Analisa Kerusakan Formasi dan Stimulasi Pada Resevoir

Ricky Wicaksono (12206060) 1

Analisi kerusakan Formasi Dan Stimulasi Pada Rersevoir Rekah Alam Lapangan-X Ricky Wicaksono*

Dr. Ir.Sudjati Rachmat DEA**

Sari

Kerusakan formasi merupakan salah satu masalah yang selalu ada dalam kegiatan pengangkatan minyak dari reservoir ke permukaan, masalah ini menyangkut ekonomian dan operasional. Kerusakan formasi dapat mengakibatkan penurunan tekanan sumur secara cepat, yang berakibat perolehannya turun. Kerusakan formasi ini bisa terjadi akibat proses pemboran, komplesi dan produksi. Banyak faktor yang menyebabkan terjadinya Kerusakan formasi, seperti faktor fisika, kimia biologi, hydrodinamic dan termal. Indikasi terjadinya Kerusakan formasi adalah penurunan permeabilitas sumur yang mengakibatkan penurunan performance dari sumur.

Dilakukan Uji kandungan lapisan untuk mengetahui nilai properti reservoir seperti permeabilitas, jenis reservoirnya, skin dan lain-lain. Dengan stimulasi di harapkan akan memperbaiki zona damage, salah satu metode stimualsi yang di gunakan di paper ini adalah acid fracturing yang di harapkan akan memperbaiki zona yang damage, dengan menginjeksikan asam dengan konsentrasi tertentu sehingga bereaksi dengan batuan yang mengakibatkan naiknya permeabilitas, namum apakah stimulasi yang dilakukan pada sumur rekah alam akan sama dengan sumur homogen biasa, dan sejauh manakan perbaikian yang bisa di hasilkan oleh stimulasi pada sumur rekah alam.

Kata kunci : Uji Kandungan Lapisan, Kerusakan Formasi, Stimulasi dan Perolehan

Abstract

Formation damage is the one problem that always exist in the production process, the problem concerning the economy and operational process. Formation damage can result in well pressure drop rapidly, and reduce the recover. Formation Damage can occur due to the process of drilling, completion and production. Many factors can cause formation damage, such factors as physical, chemical, biological, and thermal hydrodinamic. Indication of formation damage is the decrease in permeability wells resulting in reduced performance of the wells.

Drill stem test to determine the value of reservoir properties such as permeability, reservoir type, skin etc. With stimulation to repair damaged zones, one stimulation methods described in this paper is acid fracturing, which is expected to repair the damaged zone. By injecting acid that reacts with presented rocks in the area that leads to increased permeability, however if the stimulation is performed on naturally fractured wells it will have no effect and will be equal to ordinary homogeneous wells, and as far as whether the improvements can be generated by the stimulation of naturally fractured wells.

Key word : Drill Stem Test, Formation Damage, Stimulation and Recovery Factor

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung **) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung


I. PENDAHULUAN

I.1 Latar Belakang

Saat ini tidak hanya reservoir batu pasir atau reservoir karbonat yang di produksikan, sudah dimulai memproduksikan dari reservoir rekah alam dimana beberapa tahun yang lalu zona ini tidak terlalu menarik perhatian perusahan minyak untuk di kembangkan. Karakter dari reservoir rekah alami berbeda dengan reservoir pada umumnya, sering kali dalam mengevaluasi reservoir jenis ini mengalami kendala. Adapun kendalanya adalah kita mengalami kesulitan dalam memprediksi, mengevalusi dan mengkarakterisasi reservoir ini. Penelitian-penelitian tentang hal ini dilakukan untuk mendapatkan hasil yang maksimal dalam memproduksikan.

Well testing dilakukan guna mengevaluasi karakteristik reservoir rekah alam, dari hasil well testing bisa di dapatkan nilai skin, merupakan faktor kerusakan formasi sekitar lubang sumur, yang bisa membuat sumur berkurang kemampuan mengalirkan fluida ke permukaan, maka diperlukan suatu teknik yang dapat meningkatkan kembali produksi minyak dari suatu sumur minyak. Salah satu upaya yang dilakukan ialah dengan menggunakan teknik stimulasi sumur. Dan stimulasi yang cocok untuk reservoir rekah alam yang batuannya limestone adalah acid fracturing dengan stimulasi ini akan memperbaiki permeabilitas dan menaikan Perolehan.

II. TEORI DASAR

II.1. Reservoir rekah alam

Ketertarikan pada Reservoir rekah alami mulai meningkat pada beberapa tahun terakhir ini, hal ini disebabkan karena pengaruh rekah yang terdapat pada reservoir memegang peranan penting dalam perolehan minyak dan gas yang diproduksi, sehingga industri yang bergerak dalam dunia migas mulai mengadakan penelitian tentang hal ini supaya mereka bisa mendapatkan hasil yang maksimal jika mereka menemukan reservoir tersebut.

