Hetero Gen It As Reservoir Dan Tata Letak Sumur Produksi

5/8/2018 Hetero Gen It As Reservoir Dan Tata Letak Sumur Produksi - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/hetero-gen-it-as-reservoir-dan-tata-letak-sumur-produksi 1/36

BAB V

SUMUR PRODUKSI

Pada prinsipnya, pada pengusahaan reservoir minyak diharapkan dapat

diperoleh hasil yang maksimal dengan biaya yang serendah mungkin. Dengan

dasar ini pengaturan bentuk pola dan letak serta konfigurasi sumur harus

diperhitungkan dengan cermat, sehingga dengan jumlah sumur yang seefisien

mungkin sudah dapat diharapkan untuk recovery yang maksimum

5.1. Tujuan Sumur Produksi

Tujuan pemboran sumur produksi adalah untuk mengangkat atau

memproduksikan hidrokarbon dari reservoir ke permukaan. Pada tahapan ini,

lapangan yang ditemukan dianggap mempunyai nilai ekonomis yamg tinggi dan

prospek dikembangkan sebagai lapangan produksi. Dari hasil perolehan minyak

ini, diharapkan perusahaan minyak akan mendapatkan keuntungan yang besar

sebagai pengganti biaya eksplorasi sebelumnya.

Untuk dapat memproduksikan minyak secara optimum tentunya harus

dipertimbangkan letak dan konfigurasi serta pola penyebaran sumur-sumur

produksi sehingga minyak yang terdapat dalam reservoir dapat terkuras

seluruhnya.

5.2. Perencanaan Tata letak Sumur Produksi

5.2.1. Perkiraan Cadangan Reservoir Secara Volumetris

Untuk perhitungan cadangan secara volumetris diperlukan peta isopach,

yaitu suatu peta yang menggambarkan ketebalan lapisan yang sama. Peta ini

digunakan untuk menentukan volume batuan total (bulk batuan). Gambar 5.1

menunjukkan peta isopach dari suatu reservoir minyak. Untuk menghitung

volume batuan dari peta isopach dapat dilakukan dengan tiga cara, yaitu :

persamaan pyramidal, persamaan trapezoidal, dan dengan grafik.



Gambar 5.1.

Batas Isopach Reservoir

(Pirson, S.J., 1958)

Bulk volume dari reservoir yang dihitung dengan pendekatan cara

pyramidal menggunakan persamaan sebagai berikut :

[ ]Vbh

A A A xAn n n n= + ++ +3 1 1 ……………………………(5-1)

dimana :

Vb = bulk volume batuan, acre-ft

An = luas yang dibatasi oleh garis isopach terendah, acre

An+1 = luas yang dibatasi oleh garis isopach diatasnya, acre

h = interval antara garis isopach

Bulk volume dari reservoir yang dihitung dengan pendekatan cara

trapezoidal menggunakan persamaan sebagai berikut :

[ ]Vbh

A An n= ++2 1 …………………………………… (5-2).

Persamaan trapezoidal digunakan jika harga An+1/An lebih besar dari 0.50.

Cara ketiga adalah dengan grafik, yaitu dengan memplot luas masing-

masing area di dalam kontur versus ketebalan formasi pada kontur tersebut,



seperti ditunjukkan oleh Gambar 5.2, dari gambar tersebut dapat dihitung bulk

volume reservoir yang sama dengan luas daerah yang berada dibawah kurva.Perhitungan luas daerah ini dapat dilakukan dengan numerik maupun dengan

memakai planimeter.

1. Untuk Reservoir Minyak

Setelah bulk volume reservoir dihitung, maka dapat, menentukan

besarnya initial oil in place dengan persamaan :

( ) N

Vb S

B

wi

oi

=

−φ 1…………………………………….. (5-3)

dimana :

N = initial oil in place, STB

V b = bulk volume reservoir yang mengandung hidrokarbon, cuft

φ = porositas batuan, fraksi

Swi = saturasi air mula-mula, fraksi

Boi = faktor volume formasi minyak mula-mula, bbl/STB

Oleh karena recovery faktor merupakan perbandingan antara unit recovery

(recoverable reserve) dengan initial oil in place, maka besarnya recovery faktor

untuk masing-masing mekanisme pendorong diatas adalah sebagai berikut :

a. untuk reservoir depletion drive

RF S S

S

B

B D

w g

w

oi

a

= −− −

−

1

1

1 0

…………………………. (5-4)

b. untuk reservoir water drive dan segregation drive

RF

S Sor

S w

w

w=− −

−1

1 ………………………………….. (5-5)

2. Untuk Reservoir Gas

Seperti halnya pada reservoir minyak, initial gas in place dihitung dengan

persamaan yang sama pada persamaan 5.3, yaitu :

G = V b φ (1-Swi) Bgi ……………………………………………………………….. (5-6)

dimana :

G = initial gas in place, SCF



V b = bulk volume reservoir yang diisi gas, cuft

Bgi = faktor volume formasi gas mula-mula, SCF/cuftSedangkan recovery faktor dapat ditentukan dengan perbandingan antara

recoverable reserve (R rec) dengan initial gas in place, yaitu :

RF G G

Gx

B B

Bx

a gi ga

gi

=−

=−

100% 100% ………………..(5-7)

dimana RF adalah recovery faktor (persen)

Untuk reservoir water drive yang aktif. Unit recovery dalam satuan SCF/acre-ft

adalah :

R rec = 43560 φ (1-Sw) Bgi – Sgr Bga …………………………………(5-8)

Dengan demikian, maka recovery faktornya adalah :

RF S B S B

S B x

w gi gr g a

wi gi

=

− −

−

( )

( )

1

1100% …………………………… (5-9)

dimana Sgr adalah saturasi gas sisa (fraksi)

Gambar 5.2.

Jenis kurva Untuk Menentukan Bulk Volume

Reservoir Dari Isopach

(Pirson, S.J., 1958)

Perencanaan tata letak disini dititikberatkan pada pola pengaturan pola

spasi sumur produksi. Spasi sumur produksi merupakan jarak antar sumur yang



satu dengan sumur yang lainnya, dimana jarak tersebut harus direncanakan

terlebih dahulu. Hal ini berhubungan langsung dengan cara pengurasan dari suatusumur dalam sebuah reservoir dibawah kondisikondisi tertentu.

Dalam penentuan spasi sumur produksi terdapat beberapa faktor yang

harus diperhatikan dan dipertimbangkan.

Ada beberapa faktor yang mempengaruhi perencanaan spasi sumur

diantaranya : faktor reservoir dan heterogenitas, jari-jari pengurasan, dan bentuk

geometri spasi sumur, tetapi faktor utama yang perlu dipertimbangkan adalah

faktor geologi yang mempengaruhi penyebaran hidrokarbon dan faktor geologi

5.2.2. Faktor Reservoir Dan Heterogenitas Reservoir

A. Faktor Reservoir

Beberapa hal dari reservoir yang akan mempengaruhi penentuan spasi sumur

akan ditinjau berdasarkan mekanisme pendorong dan penyebaran hidrokarbon

(heterogenitas) atas dasar lithologi dan struktur struktur geologinya.

1. Mekanisme Pendorong Pada Reservoir

Seperti telah dijelaskan sebelumnya bahwa mekanisme pendorong alamiah ini

menentukan jumlah minyak yang akan didorong menuju sumur-sumur

produksi. LC Uren membagi mekanisme pendorong yang mempengaruhi

penentuan spasi sumur menjadi dua macam yaitu :

a. Reservoir dengan mekanisme pendorongnya adalah air dan disebut juga

dengan reservoir dibawah kondisi hydraulik kontrol.

b. Reservoir dengan mekanisme pendorongnya adalah gas dan disebut juga

dengan reservoir dibawah kondisi volumetrik kontrol.

