumnyadapat meningkatkan produksi minimal 3 – 5 kaliproduksi yang pernah ada (tergantung panjang horizontaldisplacement).

2. RESERVOIR TURBIDIT

Formasi Middle Baong Sands (MBS) dan Keutapang,merupakan dua formasi yang potensial sebagai reservoir HCdi lapangan Pangkalansusu dan sekitarnya. Zona BesitangRiver Sands (BRS) yang merupakan anggota dari FormasiBaong di Struktur Paluh Tabuhan Barat (PTB,TKM, BST)yang juga potensial penghasil minyak . Formasi Baong yangtersusun oleh batupasir halus – shally bersama dengan ZonaBesitang River Sands dengan komposisi batupasir halus-sedang dengan high net-to-gross (sand/shale ratio 70-80%)dikenal sebagai endapan turbidit (Mulhadiono et al., 1982)pada lingkungan aktif margin (Bouma et al., 1995, Bouma,2000 (b)). Keduanya membentuk beberapa jalur antiklinoriumberarah barat daya-tenggara pada struktur PTB, TKM danBST.Anggota BRS yang merupakan zona produktif memilikiporositas 16 – 24% dan permeabilitas yang bervariasi 1-36mD. Korelasi antar sumur pada Gambar-1 menunjukanadanya susunan lapisan yang membentuk dua fasies yangtersesarkan pada zona BRS tersebut.

Streak yang berupa shale ataupun silt yang membatasilapisan- lapisan fasies levee deposit lebih dominandibandingkan dengan channel deposit yang memilikikomposisi sands lebih tebal. Perbedaan danketidakmenerusan kedua fasies tersebut menjadikan zona

Horizontal-Short Radial (Window) Drilling Pada Sedimen Turbidit Sebagai Upaya Adi F. M. Ringoringo, Wit Mulya, Agus MunartoOptimasi Produksi Lapangan Minyak Dan Gas Panmgkalansusu-Sumatra Utara

IATMI 2001-02

prospek sangat terbatas dan juga dapat menggangukomunikasi internal reservoir minyak.

Menurunnya produksi pada reservoir pada zona-zona minyaktersebut lebih dikarenakan fines migration (scale) danpermeability blocking, misal pada lapangan PTB, TKM,BST.

Kondisi tersebut diatas menyebabkan penyumbataan danpenurunan tekanan formasi sehingga optimasi produksiselama ini lebih ditekankan pada system pengangkatannya;yang sebagian harus dibantu dengan gas lift.Upaya peningkatan pengurasan minyak melalui stimulasi danfracturing telah dilakukan pada beberapa sumur di PTB danPPJ serta Wampu. Hasil yang diperoleh tidak menunjukanpeningkatan yang signifikan.

Dengan total sisa cadangan yang masih tersimpan cukupbanyak; seperti pada dari struktur struktur PTB, masih3,820.75 MMStb.

3. SHORT RADIAL (WINDOWS) DRILLING SEBAGAI TEKNOLOGI ALTERNATIF

Berdasarkan prospek geologi dan reservoir yang masih ada,pengupayaan optimasi pengurasan cadangan minyak yangpada umumnya terbentur dengan kondisi lokasi sumur yangrusak dan sudah terlalu padat KUPL, Reparasi ataupunpemboran tambahan tidak efektif dan efisien. Salah satuteknologi alternatif untuk menambah recovery factor adalahdengan pembuatan Window. Window type short radialdrilling dapat dilakukan terhadap lapisan prospek pada sumuryang tidak produktif.

Selain biayanya yang cukup murah, short radial drillingdengan window ini hanya memerlukan waktu yang relatifsingkat dan dapat dilakukan pada lithologi yang kompakataupun tidak kompak dan tebal ataupun tipis. Perbedaannyahanya pada cara memproduksikannya. Untuk lapisan yangkompak (high density) tidak memerlukan screen liner dansebaliknya dengan open hole.

Short radial drilling dapat dilakukan hanya dengan verticaldisplacement sepanjang 50 meter dengan build up rate (BUR)minimum 30 - 35 0 per 100 feet dan horizontal displacementyang bervariasi. (lihat Gambar -2).

Pembuatan satu window dengan horizontal displacementsejauh 200-300 meter hanya memakan waktu 7-10 harioperasional.

4. HASIL IMPLEMENTASI SHORT RADIAL (WINDOWS) DRILLING DAN KEEKONOMIAN

Implementasi pilot proyek short radial (Windows) drillingtelah dilaksanakan pada sumur PTB-07 HZ. Target Padapemboran tersebut adalah zona BRS1,2 dan 3.

BUR yang diterapkan pada PTB-07 HZ, PTB-06 HZ danTKM-01 HZ tersebut 300 /100 feet dan dog leg severity yangtidak lebih dari 35-40 deg.

Total Measuring Depth yang dilakukan sepanjang 2000MKU meter dengan horizontal displacement 300 meter darilanding point.

Hasil observasi dari cutting menunjukan adanya indikasipotensi minyak yang sangat kuat di zona BRS 3.