Pada umumnya, rekahan alami pada batuan dapat terbentuk sebagai akibat proses dibawah ini :

• Kelarutan

• Dolomitisasi

• Aktivitas Taktonik

Hadirnya rekahan-rekahan pada suatu batuan akan mengakibatkan pertambahan permeabilitas yang bukan main besarnya terhadap permeabilitas batuan semula gambar-1. Namun, kontribusi rekahan ini terhadap kapasitas penyimpanan fluida (storage capacity) sangatlah kecil. Porositas sebagai hasil rekahan ini sangat kecil artinya dibandingkan dengan porositas primernya.

Ulasan klasik yang merupakan konsep mendasar tentang kelakuan aliran fluida pada reservoir rekah alami ini diberikan oleh Muskat (1937). Beliau menuliskan bahwa "the main body of the reservoir feeds its fluid into the highly permeable fractures, these latter bringing the fluid directly or by a complex interconnection into the outlet wells". Konsep ini nantinya dikenal sebagai "Double Porosity Concept" atau sistem porositas ganda, sebagai akibat adanya sistim matriks dan fracture yang berinteraksi.

Asumsi dasar tersebut, dimana matriks mengalirkan fluida kepada rekahan-rekahan yang ada kemudian hanya rekahanlah yang mengalirkan fluida tersebut ke lubang sumur, tetap dipakai sebagai acuan dasar oleh para peneliti dibidang ini untuk menerangkan pola aliran dan sentra tekanan pada reservoir rekah alami.

Suatu asumsi dasar yang dipakai oleh Warren dan Root di dalam memecahkan persoalan ini yaitu, mereka menganggap bahwa aliran dari matriks ke rekah ada dibawah kondisi "pseudo steady state". Begitu terjadi penurunan tekanan pada rekah (karena fluidanya mengalir ke lubang bor), maka dengan segera tekanan pada setiap titik pada matriks akan turun mencapai satu tekanan rata-rata dengan membebaskan fluidanya kepada fracture.

Warren dan Root mengindentifikasi ada dua parameter yang mengontrol kelakuan pada sistem porositas ganda, yaitu Storativity ratio (ω) adalah perbandingan antara penyimpanan fluida di rekahan dengan penyimpanan fluida total (matriks dan rekahan) dan interporosity flow coefficient (λ) adalah parameter yang menggambarkan


kemampuan suatu fluida untuk mengalir dari matriks ke rekahan.

Apabila ω ∼1, maka φm Cm ∼ 0, berarti storage capacity pada matrix ∼ 0. Artinya semua fluida terdapat pada fractures saja. Sekarang, makin kecil harga ω, misalnya ω = 0.1 , berarti storage capacity matriks adalah 9x storage capacity fracturenya. Kalau ω = 0.01, maka storage capacity matriksnya 99x storage capacity fractures. Kesimpulan, makin kecil ω harga maka storage capacity matriksnya semakin besar, dan makin kecil kontribusi fracturenya terhadap "total storage" dari sistim ini.

Apabila harga λ mengecil, maka km/kf mengecil, Misalnya λ = 10-3, artinya permeabilitas matriksnya kurang lebih 1000x lebih kecil dari permeabilitas fracture ( anggaplah dulu drw

2 = 1 untuk contoh ini ). Jadi semakin kecil harga λ, makin kecil pula harga permeabilitas matriksnya, yang juga berarti kemampuan matriks melalukan fluida semakin sulit. Atau minyak dari matriksnya sukar diproduksikan

II.2. Kerusakan formasi

Kerusakan formasi didefinisikan sebagai proses kerusakan pada formasi yang akan mengurangi produksitivitas suatu lapisan minyak atau gas. Terdapat beberapa alasan untuk mencegah kerusakan formasi yaitu :

• Menurunkan biaya komplesi dan produksi. • Memaksimumkan cadangan terambil dengan

menurukan drawdown dan menurunkan masalah water dan gas coning.

• Menjaga batasan atau barier permeabilitas vertikal dari suatu formasi dengan tidak perlu dilakukan fracturing sehingga menambah efisiensi penyapuan vertikal dan areal untuk primary, secondary dan tertiary recovery.

• Memaksimumkan injektivity untuk operasi injeksi ke formasi.