Berdasarkan mekanisme pendoropng ini LC Uren menentukan spasi sumur,

sedangkan mekanisme pendorong berdasarkan gravitasi tidak dimasukkan,

karena dianggap mekanisme pendorong tersebut selalu terdapat pada setiap

reservoir. Jika reservoirnya mempunyai mekanisme pendorong air dan batuan

yang ada mempunyai permeabilitas yang tinggi dan kontinuitas dari porositas

batuan memungkinkan kesetimbangan tekanan dengan cepat tercapai, maka



spasi sumur dapat dibuat renggang, dimana spasi sumur yang renggang tersebut

tidak akan berpengaruh buruk terhadap ultimate recoveryTahap komplesi yang tertunda tidak akan berpengaruh pada produksi

mula-mula dan laju produksi yang ada, tetapi penundaan dalam pengeboran akan

dapat meyebabkan berkurangnya laju produksi yang diinginkan. Pada kondisi

reservoir seperti ini satu sumur minyak akan dapat memproduksi semua minyak

yang dapat diproduksi oleh suatu reservoir.

Sumur-sumur tambahan (infill drilling) perlu dibuat jika diinginkan minyak dapat

diproduksikan lebih besar dengan waktu yang relatif cepat, jika dibandingkan

dengan hanya satu sumur eksploitasi. Hal ini sebagai bahan pertimbangan untuk

membuat spasi sumur lebih rapat. Dalam hal ini jumlah minyak yang dapat

diproduksikan dari suatu sumur tidak berpengaruh oleh spasi sumur karena

mobilitas air lebih kecil dibanding dengan mobolitas minyak, sehingga air

sebagai mekanisme pendorong selalu berada dibelakang minyak yang didorong

kearah sumur eksploitasi.

Dapat diambil kesimpulan bahwa untuk suatu reservoir yang mempunyai

mekanisme pendorong air atau dibawah kondisi hydraulik kontrol, ultimate

recoverynya tidak tergantung dari besar kecilnya radius pengurasan, sehingga

spasi sumur yang renggang lebih menguntungkan. Oleh karena itu, reservoir pada

kondisi ini tidak mempunyai radiun pengurasan alamiah.

Mengenai besar kecilnya laju produksi dari suatu reservoir tergantung

berkurangnya tekanan dan penggunaan tekanan untuk mendorong fluida reservoir

ke sumur eksploitasi. Dalam sistem aliran radial, kehilangan tekanan dan

penggunaan tekanan terbesar adalah pada sekitar dinding lubang bor.

Penurunan tekanan pada reservoir dibawah kondisi hidrolik kontrol relatif

kecil sehingga mampu mendorong minyak ke sumur eksploitasi. Sedang reservoir

dibawah kondisi volumetrik kontrol, penurunan tekanan relatif cepat sehingga

akan hanya mampun mendorong fluida yang mempunyai mobilitas besar, dalam

hal ini adalah gas. Hal ini merupakan salah satu pertimbangan dalam penentuan

spasi sumur. Dalam hal ini jumlah minyak yang dapat diproduksikan dari sebuah

sumur tidak terpengaruh oleh spasi sumur karena mobilitas air lebih kecil



dibanding dengan mobilitas minyak, sehingga air sebagai mekanisme pendorong

selalu berada dibelakang minyak yang didorong kearah sumur.Dapat diambil kesimpulan bahwa untuk reservoir yang mempunyai

mekanisme pendorong air atau dibawah kondisi hidrolik kontrol, ultimate

recoverynya tergantung dari besar kecilnya radius pengurasan, sehingga spasi

sumur yang renggang lebih menguntungkan. Oleh karena itu reservoir pada

kondisi ini tidak mempunyai radius pengurasan alamiah.

Untuk reservoir dengan pendorong gas atau dibawah volumetrik kontrol,

merencanakan spasi sumur yang rapat adalah hal yang terbaik untuk

dilaksanakan. Dalam hal ini tidak dimengerti karena mobilitas gas sebagai tenaga

pendorong jauh lebih besar dari mobilitas minyak yang didorong. Oleh karena itu

spasi sumur yang renggang dapat menyebabkan gas terproduksi terlebih dahulu

sehingga akan menghalangi produksi minyak.

Mengenai besar kecilnya laju produksi dari suatu reservoir tergantung

berkurangnya tekanan dan penggunaan tekanan untuk mendorong fluida reservoir

ke sumur(terutama sumur eksploitasi). Dalam sistem aliran radial, kehilangan

tekanan dan penggunaan tekanan terbesar adalah pada sekitar dinding lubang bor.

Pada reservoir dibawah kondisi volumetrik kontrol, penurunan tekanan

relatif cepat sehingga akan hanya mampu mendorong fluida yang mempunyai

mobilitas besar, dalam hal ini adalah gas. Hal ini merupakan salah satu

pertimbangan dalam penentuan spasi sumur.

2. Struktur Geologi

Struktur geologi dan posisi struktur dari suatu reservoir sangat

berpengaruh terhadap akumualsi hidrokarbon dan cara memproduksinya,

sehingga hal ini perlu juga dipertimbangkan dalam penentuan spasi sumur dalam

perencanaan pengembangna lapangan.

Beberapa struktur geologi yang saling berbeda, dapat mengandung

minyak dan gas bumi yang produktif, dimana hal ini merupakan masalah yang

khas dalam penentuan lokasi letak dan spasi sumur.

Untuk suatu akumulasi hidrokarbon dalam suatu bentuk perangkap dome

atau antiklinal yang berada dibawah kondisi hidrolik kontrol akan lebih banyak



menghasilkan fraksi perolehan minyak jika spasi sumur dibuat agak renggang

sepanjang puncak struktur. Dengan demikian minyak yang diproduksikan akanterproduksi lebih dahulu sebelum air yang merupakan tenaga pendorong.

Pada formasi yang mepunyai kemiringan curam maka spasi sumur dibuat

lebih rapat pada arah strike bidang perlapisan dibanding dengan arah bidang

lapisan. Untuk reservoir yang berada dibawah kondisi volumetrik kontrol maka

spasi sumur dibuat lebih rapat pada arah dip bidang perlapisan dibanding dengan

arah strike bidang perlapisan.

Pada reservoir yang mempunyai permeabilitas besar dan air sebagai

mekanisme pendorongnya mendesak secara perlahan, maka pengurasan yang ada

dilakukan secara gravitasi sehingga komplesi dalam pelaksanaannya dilakukan

pada daerah yang kemiringannya rendah. Penempatan letak sumur pada sisi

struktur yang rendah memungkinkan dapat meproduksi minyak lebih lanjut

setelah sumur-sumur bagian atas struktur tidak menghasilkan minyak lagi

melainkan sudah memproduksikan gas. Berdasarkan kondisi yang ada, maka

sebaiknya perencanaan spasi sumur yang rapat pada area dekat/diatas batas

minyak-air daripada didaerah puncak struktur.

Jadi secara fisis persoalan spasi sumur adalah mencari hubungan antara

faktor-faktor yang berpengaruh terhadap spasi sumur itu sendiri dan efisiensi

perolehan minyak dengan radius pengurasan tertentu kearah sumur produksi.

B. Heterogenitas Reservoir

Tingkat heterogenitas ini akan berpengaruh selain pada penyebaran sumur

yaitu penentuan spasi sumurnya, juga penentuan laju pengurasan.