Hasil produksi pada sumur PTB-07 HZ yang saat ini masihmenghasilkan 11- 15 M3 minyak dan 2,5 MMSCFD Gas.Dengan produksi yang demikian didapat NPV @ 12 % US $595,56, IRR 39,03%, PI 1,90, POT 2,11 tahun. Apalagidengan TKM-01 yang dapat dapat mencapai 5 MMSCFDGas dan 10 M3 Kondensat.

Apablila rate produksi dapat mencapai minimum 60 M3 perday (137,000 bbl per tahun) biaya investasi pembuatan satuwindow yang sebesar US $ 450,000 bila cicilan modaldibayarkan 3 kali – US $ 200,000 per tahun - maka didapatdengan NPV@12% ~ US $ 630,000, biaya investasi tersebutdapat lunas (POT) pada tahun ke 1 (0.87 Thn) dan diperolehIRR 89.67 %, PI 2.40%, dengan decline rate minyak 20%/thn dan dengan asumsi harga minyak stabil pada US $ 20dollar/bbl.

5. DISKUSI

Pada pelaksanaan pemboran PTB-07 HZ mengalami beberapakendala teknis Rig yang menyebabkan biaya operasionalmenjadi lebih besar dari yang direncanakan. SistemPengangkatan minyak pada PTB-07 HZ ini didisain denganmengunakan Katub Gas Lift.

Pada awal uji produksi perbedaan gross dan net sangat besar,(3:1) Semakin lama perbandingan tersebut semakin imbang(2:2). Dengan dilakukan re-desain setting katub gas liftbeserta jumlah tekanan injeksi yang optimum diharapkannilai gross dan net menjadi sama dan semakin besar.

Perhitungan keekonomian yang tersebut di atas denganhampir mengabaikan produksi gas yang juga menunjangpertambahan revenue.

Apabila produksi gas yang besar itu dimasukan dalamperhitungan keekonomian maka dengan NPV @12 % ~ US$ 630,000 dan IRR 78 % biaya operasional dapat kembalipada waktu (POT) 1.04 tahun dengan waktu pengembalianinvestasi selama 5 (lima) tahun. Apabila denganpengembalian tiga tahun, perubahan signifikan hanya terjadipada POT-nya yaitu menjadi 0.87 tahun.

Hal ini menjadikan tingkat keekonomian pembuatan windowini akan menjadi sangat ekonomis dan efisien.Pembuatan Window juga tidak terbatas untuk zona minyaktetapi dapat pula dilakukan terhadap zona gas seperti pada re-entry pada pemboran di TKM-01 HZ. Karena pada zona iniumumnya juga didapatkan condensate (setara denganminyak/crude). Hasil yang didapat dengan methoda shortradial drilling ini sudah melebihi target produksi yang telahdiperoleh dari hasil stimulasi maupun fracturing, yang hanyamemperoleh tambahan produksi 2 kali lipat namun hanyaberlangsung pada periode yang sangat singkat (2 – 3 bulan);setelah itu produksi kembali ke posisi sebelumnya.

6. KESIMPULAN dan SARAN

Ø Reservoir turbidit dari levee deposit memberikan hasilproduksi yang sesuai.

Horizontal-Short Radial (Window) Drilling Pada Sedimen Turbidit Sebagai Upaya Adi F. M. Ringoringo, Wit Mulya, Agus MunartoOptimasi Produksi Lapangan Minyak Dan Gas Panmgkalansusu-Sumatra Utara

IATMI 2001-02

Ø Hasil produksi pada sediment turbidit dengan shrot radialdrilling jauh lebih menguntungkan dibandingkan denganstimulasi ataupun fracturing.

Ø Pemboran horizontal dapat meningkatkan recoveryfaktor perolehan minyak yang efektif dan efisien (IOR)pada sediment turbidit.

Ø Short Radial Drilling dapat menjangkau daerah prospeksedimen turbidit yang sulit dan lapisan yang tipis.

Ø Pemboran horizontal sangat efisien dilakukan pada zonaminyak maupun gas ataupun keduanya.

Ø Implementasi Short Radial Drilling dengan Window inidapat mengaktifkan seluruh sumur-sumur yang tidakproduktif.

REFERENSI

1. Bouma, A.H., Wickens, H.DeV., and Coleman, J.M.,1995a Architectural characteristic of fine-grainedsubmarine fans: a model applicable to the Gulf ofMexico. Gulf Coast Association of Geological SocietiesTransactions, v.45, p.71-75.

2. Bouma, A.H., 2000 (b), Fine-grained, mud-rich turbiditesystems: model and comparison with coarse-grained,sand rich systems, AAPG Memoir 72/SEPM SpecialPublication No. 68, pp.9-20.

3. Djakman Chaerul D., 1999. Dasar-Dasar ManajemenKeuangan, 441p, Salemba Empat Simon & Schuster(Asia) Pte.Ltd.

4. Ikoku, Chi, U., 1984, Natural Gas ReservoirEngineering, The Pensylvania State University, JohnWilley and Sons, New York.