Penyebab utama kerusakan formasi :

1. Kerusakan Mekanis 2. Kerusakan Kimiawi 3. Kerusakan Biologis 4. Kerusakan Thermal

II.2.1. Kerusakan Mekanis

Kerusakan formasi mekanis terjadi selama operasi pemboran overbalance, dapat dikategorikan lagi atas 2 bagian, yaitu :

• Migrasi dan trap dari serpihan-serpihan insitu.

• Plugging dari padatan luar formasi.

II.2.1.1. Migrasi serpih

Migrasi serpih terjadisebagai akibat gesekan fluida yang mengalir dalam formasi dengan batuan sehingga terbentuk serpihan-serpihan batuan yang kemudian serpihan tersebut akan bergerak ke tempat seperti pore throat dari pori batuan untuk memblock dan mengurangi permeabilitas media berpori tersebut. Hal ini dapat terjadi pada operasi pemboran overbalanced dimana terjadi fluid loss yang sangat besar di formasi dengan permeabilitas yang tinggi.

Serpihan-serpihan batuan tersebut dapat berupa material seperti clay, crystalline dolomita, pyrite, anhidrit,dll. Migrasi serpihan ini juga sangat bergantung pada wettabilitas dari batuan. Serpihan akan mudah bermigrasi dalam fasa cairan yang membasahi batuan.

Sebagai contoh, jika formasi adalah water-wet, sedangkan fasa fluida yang ada adalah non wetting, seperti gas atau minyak, fasa fluida tersebut dapat di produksi dengan rate yang cukup tinggi tanpa terjadinya migrasi serpihan karena serpihan batuan tetap akan terperangkap dalam fasa air yang immobile. Tetapi ketika saturasi fasa wetting, atau air cukup besar, seperti saat terjadinya water breakthrough dalam injeksi air, air akan mulai bergerak. Pada kecepatan gerakan fasa air yang cukup tinggi, serpihan mulai bermigrasi dan kemudian akan mengumpul di suatu tempat dan menyebabkan terjadinya pengurangan permeabilitas. Turbulensi aliran juga akan memudahkan terjadinya migrasi serpih.

II.2.1.2. Pluging Padatan

Padatan-padatan dalam fluida pemboran dapat menyebabkan kerusakan formasi. Padatan seperti weighting agent ( barite dan hematit), fluid loss


agent (bentonite dan clay), atau artificial bridging agent untuk memperbaiki sifat fluida loss seperti kalsium karbonat, garam, cellulosic, oil-sluble resin, walnut hulls dan LCM jenis lainnya. Material-material ini akan dapat dengan mudah masuk kedalam formasi terutama dalam operasi pemboran overbalanced. Padatan lain yang mungkin adalah pecahan batuan formasi yang hancur akibat proses pemboran. Walaupun padatan-padatan ini sudah berusaha di kontrol di permukaan melalui solid control seperti desander, desilter, namun padatan tersuspensi dengan ukuran 10 hingga 15 micron dalam diameter sangat susah untuk di hilangkan. Padatan ini juga akan terkumpul semakin banyak dalam lubang sumur seiring dengan bartambah lamanya waktu lumpur di dalam lubang.

Kerusakan formasi juga akan bertambah dengan semakin permeabelnya batuan formasi. Plugging padatan ini juga akan sering terjadi pada formasi yang telah pressure depleted. Hal ini dikarenakan plugging yang terjadi pada formasi.

II.3. Skin

Skin terbentuk di sekitar lubang sumur. Skin merupakan daerah dari formasi yang mengalami kerusakan maupun perbaikan. Skin berharga positif jika daerah tersebut mengalami kerusakan dan beharga negatif jika daerah tersebut mengalami perbaikan atau stimulasi. Skin yang berharga positif dapat terbentuk baik pada saat pemboran, komplesi maupun saat produksi berlangsung. Fenomena skin ini dapat dilihat pada Gambar-2. Horner dan Van Everdingen telah menunjukan hubungan penurunan tekanan (pressure drop) di sekitar lubang sumur pada saat sumur tersebut diproduksikan dengan laju dan waktu tertentu. Hubungan tersebut digambarkan dengan persamaan berikut:

∆pe = qμ4πkeh

�ln � ketμcfrw2

�+ 0.809�........ (1)

Kemudian Van Everdingen memperhitungkan pressure drop tambahan yang disebabkan berkurangnya nilai permeabilitas di sekitar lubang sumur karena adanya kegiatan pemboran, komplesi maupun kegiatan produksi itu sendiri. Persamaan pressure drop di atas menjadi:

∆pt = qμ4πkeh


�+ 0.809 + 2S�..(2)

Persamaan di atas didapat dengan mengasumsikan permeabilitas yang nilainya berubah sebagai ka dan permeabilitas mula-mula sebagai ke.