Heterogenitas dengan porositas dan permeabilitas yang tinggi maka spasi

sumurnya dapat dibuat yang renggang, sebab dengan spasi yang renggang fluida

sudah mampu mengalir kedalam lubang sumur, sehingga mempunyai area

pengurasan yang cukup luas meskipun dengan tenaga yang tidak terlalu besar,

dimana hal ini akan menghemat biaya yang dikeluarkan untuk pembuatan sumur.

Sebaliknya untuk reservoir dengan porositas dan permeabilitas yang

rendah, maka spasi sumur dibuat agak rapat agar fluida dapat mengalir kedalam

lubang sumur, apabila dengan spasi yang renggang maka fluida akan kesulitan



mengalir ke lubang, sehingga ada daerah yang tidak terkuras minyaknya,

mengingat tenaganya tidak cukup besar.

5.2.3. Penentuan Jari-Jari Pengurasan

Jari-jari pengurasan (drainage radius/re) merupakan jarak radial dari

lubang bor di reservoir dimana terjadi aliran fluida reservoir ke sumur dan diluar

batas reservoir tekanan tetap serta tidak ada aliran atau diluar batas reservoir

terjadi aliran ke sumur-sumur sekitarnya.

Cara menentukan jari-jari pengurasan dibedakan menjadi dua,

berdasarkan kondisi reservoir, yaitu :

• Infinite system yaitu untuk lapangan baru atau lapangan eksploitasi dimana

belum adan interferensi antar sumur.

• Finite system yaitu untuk lapangan minyak yang reservoirnya terbatas.

1. Infinite System

Untuk infinite system (sistem tak terbatas), jari-jari pengurasan dihitung

dengan persamaan yang diturunkan oleh Van Poolen, yaitu :

rek t

Ct =

40φν

Dimana :

k = permeabilitas, md

t = waktu alir, hari

µ o = viskositas minyak, cp

= porositas,fraksi

Ct = kompressibilitas total,vol/vol/psi

= Co (1-Sw) + CwSw + Ct

Co = kompressibilitas minyak, vol/vol/psi

rek t

o Ct =

40 φ µ



Cw = kompressibilitas air, vol/vol/psi

Cf = kompressibilitas lapisan batuan, vol/vol/psiSw = saturasi air,fraksi

2. Finite System

Untuk sistem ini, jari-jari pengurasan dihitung dengan menggunakan dua

cara, yaitu :

- Cara Miller, Dyess, Hutchinson dan Parrine

Persamaan yang mereka kemukakan adalah :

r k t

C t e

o t D e

=

0 006 33,

θ µ …………………………………….. (5-11)

dimana :

t = waktu shut-in dimana tekanan mulai stabil,apabila tekanan statik

tercapai atau waktu shut-in terakhir apabila tekanan statik

belum tercapai, hari.

tDe = waktu shut-in tanpa dimensi

= 0,28 untuk tekanan statik yang telah tercapai.

= 0,10 untuk tekanan statik yang belum tercapai.

Sebenarnya hasil perhitungan akan lebih representatif apabila tekanan statik

sudah tercapai, yang berarti sebaiknya sumur perlu ditutup lama tetapi penutupan

yang lama tidak menguntungkan.

- Cara Matthew, Brons dan Hozebroek.

Matthew dan kawan-kawan telah membuat suatui grafik pressure fuction Gambar

5.4 yaitu plot antara PDe versus tDe dimana :

PDe = (2,3(P* - P)/m …………………………………… (5-12)

tDe = (0,000624 k o th)/(φ µ o Ct A) …………………………… (5-13)

dimana :

P* = Tekanan statik hasil ekstrapolasi, psi

P = Tekanan statik rata-rata,psi

m = Slope, psi/log unit

th = Waktu produksi sumur atau waktu alir Horner, jam



Ct = Kompresibilitas total,vol/vol/psi

Apabila diperkirakan bahwa areal penyerapan berbentuk circle, maka luasnyaadalah re2, jadi persamaan untuk tDe dapat diubah menjadi :

t k t

C r e D e

o h

o t

=0 0 0 0 2 6 4

2

,

θ µ …………………………… (5-14)

atau

t k t

C r e D e

o h

o t

=

0 00 00 83 42

,

θ µ ………………………… (5-15)

paramater-parameter yang diketahui adalah : P

*

, P , m , (dari analisa PBU) , µ o ,Co (dari analisa PVT) , Cw , Ct , (dari korelasi) , k o , (dari PBU) , φ (dari analisa

core) , dan Sw (dari analisa).

Gambar 5.3

Grafik Pressure Function

(Amyx, J.W., Bass Jr, DM., and Whitting, R.L., 1960)

5.2.5. Penentuan Geometri Spasi Sumur

Ada dua bentuk geometri spasi sumur yang sering digunakan, yatu

berbentuk bujursangkar yang terdiri dari empat buah sumur dan pada kondisi ini



diharapkan pengurasannya berbentuk bujursangkar. Sedang yang lainnya

berbentuk segitiga sama sisi dengan tiga buah sumur dan diharapkan pada kondisiini pengurasannya berbentuk segi enam (Hexagonal)

Gambar 5.4

Bentuk Geometri Spasi Sumur

(Amyx, J.W., Bass Jr, DM., and Whitting, R.L., 1960)

Pada kedua model ini dapat ditentukan luas daerah pengurasan efektifnya, yaitu

sebagai berikut :

1. Bentuk Bujur Sangkar

Bentuk bujur sangkar ini dibentuk oleh empat buah sumur dalam hal ini

minyak dianggap bergerak menembus batuan reservoir menuju sumur yang

paling dekat. Spasi berbentuk bujursangkar ini akan memberikan daerah

pengurasan seperti pada gambar 5.4. Luas daerah yang akan memberikan

pengaliran ke sumur, dapat dicari dengan menggunakan persamaan :



a D

=

2

43560…………………………………………….(5-16)

2. Bentuk Segi Tiga

Bentuk segitiga sama sisi atau beberapa segitiga yang membentuk segi enam,

akan mempunyai luas daerah pengurasan sumur :

a D

=

0 86 6

4 3 5 6 0

2,

……………………………………………(5-17)

Dimana :

a = Luas daerah pengurasan yang dapat memberikan pengaliran terhadap

sumur, acre

D = Jarak antar sumur satu dengan yang lainnya, ft.

Dalam hal tertentu maka daerah pengurasan dapat diaanggap luas equivalen,

yang berbentuk lingkaran dengan jari-jari pengurasan efektif R. Harga R ini

dapat dihitung dengan menggunakan persamaan

Bentuk bujur sangkar : R = 0,637 D

Bentuk segitiga : R = 0,595 D

Dengan menganggap bahwa daerah pengurasan berbentuk lingkaran, maka

jarak antar sumur satu dengan yang lain (D) dapat ditentukan dengan

persamaan :

D = 2 * r e

Dimana :

r e = jari-jari pengurasan, ft

Salah satu contoh pengaturan tata letak dan konfigurasi sumur produksidalam ukuran spasi 20 acre seperti yang terdapat di lapangan Kettlement

Hills, California dapat dilihat pada gambar 5.5.



Gambar 5.5.