5. Joshi, S. D., Horizontal Well Technology, Venn WellBooks, Venn Well Publishing Company, Tulsa,Oklahoma.

6. Kabir, C.S (Chevron oil field Research Co, 1992), inflowperformance of slanted and horizontal well and solutiongas drive reservoir, paper SPE 24056.

7. Kamili, Z.A., Naim, A.M., 1973, Stratigraphy of Lowerand Middle Miocene in North Sumatra Basin, IPA, 2,53-71.

8. Mulhadiono, Koesoemadinata, R.P., Rusnandar, 1982,Besitang River Sands as the First Turbidite Reservoir inIndonesia, IPA, 11, 265-298

9. PT. PILONA, 1989. Interpretasi Seismik Paluh TabuhanTimur Kawasan Utara Barat Dalam MenunjangPemetaan Struktur Bawah Tanah Dan Penentuan TitikSerap 22p. (unpublished)

10. Reading, H.G., 1986. Sedimentary Environment Facies,Blackwell Scientific Publication, Oxford, second edition,615 p.

11. Van Wagoner, J.C., Mitchum, R.M., Campion, K.M.,Rahmanian,V.D, 1990. Siliciclastic SequenceStratigraphy in Well Logs, Cores, and Outcrops: Concept

for High Resolution Correlation of Time and Facies,AAPG Methods in Exploration Series, No. 7., TulsaOklahoma, 55 p.

-1650

-1700

-1750

-1800

-1850

-1650

-1700

-1750

-1800

-1850

PTB19PERMEABILITY LOG

SP (MV)-80.0 20.0

depth

-1620

-1640

-1660

-1680

-1700

-1720

-1740

-1760

-1780

-1800

-1820

-1840

-1860

-1880

RESISTIVITY LOGILD (OHMM)0.2 200.0 SN (OHMM)

0.2 200.0

ZONEPTB22

PERMEABILITY LOG

SP (MV)-80.0 20.0

depth

-1620

-1640

-1660

-1680

-1700

-1720

-1740

-1760

-1780

-1800

-1820

-1840

-1860

-1880

RESISTIVITY LOGILD (OHMM)0.2 200.0 SN (OHMM)

0.2 200.0

ZONEPTB7

PERMEABILITY LOGSP (MV)-80.0 20.0 GR (GAPI)

0.0 200.0

depth

-1620

-1640

-1660

-1680

-1700

-1720

-1740

-1760

-1780

-1800

-1820

-1840

-1860

-1880

RESISTIVITY LOGILD (OHMM)0.2 200.0 ILM (OHMM)

0.2 200.0

ZONE

BRS-I

BRS-II

BRS-III

BRS-IV

PTB5PERMEABILITY LOG

SP (MV)-80.0 20.0

depth

-1620

-1640

-1660

-1680

-1700

-1720

-1740

-1760

-1780

-1800

-1820

-1840

-1860

-1880

RESISTIVITY LOGILD (OHMM)0.2 200.0 SN (OHMM)

0.2 200.0

ZONE

BRS-I

BRS-III

m m

BRS I

BRS II

BRS II

BRS III

PROGRADATIONAL MEDIUM GRAINED TURBIDITE FASIES OF PALU TABUHAN BARAT OIL FIELD

1686-1688.8 (sept’75)1682.5-1685 (sept’79)

1636.5-1640 (feb’90)

1717-1719.5 (jan’78,des’79)

1709-1712 (des’79)1706.2-1707.2 (nov’96)

1844-1850 (june’78)

1837-1840 (jan’83)

1829-1833.5 (mar’90)

DITUTUP MATI

Gambar -1.1Korelasi zona BRS antar sumur di struktur PTB yang

menunjukan beberapa fasies dalam endapan progradationalmedium grained turbidite

Gambar-2Gambaran BUR pada sumur PTB-25 sebagai upaya

optimalisasi recovery factor perolehan minyak pada lapisanzone BRS-1 struktur PTB

-25 0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400 425

JARAK HORIZONTAL (M)

-1700

-1675

-1650

-1625

-1600

-1575

-1550

-1525

-1500

KE

DA

LAM

AN

(M)

Renc. TVD

BRS-1

BRS-2A

BRS-2b

BRS-2c

Bot-BRS-2c

V. Setions(METODA MINIMUM CURVATURE)

KOP 1622 Md / 1620.67 Tvd Incl. 5.15° Azm N 9° E

LP 1699.45 md / 1670.02 tvdInclinasi 90°

TD 2000 Md / 1648.21 tvd

-800 -600 -400 -200 0

EAST ------>

0

200

400

600

NO

RTH

----

->

Data A

ARAH AZIMUTH

N 335° E

TOP BRS-2a 1660.69 Md / 1655.0 Tvd

Build-Up Rate 1.16°/m

TOP BRS-1 1655.34 Md / 1651.53 Tvd

TOP BRS-2b 1670.96 Md / 1661.99 Tvd

TOP BRS-2c 1687 Md / 1668.46 Tvd