∆pt = qμ ln (ra/rw)2πkah

− qμ ln(ra/rw)2πkeh

∆ps = qμ2πh

�ke−kakeka

ln(ra/rw)�…… (3)

Kemudian tambahan pressure drop pada persamaan (3) di atas ditambahkan kedalam persamaan (1), maka:

∆pt =qμ

4πkeh �ln �ket

μcfrw2� + 0.809�

+qμ

2πh �ke − ka

kekaln(ra/rw)�

∆pt = qμ4πkeh


�+ 0.809 +

2 �keka− 1� ln �ra

rw��.........(4)

Bila pesamaan (4) dibandingkan dengan persamaan (2), maka didapatkan:

S = �keka− 1� ln �

rarw�

Skin pun mengakibatkan penurunan produksi, maka skin pun menjadi masalah keekonomisan dari suatu sumur.

II.4. Uji Kandungan Lapisan

Uji kandungan lapisan adalah suatu “temporary completion”,yaitu pengujian produkstivitas formasi ketika kegiatan pemboran masih berlangsung. Pemboran di hentikan dan fluida formasi di produksikan melalui pipa bor. Tujuan dari uji kandungan lapisan adalah untuk mengetahui kandungan (hidrokarbon) suatu lapisan, juga untuk menentukan karakteristik reservoir seperti permeabilitas, skin factor dan damage ratio.

Uji kandungan lapisan biasanya dilakukan dalam 2 periode pengaliran (uji alir pertama dan kedua) dan dua kali penutupan. Untuk mendapatkan besaran produktivitas dan karekteristik formasi dipakai


analisa pressure build up metoda horner pada kedua periode penutupan sumur.

II.4.1. Analisa UKL Secara Kwalitatif

Respon tekanan sebagai fungsi waktu biasanya di rekam pada suatu plat metal. Dari rekaman tersebut dapat di analisis secara kwalitatif hal-hal di bawah ini:

• Kejadian mekanis di dalam sumur selama UKL berlangsung

• Karakteristik reservoir yang di uji. Ini menyangkut fluida di reservoir yang di uji.

• Tindak lanjut perlu tidaknya di analisis hasil UKL secara Kwantitatif

II.4.2. Analisa UKL secara Kwantitatif

Tujuan dari analisa UKL(kwantitatif) adalah menentukan permeabilitas lapisan (K), skin faktor (S), dan damage ratio (Skin). Untuk tujuan tersebut, biasanya di gunakan metode horner pada periode tutup pertama dan kedua apabila fluida tidak mengalir kepermukaan, laju alir periode pertama di perkkirakan berdasarkan persamaan :

qo =∆P x 0.00097d2

Gradient fluida x 1440 x t

Laju alir pada periode alir kedua ( jika tidak mengalir ke permukaan) dapat di perkirakan dengan persamaan di bawah ini :

qo =perolehan x 0.00097d2

t

Dimana perolehan di dalam pipa di nyatakan dalam satuan ft, dan t adalah lama periode alir kedua (menit).

Waktu produksi ( producting time, tp) untuk analisis horner adalah sebagai berikut:

1. Lama waktu periode alir pertama digunakan sebagi tp dalam analisis pressure buildup pada peride tutup pertama.

2. Tp untuk analisa pressure buildup-Horner pada periode tutup kedua adalah waktu periode alir pertama di tambah periode alir kedua.

II.5. Acid Fracturing

Pelaksanaannya dengan menginjeksikan pad yang viscous (kental) untuk menghasilkan rekahan. lalu diikuti dengan asam yang telah diberi fluid loss control dan asam ini akan memakan permukaan rekahan secara tidak merata (karena batuannya juga tidak merata sifat kekerasannya) dan setelah nantinya rekahan menutup, diharapkan saluran akan terbentuk dari lubang-lubang yang dimakan asam (atched) tadi yang pasti tidak akan tertutup seluruhnya dan permukaan tidak merata inilah yang diharapkan untuk menjadi semacam “proppant” atau pengganjalnya.

Ada dua hal yang mempengaruhi berhasilnya yaitu panjang rekahan dan konduktivitasnya. Dalam hal acid frac ini ditentukan oleh jarak tempuh asam yang masih “hidup” (live acid). Penetrasi asam ini sangat dipengaruhi oleh fluid loss rate, lebar rekahan, laju injeki asam, temperatur formasi, jenis formasi, jenis asam dan jenis additivenya.

Dalam praktek digunakan laju injeksi yang tinggi dengan tekanan yang cukup untuk merekahkan dan mengalirkan asamnya. Hanya asam HCl yang digunakan untuk permeabilitas medium (K > 10 md) hanya memerlukan asam sedikit dan hanya dilakukan pengasaman di sekeliling sumurnya. Dalam acidfrac ini, sebenarnya aliran yang dominan di sekitar sumur adalah linier.