Pengaturan tata letak sumur-sumur dalam ukuran 20 acre

Spacing yang terdapat di lapangan Kettlement Hills, California

(Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979)

5.3. Pengaturan Pola Spasi Sumur

Masalah pengaturan pola penyebarn sumur memerlukan data-data geologi

reservoir dari suatu lapangan yang akan dikembangkan. Data-data geologi

reservoir yang akan diperlukan yaitu mengenai struktur, stratigrafi, mekanisme

pendorong dan sifat fisik batuan serta fluida reservoirnya. Pada dasarnya ada

dua pola penyebaran sumur yaitu :

- Pola yang teratur

- Pola yang tidak teratur

5.3.1. Pola Spasi Sumur Teratur

Pola penyebaran sumur yang teratur dilakukan jika struktur dan stratigrafi

yang ada pada suatu reservoir tidaklah begitu kompleks dan mempunyai

homogenitas reservoir yang baik. Dengan menggunakan pola yang teratur ini

diharapkan nanti pada tahap produksi sekunder akan lebih mudah dilakukan,



sehingga pengurasan dapat mencapai hasil yang maksimum. Untuk lebih

jelasnya pola penyebaran sumur yang teratur dapat dilihat pada Gambar 5.6.

Gambar 5.6

Pola Penyebaran Sumur Yang Teratur


5.3.2. Pola Spasi Sumur Tidak Teratur

Hal ini dilakukan jika struktur dan stratigrafi yang ada pada suatu

lapangan cukup kompleks seperti adanya beberapa patahan (fault block) dan

juga mempunyai tingkat heterogenitas yang tinggi, sehingga tidak mungkin

dilaksanakannya pola penyebaran sumur teratur. Untuk lebih jelasnya dapat

dilihat pada Gambar 5.7.



Gambar 5.7.

Pola Penyebaran Sumur Yang Tidak Teratur


5.4. Penentuan Letak Sumur Produksi

Dalam usaha mengeksploitasikan suatu reservoir agar diperoleh recovery

maksimal, maka dalam penentuan letak sumur-sumur produksi perlu

dipertimbangkan pengaruh mekanisme pendorong reservoir dan kondisi geologi.

Dibawah ini akan dijelaskan penentuan letak sumur produksi berdasarkan

mekanisme pendorong alamiah yang bekerja pada reservoir.

5.4.1. Gas Cap drive

Untuk jenis gas cap drive ini pengaturan letak sumur produksi dapat

menggunakan pola teratur, jika formasinya tebal dan sudut kemiringannya kecil.

Sedang pada formasi produktif yang tipis serta sudut kemiringannya besar maka

sebaiknya digunakan pola tidak teratur. Hal ini dilakukan karena bila memakai

pola teratur akan menyebabkan banyak sumur yang terletak terlalu dekat

dengan batas minyak gas akan memproduksikan gas. Untuk lebih jelas dapat

dilihat pada Gambar 5.8.



Gambar 5.8.

Penempatan Letak Sumur Untuk gas Cap Drive

(Allen, T.O, Robert, Allan., 1979)5.4.2. Water Drive

Untuk jenis water drive ini, letak sumur produksi dapat menggunakan

pola teratur, jika formasinya tebal dan sudut kemiringannya kecil dimana

komplesi sumur digunakan pada bagian atas struktur, hal ini untuk mencegah

terproduksinya air pada tahap awal. Untuk ini dapat dilihat pada Gambar 5.9.

Sedangkan untuk formasi produktif yang tipis dengan sudut kemiringan formasi

Gambar 5.9.

Penempatan Letak Sumur Dan KonfigurasimSumur Untuk

Water Drive Reservoir Dengan Lapisan Tebal Dan Sudut

Kemiringan Rendah

(Allen, T. O, Robert, Allan P., 1979)



yang besar, maka pola yang digunakan sebaiknya pola tidak teratur, hal ini

untuk mencegah terproduksinya air pada tahap awal, jika digunakan pola teratur.Untuk lebih jelas dapat dilihat pada Gambar 5.10.

Gambar 5.10.

Pola Penempatan Letak Sumur Untuk Water Drive

Reservoir Dengan lapisan Tipis Dan Sudut Kemiringan Besar


5.4.3. Solution Gas DriveUntuk jenis mekanisme pendorong solution gas drive ini dapat digunakan

pola penempatan sumur yang teratur, baik untuk sudut kemiringan formasi kecil

maupun besar. Hal ini dapat dilakukan baik bila batuan reservoirnya tidak

berlapis-lapis. Untuk hal yang lebih jelas dapat dilihat pada Gambar 5.11 dan

5.12

Perencanaan komplesi sumur produksi juga harus diletakkan pada bagian

bawah formasi, karena dengan demikian mekanisme pendorongnya akan

bertambah yang berasal dari perbedaan grafitasi (grafitasi drainage) antara

minyak dan gas.

Untuk Solution Gas Drive dengan kemiringan lapisan tebal, penempatan

letak sumur adalah pada sisi bagian bawah reservoir dan disusun secara teratur,

sehingga sumur-sumur eksploitasi yang dikomplesikan pada bagian tersebut

akan mempunyai produksi yang lama.



.

Gambar 5.11.

Pola Penempatan Letak Sumur Untuk Solution Gas Drive

dengan Sudut Kemiringan Formasi Rendah(Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979)

Gambar 5.12

Pola Penempatan Letak Sumur Untuk Solution Gas Drive

Dengan Sudut Kemiringan Formasi Besar


5.4.4.Combination Drive



Untuk reservoir jenis ini, penempatan letak sumur produksinya tergantung

pada tenaga pendorong yang paling dominan bekerja pada reservoir tersebut.Apabila tenaga pendorong yang paling dominan adalah Water Drive maka

sumur dikomplesikan pada bagian teratas dari struktur dan sebaliknya jika Gas

Cap yang dominan maka sumur dikomplesikan pada bagian bawah struktur

tersebut.

Bila mengalami kesulitan dalam menentukan tenaga pendorong yang

paling dominan, maka sumur dipolakan dengan Surface Grade. Kerugian

terbesar dari Grid Pattren ini adalah semua sumur yang menembus struktur

tinggi akan terinvasi oleh pengembangan gas pada awal produksi. Sumur-sumur

akan berproduksi dengan GOR yang tinggi dan Efficiency Recovery yang

rendah. Untuk lebih jelas dapat dilihat pada Gambar 5.13.

Gambar 5.13.

Pola Penempatan Letak Sumur Pada Combination Drive reservoir

(Allen, T.O, Robert, Allan, P., 1979)

5.5. Metode Perolehan Tahap Lanjut

Pada umumnya eksploitasi tahap lanjut dilakukan setelah berakhirnya

eksploitasi tahap awal. Akan tetapi hal ini tidaklah mutlak sebab mungkin

pelaksanaan eksploitasi tahap lanjut dilakukan sebelum berakhirnya eksploitasi

tahap awal, misalnya pada operasi stimulasi yang dimaksudkan untuk



memperbaiki produktivitas formasi dengan memperbesar permeabilitas atau

memperkecil viscositas. Demikian halnya dengan operasi pressure maintenance(injeksi air atau gas), dimana injeksi dimulai pada saat reservoir masih

mempunyai tenaga yang mampu memproduksikan minyak sampai

kepermukaan.

5.5.1. Tujuan Produksi Tahap Lanjut

Dengan mengacu pada penjelasan diatas, maka dapat diambil pengertian

bahwa metode produksi tahap lanjut atau Enhanced Oil recovery (EOR)

berbagai cara atau usaha yang dilakukan untuk meningkatkan laju produksi dari

suatu sumur tanpa merusan formasi dari reservoir yang ada, sehingga faktor

perolehan minyak dari sumur produksi tersebut akanb meningkat. Sedangkan

alasan dilakukan EOR ini karena dari hasil perkiraan-perkiraan reservoir

tersebut masih mempunyai jumlah cadangan hidrokarbon yang cukup besar,

tetapi tekanan sudah sangat menurun sehingga bila dilakukan produksi tahap

lanjut maka hasilnya masih menguntungkan.