III. METEDOLOGI

Dalam penulisan karya tulis ini adapun metode-metode yang dilakukan terdiri dari:

1. Melakakukan pressure transient analysis untuk reservoir rekah alam untuk mengetahui propeties reservoir yang akan di gunakan untuk analisis selanjutnya

2. Melakukan stimulasi untuk memperbaiki area damage sekitar lubang sumur dengan acid fracturing.

3. Menentukan Inflow Performance Relationship dari sumur terserbut dengan keadaan mengalami kerusakan maupun stimulasi

4. Simulasi model reservoir rekah alam untuk memahami parameter skin pada reservoir alam dalam hubungannya dengan recovery factor.


VI .HASIL

IV.1. Pressure Transient Analysis

Dalam melakukan Pressure Transient Analysis di butuhkan data properties formasi, tabel-1 dan membutuhkan data tekanan terhadap waktu ketika sumur di tutup. Dalam test ini kita mendapatkan harga permeabilitas, skin factor, perubahan tekanan akibat skin. Adapun hasil analisa dari kedua tes ini dapat kita lihat pada Tabel-2.

Dari hasil pressure transient analysis ini didapatkan model reservoirnya adalah dual porosity, dengan batasan infinit, sumur vertical dan constant wellbore storage. Dalam melakukan well testing kita memplot rate dan tekanan, pada dasarnya bila sumur di produksikan maka tekanan akan turun dan ketika sumur di tutup maka tekanan akan naik. Dalam test kali ini di gunakan satu tekanan drowdown yang memiliki empat rate dan dua tekanan build up, gambar-3, kemudian membuat horner plot dengan menggunakan data bulid up ke dua, gambar-4, sehingga di dapat matching dalam grafik log-log plot pressure derivative, gambar-5.

Setalah itu di dapat harga skin bernilai positif yaitu 22.7 yang menunjukan bahwa pada sumur ini adanya kerusakan hal ini di karenakan akibat aktifitas pada saat pemboran. Harga permeabilitas diperoleh sebesar 69.8 termasuk kecil harganya, tetapi karena pada reservoir ini adalah dual porosity maka dengan harga sebesar ini masih baik untuk diproduksikan. Kemudian untuk harga storativity ratio didapatkan sebesar 0.3% diartikan bahwa storage capacity matriks adalah sekitar 333x storage capacity rekahannya sehingga tipe rekahannya adalah tipe A yaitu penyimpanan reservoirnya lebih dominan di matriks dibandingkan dengan pada rekahan. Untuk harga interporisty flow coefficient sebesar 5.47x10-8 menunjukan bahwa kontribusi dari kemampuan matriks dalam melewatkan fludia termasuk kecil. Untuk harga skin ( formation damage) di dapat sebeser 22.7, menunjukan adanya kerusakan formasi yang cukup tinggi. Dengan ∆Pskin 454.144 psi.

( )wss

s r/rln1kk

khBq2.141P

−=

µ∆

Dengan melihat persamaan di atas maka nilai ketebalan formasi yang besar mengakibatkan nilai pressure drop akibat skin mengecil, nilai ketebalan formasi adalah 1017ft, maka dengan skin 22.7 didapat pressure drop hanya 454.144 psi. Dengan menggunakan persamaan hawkins untuk mendapatkan nilai permeabilitas skin (ks) didapat 9.7 md, dengan asumsi jari-jari skinnya adalah 10ft. penurunan nilai permeabilitasnya cukup besar yaitu sampai 86.6%.

IV.2. Acid Fracturing

Melakukan stimulasi berupa acid fracturing dengan membersikan sekitar lubang sumur dari berbagai macam kotoran yang mengakibatkan penurunan permeabilitas, dengan di injeksikan acid di harapkan bisa membersihkan pengotor sehingga performance reservoir lebih baik, pada stimulasi kali ini di lakukan beberapa tahap pertama mengunakan brine sebanyak 10.000 galon, kemudian menginjeksikan pad sebanyak 10.000 galon, karena temperatur formasinya diatas 3000F maka HCl tidak bisa di gunakan, maka menggunakan injeksi asam DGA sebanyak 10.000 galon, lalu di overflush dengan brine sebanyak 10.000 galon. Karena tekanan reservoirnya tinggi maka dilakukan dengan pumping rate 50 bbl/menit. Rata-rata konduktiviti pada 10 ft pertama bernilai 23271md-ft, gambar-6, atau permeabilitas daerah stimulasi bernilai 2304 md, sehingga skinnya bernilai -3.5.