Dengan demikian dapat dinyatakan bahwa tujuan dari EOR adalah

sebagai berikut :

• Untuk meningkatkan faktor perolehan minyak

• Mengurangi atau memperkecil saturasi minyak yang masih tertinggal

(residual oil recovery).

• Menurunkan viscositas minyak yang terdapat dalam reservoir.

• Mengurangi tekanan kapiler pada sistem fluida-batuan reservoir.

• Memberikan kekuatan pengaliran (driving force) pada laju produksi minyak

yang sudah rendah.

• Meningkatkan luas daerah yang tersapu (areal swept efficiency), yang mana

hal ini tergantung pada karakteristrik reservoir dan juga pelaksaan operasinya

seperti penempatan sumur injeksi.

5.5.2. Pola Sumur Injeksi-Produksi



Salah satu cara untuk meningkatkan faktor perolehan minyak ini yang

efisiensi adalah dengan membuat pola sumur injeksi-produksi.

Gambar 5.14.

Pola Teratur Sumur Injeksi-Produksi

(Latil., M., 1980)

Pertimbangan dalam penentuan tergantung pada tingkat keseragaman formasi,

yaitu penyebaran permeabilitas ke arah lateral maupun arah vertikal. Pola-pola

ini bisa berbentuk teratur maupun tidak teratur. Dimana dalam hal yang tidak

teratur didekati dengan membuat model-model geologi reservoir yang

mendekati, sementara pola teratur masing-masing mempunyai sistem jaringan

tersendiri, yang mana akan memberikan jalur arus berbeda-beda, sehingga

memberikan luas daerah tersapu yang berbeda. Gambar 5.14 memperlihatkan

bentuk pola sumur teratur.



5.5.3. Jenis-Jenis Produksi Tahap LanjutDitinjau dari segi teknis dan cara pengoperasiaannya, metode produksi

tahap lanjut ini dapat dibagi menjadi beberapa jenis, yaitu : Stimulasi, Pressure

Maintenance, Pemboran Infill dan Proses Flooding yang meliputi : Immiscible,

Miscible, Chemical, dan Thermal Processes. Proses stimulasi, pressure

maintenance, dan pemboran infill dilakukan pada saat energi reservoir masih

mapu memproduksikan hidrokarbon sampai kepermukaan; sedangkan proses

flooding dilakukan setelah energi mula-mula yang dikandung oleh reservoir

telah habis, dan injeksi fluida ini disebut dengan secondary recovery. Sementara

bila injeksi dimulai ketika reservoir tersebut masih mempunyai energi yang

sanggup memproduksikan sampai ke permukaan, disebut pressure maintenance.

Tetapi meskipun demikian, kedua cara diatas pada prinsipnya sama, yaitu injeksi

fluida kedalam reservoir untuk meningkatkan recovery minyak kumulatif atau

laju produksi minyak.

5.5.3.1. Pressure Maintenance

Berkurangnya recovery minyak dari suatu reservoir dapat diakibatkan

oleh makin menurunnya tekanan reservoir selama diproduksikan, sehingga

tekanan drawdown tidak mampu lagi memberikan laju produksi yang ekonomis

dan produksi terpakasa berhenti, walaupun sebenarnya jumlah cadangan minyak

yang tertinggal (remaining reserve) masih cukup besar.

Menurunnya tekanan reservoir disebabkan oleh adanya pengosongan

reservoir akibat diproduksikannya minyak. Hal ini terutama terjadi pada

reservoir yang mempunyai jenis mekanisme pendorong depletion drive. Pada

reservoir depletion, disampaing tekanannya cepat menurun, recovery yang

diperoleh juga relatif kecil. Oleh karena itu pada reservoir jenis ini perlu sekali

dilakukan pemeliharaan tekanan reservoir (pressure maintenance) unutk

meningkatkan recovery minyaknya, yaitu dengan cara menginjeksikan air atau

gas kedalam reservoir tersebut.



Pada dasarnya prinsip dari pressure maintenance ini adalah

mengusahakan agar :1. Depletion Drive Index (DDI) menurun atau tidak dominan, yaitu dengan

cara menjaga tekanan reservoir agar tetap tinggi, atau

2. Mengganti tenaga pendorong alamiah dengan tenaga pendorong buatan

yang lebih efisien, misalnya dengan mengganti gas cap drive dengan water

drive buatan.

Pemeliharaan tekanan reservoir agar tetap tinggi mempunyai beberapa

keuntungan-keuntungan, yaitu :

1. Viscositas minyak turun, karena sejumlah gas tertahan didalam larutan

2. Permeabilitas efektip dari minyak bertambah, juga sebagai berkurangnya gas

yang terbebaskan dari minyak.

3. Umur produksi dari suatu reservoir bertambah.

Pemilihan metoda yang akan digunakan didalam pressure maintenance ini

tergantung pada kondisi reservoir yang ada, dimana pada dasarnya ada dua

metode yang digunakan yaitu ; injeksi gas ke puncak reservoir dan injeksi air ke

pinggir dan dasar reservoir.

A. Injeksi Air

Pressure maintenance dengan cara injeksi air ini dilakukan dengan cara

menginjeksikan air ke pinggir reservoir, sementara sumur produksinya

ditempatkan pada lokasi yang lebig tinggi (up structure). Injeksi air ini

dilakukan dengan maksud untuk memungkinkan tercapainya pengembangan

front air yang seragam . Hal ini dapat dicapai dengan cara mempelajari aspek-

aspek geologi reservoir secara teliti dan merencanakan program injeksi air

sebaik mungkin. Seprti misalnya, untuk injeksi air kedalam struktur yang

berbentuk kubah (dome), maka penginjeksian yang paling baik dilakukan

dengan menggunakan sumur-sumur yang terdistribusi secara merata ke seluruh

reservoir. Dengan cara injeksi air ini, diharapkan reservoir dapat bekerja

sebagai water drive buatan.

Pada umumnya injeksi air ini lebih emnguntungkan daripada injeksi gas,

hal ini dikarenakan saturasi minyak sisa (residual oil saturation) untuk water



drive biasanya lebih kecil jika dibandingkan dengan water drive. Disamping

itu hal terutama disebabkan adanya perbandingan mobilitas pada water driveyang lebih menguntungkan, dan juga karena adanya karakteristik dari

kebanyakan reervoir yang bersifat water wet, sehingga proses pendesakan air

lebih merata ke seluruh reservoir.

B. Injeksi Gas

Pressure maintenance dengan menggunakan injeksi gas ini dilakukan

dengan cara menginjeksikan gas ke bagian puncak dari reservoir. Dengan

cara ini diharapkan reservoir akan bekerja sebagaimana gas cap drive (DDI

menurun), sehingga pendorongan minyak dari reservoir diharapkan akan

lebih baik. Jadi pada prinsipnya injeksi gas ini adalah dengan membuat gas

cap buatan.

Gas yang diinjeksikan biasanya merupakan gas hidrokarbon. Injeksi gas

dilakukan jika terdapat sumber gas dalam jumlah besar dan cukup dekat

letaknya, termasuk gas yang berasal dari hasil produksi lapangan itu sendiri.

Injeksi gas dapat diterapkan untuk mempertahankan tekanan pada harga

tertentu (pressure maintenance), atau juga untuk mengambil minyak yang

tersembunyi dibagian atas reservoir yang terhalang oleh patahan atau

bongkah garam (salt dome) yang sering disebut dengan “attic oil”. Jumlah

gas yang diperlukan untuk mempertahankan tekanan reservoir pada tekanan

tertentu dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut:

R = Rs + Rf ……………………………………………………..(5-18)

Dimana :

R = perbandingan produksi gas-minyak (total)

Rs = perbandingan gas-minyak untuk gas yang berasal dari larutan

Rf = perbandingan gas-minyak untuk gas yang berasal dari gas bebas

Untuk mempertahankan tekanan, maka volume fluida yang keluar harus

sama dengan volume gas yang masuk.



(Bo + Rf Bg) + (Rs + Rf) = I (Rs + Rf) Bg …………………… (5-19)

Sehingga fraksi produksi gas yang diinjeksikan kembali (I), adalah:

I B o Rf Bg

R s R f B g =

+

+( )………………………………………… (5-20)

Dimana :

Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/scf.

Bg = faktor volume formasi gas, scf/bbl.

Untuk mengetahui efisiensi dari operasi injeksi gas pada pressure

maintenance, maka perlu dilakukan pengamatan terhadap harga drive

indexnya secara berkala.

5.5.3.2. Sumur Infill

Pemboran infill ini dilakukan pada suatu lapangan minyak yang telah

berproduksi masih dibawah tingkat laju produksi yang efisien (MER). Tujuan

pemboran infill ini adalah untuk mendapatkan dan mengangkat minyak yang

mungkin diproduksikan (recoverable oil) dari suatu reservoir dalam jangka

waktu yang lebih cepat.

A. Pertimbangan-Pertimbangan Perlunya Dilakukan Pemboran Sumur Infill

Untuk dapat memutuskan dilakukannya operasi pemboran infill, maka perlu

dipertimbangkan seperti :



1. Jumlah sisa cadangan minyak (remaining recoverable reserve) masih cukup

besar.2. Jumlah sumur yang ada masih terlalu sedikit dan masih kurang efisien dalam

menguras cadangan.

3. Kapasitas fasilitas penampungan di permukaan belum mancapai harga yang

maksimum.

4. Laju produksi lapangan masih belum mencapai harga : Maximum efficient

Rate” (MER).

5. Ada tanda-tanda kecenderunagn minyak akan bermigrasi kearah lapisan

pembatasan di sekitarnya.

6. Serangkaian pekerjaan pressure maintenance belum dapat memberikan

peningkatan laju produksi lapangan.

7. Permintaan konsumen diperkirakan akan terus meningkat.

8. Fluktuasi harga di pasaran cenderung terus meningkat.

9. Adanya keputusan politik.

B. Penentuan Spasi sumur Infill

Seperti halnya pada pemboran-pemboran pengembangan yang lainnya,

maka penentuan spasi sumur infill ini juga dimaksudkan untuk memperkecil jari-

jari pengurasan (re).

Berdasarkan pada persamaan Darcy untuk aliran radial dalam suatu daerah

pengurasan yang terbatas, yaitu ;

qc k h P e P w

r e r w=

−2 ( )

ln /………………………………………(5-21)

Maka dari persamaan diatas dapat dilihat bahea harga q dapat diperbesar

sehubungan dengan spasi sumur yaitu dengan cara memperkecil harga ln re/rw.

Sedangkan harga ln re/rw ini kecil jika harga re kecil atau harga rw besar. Harga

rw besarnya terbatas, sehingga untuk memperkecil harga ln re/rw tersebut

dilakukan dengan cara merubah-rubah harga re-nya. Hal ini berarti bahwa untuk

memperkecil harga re diperlukan penambahan jumlah lubang sumur, dan

penambahan jumlah lubang sumur tersebut erat sekali hubungannya dengan

jarak antara sumur yang satu dengan yang lainnya (spasi sumur).



Hubungan antara jari-jari pengurasan sumur (re) dengan spasi sumur (D)

adalah, bahwa jarak antara dua buah sumur tidak boleh melebihi dua kali jari-jari pengurasannya, jadi D = 2 re. Apabila spasi sumur lebih dari dua kali jari-jari

pengurasannya, maka akan terdapat daerah reservoir yang tidak terbatas dan

fluidanya akan tertinggal didalam reservoir. Hal ini disebabkan, fluida dalam

batuan reservoir mempunyai penyebaran yang terbatas sampai pada jarak tertentu

di sekitar lubang bor. Sedangkan jika spasi sumur terlalu kecil dari dua kali jari-

jari pengurasan, maka akan mengakibatkan terjadinya overlaping antara kedua

sumur tersebut, sehingga pada saat diproduksikan akan cenderung terjadi coning.

Dengan denikian, terdapat hubungan antara q, D dan re, dimana semakin

besar harga re maka akan semakin besar pula harga D dan akan mengakibatkan

semakin kecilnya q yang diperoleh, begitu juga berlaku untuk hal yang

sebaliknya.Apabila diinginkan harga q yang besar dengan memperkecil harga re

maka spasi sumur akan menjadi semakin kecil, sehingga D = 2 re berdasarkan

laju produksi yang diinginkan dapat ditentukan.

Pertimbangan-pertimbangan yang dipergunakan untuk penentuan suatu

program spasi sumur ini, antara lain adalah sebagai berikut :

• Jumlah sumur yang akan dibor harus cukup banyak untuk dapat memberikan

informasi geologi dan menguras reservoir.

• Sebaiknya hanya dilakukan pada sumur-sumur yang dapat berproduksi

dengan kecepatan maksimum dan efisiensi untuk menguras reservoir tersebut.

• Disesuaikan dengan waktu atau umur dari lapangan produksi. Jadi jumlah

sumur yang akan dibor harus dapat menguras reserviur pada waktu yang telah

ditentukan.

C. Penentuan letak Sumur Infill

Pada dasarnya untuk dapat merencanakan letak sumur infill secara baik,

dipengaruh oleh beberapa faktor, antara lain : cadangan minyak yang masih

tersisa di dalam reservoir yang mingkin dapat diangkat (remaining recoverable

reserve), struktur geologi dan faktor-faktor ekonomi.

Disini hanya dua faktor yang pertama saja yang akan diuraikan,

sedangkan mengenai faktor-faktor ekonomi tidak diuraikan.



1. Remaining Recoverable Reserve

Besarnya cadangan yang tersisa di dalam reservoir yang mungkin masihdiangkat sangat tergantung pada RF (recovery faktor). Sedangkan besarnya harga

RF tersebut sangat ditentukan oleh energi reservoirnya (mekanisme pendorong0).

Dengan demikian untuk dapat mencapai suatu harga recovery yang seoptimal

mungkin, maka harus diusahakan agar tenaga pendorong yang dimiliki reservoir

dapat bekerja secara efektif.

Untuk suatu water drive field dengan reservoir yang sangat permeable

serta diikuti dengan kontinuitas pori-pori akan menyebabkan tekanan formasi

cepat seimbang, sehingga dengan demikian disarankan agar sumur dibor dengan

spasi lebar tanpa mempengaruhi ultimate recoverynya. Dalam mekanisme water

drive yang ditunjang oleh persediaan air yang besar, akan menyebabkan batas air-

minyak (WOC) makin bergerak keatas; dan untuk daerah yang makin dekat

dengam WOC tersebut, disarankan agar spasi sumurnya lebih lebar, hal ini

disebabkan untuk sumur-sumur di bagian bawah reservoir akan lebih cepat dalam

memproduksikan air, sehingga selain membuang energi reservoir akibat adanya

air yang terproduksi, juga menyebabkan tidak efisiensinya sumur-sumur di

bagian bawah reservoir tersebut.