IV.3. IPR sumur rekah alam

Untuk mengetahui kemampuan formasi untuk mengalirkan fluida ke lubang sumur menggunakan persamaan IPR untuk sumur rekah alam.

2

PrPwf 0.1 -

PrPwf 0.9 -1

pseudo -max QoQo

=

Dengan mengetahui rate pada saat test yaitu 1618 bbl/stb dengan tekanan 4120 psi, maka bisa mendapatkan nilai Qmax dan dengan membuat nilai pwf dari 0 sampai tekanan reservoir di dapat grafik IPR untuk sumur tersebut, gambar-7. IPR yang didapat adalah IPR sumur yang mengalamai damage karena rate saat test memiliki nilai skin 22.7.


Setelah stimulasi di buat plot IPRnya ternyata grafik IPR antara sebelum dan sesudah stimulasi tidak signifikan, gambar-8, hal ini terjadi akibat sifat permeabilitas fracture yang tidak berpengaruh akibat adanya skin.

IV.4. Model Reservoir

Untuk dapat mengetahui tentang kelakuan produksi sumur dari reservoir rekah alami, kita memodelkan sumur reservoir rekah alam tersebut dengan menggunakan simulator reservoir. Model yang digunakan memodelkan reservoir rekah alami dimana reservoir tersebut berbentuk silinder dan sumur ditempatkan di tengah-tengah dari reservoir tersebut. Dari simulator ini diharapkan bisa mewakili kelakuan reservoir rekah alami di lapangan ini.

IV.4.1. Deskripsi Model

Pada studi ini menggunakan model reservoir berbentuk radial dua dimensi dan sistem koordinat silinder (r, θ z). Skala blok grid model adalah 20*1*20 = 400 blok, gambar-9. Data yang digunakan untuk membuat model ini adalah data-data dari Sumur-X dan beberapa data asumsi untuk harga parameter rekahan. Sumur-X ini memiliki tekanan reservoir rata-rata adalah 4745 Psia dan temperature reservoir sebesar 321oF. Sumur-X ini adalah reservoir rekah alam yang ada pada lapisan Basement, zona produksinya adalah 8990 – 10007 ft open hole dengan diameter lubang sebesar 6-1/8 in, gambar-10.

IV.4.2.Simulasi Reservoir Rekah Alam

Dari model reservoir ini, kita bisa melihat kelakuan dari reservoir pada lapangan-X sehingga bisa diperkirakan tekanan reservoir, laju produksi dan total produksi dari minyak, gas dan air serta kita bisa memperkirakan recovery factor di masa depan.

Dari hasil simulasi diperkirakan jumlah cadangan yang dapat di produksikan adalah sebesar 1.214 MMSTB, sehingga dengan harga IOIP sebesar 4.01 MMSTB maka harga recovery factor-nya adalah sebesar 30.2%, sedangkan saat periode plateau rate di dapatkan jumlah minyak yang dapat di produksikan adalah sebesar 1.04 MMSTB selama 1215 hari sehingga recovey factor pada saat periode plateau rate adalah sebesar 25.9%. Apabila sumur ini kita produksikan dengan laju alir minyak tetap yaitu sebesar 858 STB/hari

Setelah melakukan stimulasi diperkirakan jumlah cadangan yang dapat di produksikan adalah sebesar 1.223 MMSTB, gambar-11, maka harga recovery factor-nya naik menjadi sebesar 30.5%, sedangkan saat periode plateau rate di dapatkan jumlah minyak yang dapat di produksikan adalah sebesar 1.06 MMSTB selama 1233 hari sehingga recovey factor pada saat periode plateau rate naik menjadi sebesar 26.4%, gambar-12. Apabila sumur ini kita produksikan dengan laju alir minyak tetap yaitu sebesar 858 STB/hari, maka sumur diprediksikan dapat berproduksi selama 5 tahun, dimulai sejak Juli 2008 dan akan berakhir sekitar tahun 2013.

V. PEMBAHASAN

Untuk mengetahui penyebab nilai skin yang bernilai sampai 22.7 pada reservoir rekah alam kita harus meninjau dari awal kegitan pemboran sampai kegitan produksi, tabel-3 menunjukan properti lumpur yang di gunakan dalam proses pemboran trayek 61

8" kedalaman akhir trayek 10007 ft TVD.

Karena sumur ini relatif masih baru kemungkinan besar damage yang terjadi akibat proses pemboran, untuk menganalisa kerusakan formasi maka penganalisanya di tinjau dari beberapa bagian meliputi lumpur pemboran, metoda pemborannya dan perforasi.

V.1. Sejarah Pemboran dan Komplesi

Lumpur yang di gunakan menggunakan water base mud KCl-Polymer. Lumpur KCl-Polymer adalah lumpur WBM diamana digunakan additive utama KCl sebagai penstabil shale.

Pada sumur-X ini lapisan yang mengandung clay hanya ada di di lapisan pertengahan bukan di zone of interest. namun kehadiran polimer mampu meningkatkan viskositas dan menurunkan filtration loss secara efektif. Sehingga kehadiran KCl dan polimer mejadi optimum dalam mengurangi pengembangan clay tanpa mempengaruhi rhelogi dari lumpur pemboran.

Metode pemboran menggunakan metode overbalance drilling, yaitu tekanan hidrostatis fluida pemboran lebih besar dari tekanan fluida formasi, hal ini digunakan untuk mencegah kick pada lubang bor dan membentuk mud cake pada sisi sumur yang berguna untuk menjaga stabilitas lubang sumur.


Pada lapisan pay zone tidak di ketemukan batuan clay sehingga formation damage akibat clay sweling tidak perlu di hiraukan, namun ada masalah lost circulation pada zona interest karena ada permeabilitas rekahan yang bernilai besar sehingga masuknya lumpur pemboran ke dalam rekahan.

Komplesi pada sumur-X ini menggunkan metode overbalance tanpa perforasi (open hole completion). Menggunakan open hole completion karena pada batuan rekah alam permeabilitasnya besar sehingga tanpa perforasi pun minyak dapat mengalir. Namun dengan menggunakan overbalance completion menyebabkan terjadinya formation damage akibat partikel dari lumpur masuk kedalam formasi dan menyumbat rongga yang ada di dalam formasi. Hal tersebut yang menurut penulis yang mengakibatkan nilai skin mencapai 22.7

V.2. Stimulasi

Dalam melakukan hydraulic fracturing. Tidak sepenuhnya sama dengan hydraulic fracturing pada reservoir biasa, karena pada reservoir rekah alam sudah memiliki rekahan yang permeabilitasnya besar maka fluida stimulasi tidak di injeksikan sampai tekanan rekah batuan tetapi sampai tekanan yang cukup agar fluida bisa masuk sampai jarak yang di inginkan dan hanya memperbaiki kerusakan pada matrix batuan.

V.3. Analisa hasil stimulasi terhadap nilai recovery factornya

Dengan adanya skin menyebabkan IPR sumur menurun maka dilakukan stimulasi dengan yang akhirnya bisa membuat permeabilitas sekitar sumur naik menjadi 2304 md atau bernilai skin -3.5 (perbaikian) maka performance sumur pun meningkat, bisa di lihat dari nilai Rfnya. Namun perubahan nilai RFnya tidak signifikan hanya meningkat 9Mstb atau sekitar 0.3% nilai recovery factornya, biaya yang di keluarkan untuk stimulasi dengan acid fracturing dengan menggunkan jumlah asam yang banyak di bandingkan kenaikan RF yang kecil hanya 0.3% maka proses stimulasi tidak ekonomis maka pada sumur-X ini tidak perlu dilakukan stimulasi, hal ini dikarenakan skin tidak berpengaruh pada rekahan dan hanya berpengaruh pada matriks saja, sehingga perubahan produksi akibat skin tidak terlalu signifikan yang berbeda dengan reservoir yang permabilitias utamanya

adalah matriks. Karena hanya matrix yang mengalami damage dan fluida di alirkan dari reservoir ke lubang sumur hanya dari permeabilitas rekahnya.

VI.KESIMPULAN

1. Terjadi damage pada sumur-X yang merupakan reservoir rekah alam dengan nilai skin sebesar 22.7 , nilai tersebut cenderung besar, dan terjadi akibat masuknya fluida pemboran ke dalam formasi

2. Pada sumur-X, clay hanya ada di lapisan pertengahan, di zone of interest tidak di temukan clay, sehingga skin tidak terjadi akibat clay swelling di sumur ini.

3. Analisis penyebab skin terjadi akibat metode pemboran menggunakan overbalance.

4. Sumur tidak perlu di lakukan stimulasi karena kenaikan recovery factor akibat stimulasi tidak signifikan hanya 0.3%.

5. Skin pada reservoir rekah alam tidak terlalu mempengaruhi performancenya, di karenakan skin hanya berpengaruh pada matriks dan tidak berpengaruh pada rekahan.

VII. SARAN

1. Perlu dilakukan analisa lebih lanjut tentang formation damage pada sumur-X

2. Sebaiknya dilakukan pemboran dengan motode underbalance drilling dan underbalance komplesi untuk mencegah terjadinya damage akibat lost circulation pada zona rekahan.