Sementara untuk gas drive field, pada bagian atas reservoir, spasi sumur

dibuat dengan jarak lebih lebar, hal ini dilakukan untuk menghindari agar gas

jangan terlalu cepat berproduksi. Apabila gas terlalu cepat terproduksi, maka hal

ini akan terjadi pembuangan energi reservoir dengan sia-sia, sehingga akibatnya

sumur tersebut menjadi tidak efisien.

2. Struktur Geologi

Adanya struktur geologi yang bermacam-macam akan mempengaruhi

minyak dan gas bumi, terutama dalam hal bermigrasi dari batuan induk (source

rock) sebelum terakumulasi dalam suatu perangkap resevoir. Dengan demikian

dalam mengeksploitasi suatu minyak dan gas bumi dalam reservoir, perlu sekali

mempertimbangkan bentuk dan struktur geologi tersebut.

Masing-masing struktur geologi diatas, dalam hubungannya dengan

penempatan letak sumur infill mempunyai permasalahan sendiri-sendiri, yaitu



apakah sumur infill tersebut harus diletakkan pada bagian puncak antiklin atau di

dekat batas tepi air.Untuk suatu akumulasi minyak yang terlatak pada struktur antiklin atau

kubah garam dengan mekanisme water drive, maka jika dieksploitasikan dengan

spasi sumur yang lebar dan dibor di sepanjang puncak dari struktur tersebut, akan

menghasilkan recovery minyak yang besar. Sumur-sumur yang diatur menurut

posisi tersebut, akan lebih ekonomis jika dibandingkan dengan sumur-sumur

yang diletakkan dibawah. Untuk mengurangi pengaliran ke atas pada waktu

memproduksikan minyak di bagian yang dekat dengan WOC, maka setiap sumur

harus mempunyai spasi yang lebih rapat pada arah strike daripada dip. Hal ini

dimaksudkan agar terjadinya water coning dapat dikurangi.

Gas cap biasanya terdapat pada bagian puncak dari struktur antiklin.

Apabila membor pada daerah gas cap tersebut, maka sumur-sumur yang dibuat

harus mempunyai spasi yang lebih lebar. Dan minyak harus diprodukasikan dari

sumur-sumur pada arah dip kebawah (down dip), hal ini dimaksudkan untuk

mengurangi aliran gas dari bagian puncak.

Untuk reservoir yang sangat permeabel dan batas tepi airnya bergerak

maju secara perlahan-lahan, maka karena adanya gaya grafitasi akan

menyebabkan sisa-sisa minyak dari puncak mengalir kebawah, sehingga sumur-

sumur yang terletak di bagian bawah mungkin dapat terus memproduksikan

minyak walaupun di bagian puncak hanya tinggal memproduksi gas saja. Dalam

hal ini, sumur yang akan dibor di bagian bawah harus ditempatkan dengan spasi

yang rapat dibandingkan dengan sumur-sumur yang berada di bagian puncak.



BAB VI

PEMBAHASAN

6.2. Pengaruh Heterogenitas Reservoir Terhadap Penyebaran Hidrokarbon

Dalam suatu studi reservoir, sering digunakan anggapan bahwa formasi

reservoir bersifat homogen dengan ketebalan serba sama (uniform thickness),

distribusi porositas dan permeabilitas seragam kesegala arah (isotropik). Pada

kenyataannya struktur reservoir yang sesungguhnya sangatlah kompleks,

dikarenakan adanya proses-proses atau gejala-gejala geologi yang terjadi.

Sehingga mengakibatkan sifat-sifat fisik dari batuan menjadi sangat bervariasi

(heterogen). Heterogenitas rseervoir merupakan suatu tingkat ketidakseragaman

dari sifat fisik batuan dan fluida reservoir dari suatu tempat ke tempat yang lain

dalam reservoir yang sama. Sebenarnya kondisi inilah yang paling banyak

didapatkan di reservoir.

Dalam mengidentifikasi reservoir yang bersifat heterogen selalu dimulai

dari stuudi geologi yang menguraikan luasan reservoir dan heterogenitas

reservoir dalam skala yang berlainan. Tingkat heterogenitas yang berbeda-beda,

ada reservoir dengan tingkat heterogenitasnya tinggi, tetapi ada juga reservoir

yang mempunyai tingkat heterogenitas yang rendah sehingga sering dianggap

sebagai reservoir yang homogen. Heterogenitas reservoir dapat terjadi pada skala

mikroskopis (skala kecil), skala makroskopis (skala menengah), dan skala

megaskopis (skala besar).

Faktor-faktor yang mengontrol adanya heterogenitas di dalam reservoir

yaitu ; sedimentasi tektonik regional, komposisi batuan dan tekstur serta geometri

batuan.. Proses sedimentasi yang dipengaruhi tektonik regional mengakibatkan

terjadinya bermacam-macam lingkungan pengendapan seperti : lingkungan

pengendapan darat, laut dan trasgresi, sehingga dengan adanya bermacam-macam

lingkungan pengendapan ini, reservoir akan bersifat heterogen.



Faktor sedimentasi tektonik regional, diagenesa dan struktur geologi

merupakan kontrol geologi untuk mengetahui adanya heterogenitas reservoir secara megaskopis.

Faktor geometri batuan dapat digunakan sebagai kontrol geologi terhadap

heterogenitas reservoir skala mikroskopis karena geometri batuan yang terdiri

dari ukuran rongga pori (pore throat size), ukuran pori-pori batuan (pore body

size), peretakan akan mempengaruhi besarnya harga porositas dan permeabilitas

serta saturasi fluida dari batuan tresebut.

Berdasarkan arah penyebaran, maka heterogenitas batuan reservoir dapat

dibadakan menjadi dua macam, yaitu heterogenitas vertikal dan heterogenitas

horisontal reservoir.

Kontrol geologi yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas vertikal

adalah beragamnya lingkungan pengendapan, diagenesa, dan struktur

sedimennya. Setiap lingkungan pengendapan akan mempunyai kecenderungan

untuk membentuk model pengendapan tertentu dimana hal tersebut akan

tergantung pada unsur-unsur lingkungan pengendapannya. Unsur-unsur

lingkungan pengendapan meliputi material sedimen, keadaan pembatas energi

mekanik, kimia fisika dan aktivitas biologis.

Pengaruh heterogenitas vertikal terhadap sifat fisik batuan

reservoir(seperti porositas, permeabilitas dan saturasi fluida) dimana hal ini

sangat menentukan dalam penyebaran hidrokarbon dalam reservoir terutama

adalah besarnya zona transisi, dimana dengan mengecilnya permeabilitas maka

zona transisi akan makin besar. Dengan demikian pada suatu lapangan yang zona

transisinya tidak sama, maka akan memgakibatkan miringnya batas minyak air

(WOC).

Kontrol geologi yang mempengaruhi terjadinya heterogenitas horisontal

adalah lingkungan pengendapan, diagenesa, struktur dan tekstur sedimennya.

Material sedimen yang terendapkan pada suatu lingkungan pengendapan akan

mempunyai jarak trasportasi ysng berbeda, sehingga komposisi dan teksturnya

pada arah horisontal akan berlainan. Heterogenitas horisontal akan semakin



kompleks dengan terjadinya proses diagenesa dan strukturisasi sedimen sehingga

lingkungan pengendapan akan mempunyai batas-batas reservoir tertentu.Dengan adanya heterogenitas reservoir yang dapat dibedakan menjadi

haterogenitas skala mikroskopis, skala makroskopis maupun heterogenitas skala

megaskopis dimana ketiganya dikontrol oleh adanya heterogenitas vertikal dan

horisontal sangat berpengaruh terhadap penyebaran hidrokarbon dalam reservoir

dalam hal penyebaran cadangan dan produktivitasnya. Hal ini disebabkan karena

pengaruhnya terhadap sifat fisik batuan (porositas, permeabilitas dan saturasi

fluida) dan dengan adanya pengaruh heterogenitas horisontal terhadap komposisi

dan tekstur, maka pengaruh heterogenitas reservoir terhadap penyebarannya

jelas-jelas terlihat.