Daftar Simbol q = Laju alir gas, MMSCFD µ = Viscositas gas, cp cf = kompresibilitas formasi, psi-1 rw = jari – jari sumur, ft ra = jari – jari skin, ft t = waktu, hari ke = Permeabilitas rata – rata reservoir, mD ka = Permeabilitas skin, mD Bo = Faktor volume formasi minyak, bbl/stb S = Skin Δpe = Pressure drop reservoir, psi Δp t = Pressure drop total, psi Δps = Pressure drop skin, psi ω = Storativity ratio λ = Interporosity flow coefficient


Daftar Pustaka 1. Van Everdingen, A.F. : The Skin Effect And Its

Influence On The Productive Capacity Of Weels, Trans.AIME (1953),198,71

2. Hawkins Jr., Murray F. et al.: A Note on the Skin Effect. Paper SPE 732-G.1956

3. Hurst, William. et al.: The Skin Effect in Producing Wells. 1854-PA.1969

4. Civan, Faruk. : Reservoir formation damage fundamental,modeling, assessment and mitigation. Gulf Professional Publishing, Oxford. 2007

5. Abdassah, Doddy. : “Analisys Tekanan Transient”. Institut Teknologi Bandung.1998

6. Schechter, Robert : Oil Well Stimulation Englewood Cliffs, New Jersey, 1992

7. R.F. Krueger, : An Overview of Formation damage and well productivity in oilfield operations ,Paper SPE 17459

8. Yasutra, Amega: “Inflow Performance Relationship Pada Reservoir Rekah Alami Bertenaga Dorong Gas Terlarut”, Tesis, Departemen Teknik Perminyakan-ITB, Bandung, 2006


LAMPIRAN

Gambar-1 Skema Ilustrasi Resevoir Rekah Alam

Gambar-2 Fenomena Skin


Gambar-3 analisa periode test

Gambar-4 Horner Plot


Gambar-5 Pressure Derivatif Matching

Gambar-6 Conductivity Profile


Gambar-7 IPR Sumur Rekah Alam

Gambar-8 IPR Sumur Rekah Alam Sesudah Stimulasi

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Pwf

Q

IPR Sumur Rekah alam

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000

Pwf

Q

IPR Sumur Rekah alam

IPR skin

IPR Stimulasi


Gambar-9 Model Sumur

Gambar-10 Well Diagram


Gambar-11 Grafik commulative oil pada sumur skin dengan sumur stimulasi

Gambar-12 Grafik Pletau rate pada sumur skin dengan sumur stimulasi


Tabel-1 Propertis reservior

Tabel-2 Hasil analisis pressure transient

Properti Satuan Nilai Zona Interval ft 8990 -10007 Temperatur oF 321

Tekanan Psia 4745 Laju Alir Minyak STB/D 858

Pwf Psia 4290 API 38.6

Spesific Grafity Gas 0.805 GOR scf/STB 1301

Temperatur Kepala Sumur oF 120 Tekanan Kepala Sumur Psia 2500 Tempertur Separator oF 99

Tekanan Separator Psia 190 Minyak FVF (Bo) RB/STB 1.682

Viscositas Minyak (µo) cp 0.2216 Kompressibilitas Minyak (Co) 1/psi 1.77e-05

Kompressibilitas Air (Cw) 1/Psia 3.98e-06 Kompressibilitas Batuan (Cr) 1/Psia 4.862e-06 Kompressibilitas Total (Ct) 1/Psia 1.296e-5

Radius Sumur (rw) ft 0.255 Ketebalan ft 1017 Porositas % 10

Sw % 70 So % 30

Properti Satuan Nilai Keadaan Sumur Storage + Skin

Reservoir Two Porosity PSS Batasan infinite

C (wellbore Storage) bbl/psi 0.00119 Skin 22.7

∆PSkin psia 453.144

P* Psia 4745.8

K md 69.8 Storativity Ratio (ω) 0.291%

Interporosity Flow Coefficient (λ) 5.47E-8


Tabel-3 Properties Lumpur

Lumpur : KCL Polymer, SG 1.10 – 1.53 (properties lumpur pada BHT ± 323ºF)

FV

Sec/qt

PV

cps

YP

Lbs/100 sq.ft

GS

10”/10’

FL

cc/30 pH

Sand Cont

% Vol

Solid Cont

% Vol

LGS (%)

MBT

Ppb Eq

Screen

Mesh

40-50 8-18 16-9 (5-8)/ (10-16)

<5 9-9.5 0.25 13-23 5-10 10-12 160/200

Documents

Analisa Kerusakan Formasi dan Stimulasi Pada Resevoir