6.3. Peranan Penyebaran Hidrokarbon Dalam Penentuan Tata Letak Sumur

Produksi

Telah dijelaskan sebelumnya, bahwa besaran-besaran reservoir yang

merupakan sifat fisik dari batuan dan fluida reservoir akan mempunyai harga

yang bervariasi apabila teridentifikasi bahwa reservoir tersebut bersifat heterogen

sehingga berpengaruh terhadap penyebaran hidrokarbon dimana dengan adanya

penyebaran hidrokarbon tersebut akan berpengaruh terhadap operasi

pengembangan dan operasi tahap lanjut.

Setelah diketahui dari pemboran eksplorasi dan deliniasi bahwa reservoir

yang bersangkutan mengandung lapisan yang prospek, maka untuk tercapainya

perolehan minyak yang maksimal perlu ditentukan penyebaran sumur (produksi)

yang akan menguras reservoir sesuai dengan kondisi penyebaran yang dapat

teridentifikasi.

Sebagai pertimbangan utama dalam penentuan penyebaran sumur adalah

informasi data-data tentang karakteristik reservoir baik batuan maupun fluidanya.

Karena penyebaran sumur yang dimaksud disini adalah sumur produksi

(pengurasan), maka data-data tersebut telah diperoleh dari sumur-sumur

sebelumnya dalam hal ini adalam sumur eksplorasi dan deliniasi. Dari survey

pendahuluan, antara lain pemboran eksplorasi, pemboran deliniasi serta evaluasi



penilaian formasi dapatlah diketahui bagaimana kondisi geologi reservoir

terutama adalah struktur jebakan, sifat lithologi batuan dan heterogenitas yang berpengaruh terhadap penyebaran hidrokarbon (point terpenting dalam

pertimbangan untuk menentukan tata letak sumur produksi).

Untuk dapat menempatkan sumur produksi (pengurasan) secara baik dan

tepat, perlu diketahui penyebaran hidrokarbonnya secara detail yang meliputu

sifat fisik batuan dan fluidanya. Penyebaran tersebut berpengaruh terhadap

distribusi cadangan dan produktivitasnya, tebaran titik produksi dan terhadap

pengaturan spasi sumur-sumurnya. Secara logic, hal ini dapat dengan mudah kita

terima karena kita tidak mungkin menempatkan sumur produksi di suatu area

yang cadangannya kecil dan produktivitasnya rendah. Oleh karena itu penyebaran

hidrokarbon disini merupakan faktor yang mutlak harus dipikirkan secara

rasional dan teliti.

Dengan demikian prioritas penempatan sumur produksi dapat ditentukan.

Penyebaran sumur-sumur produksi tidak terlepas dari distribusi cadangan yang

terjadi dalam reservoir. Reservoir yang mempunyai tingkat heterogenitas yang

rendah akan mempunyai cadangan hidrokarbon yang hampir tersebar merata di

seluruh reservoir. Sebaliknya, bila reservoir memiliki tingkat heterogenitas yang

tinggi, maka penyebaran cadangannya di reservoir akan tidak merata. Hal ini

tentunya akan berpengaruh langsung terhadap penyebaran sumur-sumur

produksi.

Penyebaran sumur-sumur produksi pada reservoir yang relatif homogen

akan mengikuti pola penyebaran yang lebih teratur bila dibandingkan dengan

reservoir yang heterogen. Sedangkan pada reservoir yang heterogen akan

mengikuti pola sumur yang tidak teratur. Hal ini akan berpengaruh terhadap

perencanaan penempatan titik sumur serta jumlah sumur. Dengan demikian

penyebaran sumur-sumur produksi tersebut tentunya akan disesuaikan dengan

posisi dan penyebaran hidrokarbon (cadangan) dari bagian-bagian reservoir.

Lithologi batuan reservoir akan sangat berpengaruh terhadap

permeabilitas dan tekanan kapiler dari batuan, yang mana kedua sifat fisik ini

mempengaruhi pergerakan fluida dari reservoir ke lubang sumur, sehingga



penyebaran sumur-sumur produksi akan sangat ditentukan oleh penyebaran

permeabilitas batuan pada reservoir tersebut. Untuk bagian reservoir yangmempunyai permeabilitas tinggi, maka bagian tersebut tentunya akan diperlukan

lebih sedikit sumur bila dibandingkan dengan bagian yang mempunyai

permeabilitas yang rendah, maka jumlah sumur yang dibutuhkan lebih banyak

dan jarak antara setiap sumur relatif rapat. Hal ini dimaksudkan agar fluida

reservoir dapat diproduksikan secara maksimal dan cepat, sehingga investasi

dapat cepat kembali.

Penyebaran sumur-sumur pengurasan juga dipengaruhi oleh mekanisme

pendorong yang bekerja pada reservoir yang bersangkutan. Untuk reservoir

dengan mekanisme pendorong air, penyebaran sumur-sumur produksinya akan

mengikuti pola yang tidak teratur apabila lapisan produktifnya tipis dan sudut

kemiringan lapisan produktif besar. Tetapi untuk lapisan produktif yang tebal

dengan sudut kemiringan yang kecil (water drive) maka penyebaran sumur-

sumurnya mengikuti pola penyebaran teratur.

Sedangkan untuk reservoir dengan mekanisme pendorong berupa gas cap

apabila lapisan produktifnya tipis dengan sudut kemiringan yang besar maka

sumur-sumurnya akan tersebar secara tidak teratur. Jika lapisan produktif besar

dengan sudut kemiringan kecil maka sumur-sumur akan tersebar secara teratur

dan merata diseluruh reservoir. Hal diatas dimaksudkan untuk menghindari

terproduksinya air maupun gas secara dini.

Bilamana resrvoir mempunyai gas cap dan aquifer. Dimana mekanisme

pemdorongnya strong water drive, maka air cepat naik, sehingga pilihan letak

interval perforasi harus jauh setinggi mungkin dari level WOC, untuk dapat

pengurasan minyak seoptimal mungkin, sebelum air mulai terproduksi. Karena

kalau letak interval perforasi rendah disekat WOC akan menyebabkan produksi

prosentase kadar ait tinggi terlalu dini. Hal ini sangat tidak dikehendaki. Bila law

water drive , namun gas cap drive lebih kuat, pilihan interval perforasi harus

serendah mungkin dari level WOC atau sejauh mungkin dari level GOC, supaya

terhindari dari produksi gas atau GOR tinggi lebih cepat (gas coning) dan

pengurasan tidak maksimal. Bila mekanisme pendorong dari keduanya cukup



berpengaruh, maka pilihan interval perforasi diambil ditengah-tengah diantara

GOC dan WOC (jauh dari level GOC dan WOC).Dengan demikian penyebaran hidrokarbon yang dipengaruhi juga oleh

keadaan jenis perangkap atau mekanisme pendorong reservoirnya disamping sifat

fisik batuan dan fluidanya jelas-jelas merupakan hal yang harus dipertimbangkan

secara detail dan teliti. Bila hal tersebut diatas tidak dapat kita penuhi, maka

prinsip untuk dapat menguras cadangan semaksimal mungkin dengan berpegang

pada prinsip ekonomi tidak akan pernah tercapai.

Documents

Hetero Gen It As Reservoir Dan Tata Letak Sumur Produksi