Peningkatan Produksi Minyak Melalui Hydraulic Fracturing di Struktur Cemara, Pertamina DOH - JBB

Oleh :

Rachmat Hidayat, Jassa Maulana, Ganda Asnanda, Kuncoro Kukuh Pertamina DOH – JBB Pande Gede, PT. Dowell Schlumberger

Abstrak

Struktur Cemara dikembangkan sejak tahun 1976 dengan total sumur yang telah di bor sampai saat ini sebanyak 56 sumur. Jumlah sumur yang aktif produksi sebanyak 17 sumur minyak dan 8 sumur gas. Sumur-sumur tersebut memproduksikan hidrokarbon dari beberapa lapisan yang berbeda dengan tipe batuan limestone maupun sandstone. Permeabilty berkisar dari 2 md hingga 70 md dan porosity berkisar dari 18% hingga 25%. Withdrawal Rate Minyak struktur ini pada tahun 2002 tercatat sekitar 6.8 % sementara kumulatif minyak yang telah diproduksikan berkisar 10% dari cadangan awal minyak.

Untuk meningkatkan produksi minyak dari struktur ini , salah satu upaya yang dilakukan adalah Perekahan Hydraulic. Tujuannya untuk menghasilkan saluran yang konduktif ke dalam formasi sehingga diperoleh kondisi yang lebih baik dari sebelumnya. Perekahan hydraulic pertama kali dilakukan di struktur Cemara pada Juni 2003 di sumur CMT-08 pada lapisan H. Hingga tulisan ini dibuat, 4 hydraulic fracturing telah di lakukan dengan tingkat keberhasilan 100% dan rata-rata penambahan produksi minyak 4 kali lipat.

Dengan menimbang harga permeability yang relatif kecil, secara umum perekahan hydraulic didesain untuk menghasikan demensionless fracture conductivity (FCD) berkisar 1 hingga 10, dan rata-rata fracture efective coductivity 4000 - 5000 md.ft. Dari hasil Nodal

Analysis fracture ini akan memberikan harga skin rata-rata - 4. Tulisan ini dimaksudkan untuk mendiskusikan secara umum mengenai aspek-aspek dari aplikasi perekahan hydraulic dan hasilnya di stuktur Cemara. Keuntungan dari metode ini menunjukkan manfaat yang tidak kecil, diharapkan pada akhirnya metode ini bisa diterapkan untuk struktur-struktur lainnya di WK Pertamina DOH - JBB I. PENDAHULUAN

Struktur Cemara terletak di bagian baratlaut Jawa, sekitar 150 km sebelah timur Jakarta atau 70 km sebelah barat Cirebon. Merupakan wilayah operasi dan produksi Area Timur DOH Jawa Bagian Barat. Struktur Cemara dibagi dalam beberapa area yaitu Cemara Barat (CMB), Cemara Timur (CMT), Cemara Selatan (CMS) . Kondisi permukaannya merupakan daerah persawahan dan perkampungan penduduk.

Struktur Cemara terletak di sub cekungan Jatibarang dimana sebelah Barat dibatasi oleh Tinggian Kandanghaur-Gantar dan sebelah Timurnya dibatasi oleh Tinggian Arjawinangun. Sub cekungan ini termasuk dalam wilayah cekungan Jawa Barat Bagian Utara. Struktur yang berkembang merupakan suatu struktur antiklin dengan sumbu berarah baratlaut - tenggara yang dipotong oleh beberapa patahan normal utama yang berarah Utara – Selatan. (Gambar 1 )

Stratigrafi lapangan Cemara, mulai dari

yang tertua adalah sebagai berikut : 1. Batuan dasar, tersusun atas batuan metasedimen yang berumur Pratersier, dan tidak didapat kemungkinan akumulasi hidrokarbon. 2. Formasi Jatibarang, diendapkan tidak selaras di atas batuan dasar, terdiri atas lapisan tufa vulkanik yang berselingan dengan batuan ekstrusif, andesit dan basalt dengan umur Eosen Tengah – Oligosen. 3. Formasi Talang Akar, diendapkan secara tidak selaras di atas Fm. Jatibarang. Secara umum litologi yang berkembang terdiri dari perselingan batubara, batupasir dan serpih pada bagian bawahnya. Pada bagian atas berubah menjadi perselingan batupasir, batugamping dan serpih. Lingkungan pengendapan adalah Fluvial-Neritik. 4. Formasi Baturaja, terdiri atas batugamping berfosil dan pada beberapa sumur terbukti menghasilkan minyak dan gas. 5. Formasi Cibulakan, terdiri atas perselingan batupasir, batugamping dan serpih. Pada bagian bawah formasi ini didominasi oleh batugamping dan bagian atasnya berkembang batupasir dengan resistivitas rendah. Minyak dan gas dijumpai pada kedua litologi ini. 6. Formasi Parigi, Terdiri batugamping dengan ketebalan berkisar 2-10 m. Formasi ini telah terbukti sebagai reservoir gas, 7. Formasi Cisubuh, Terdiri atas serpih dan batupasir tipis pada bagian bawahnya. Pada struktur ini, formasi Cisubuh belum ditemukan hidrokarbon. Korelasi dan Log struktur Cemara dapat dilihat ( Gambar 2 dan 3 )

Tekanan reservoir pada struktur cemara telah menurun dan saat ini tercatat dalam kisaran 1400 psia s/d 2920 psia dengan kedalaman perforasi antara 1600 m s/d 2500 m sedangkan temperatur reservoir berkisar antara 232 0F – 275 0F.

Sisa cadangan pasti (remaining reserves) status 1 Januari 2003 di struktur Cemara sebesar 9,466 Mstb dengan produksi minyak harian saat ini sebesar 4,016 bopd. Kumulatif produksi sampai Agustus 2003 sebanyak 10,162,378 bbls.

Pengembangan Struktur Cemara selama ini dilakukan dengan cara yang umum . Yaitu setelah pemboran selesai, sumur langsung diproduksikan sesuai dengan kemampuannya. Jika sumur tersebut mampu mengalir secara alamiah ( natural flow ) maka diproduksikan secara alamiah, kemudian jika sumur tersebut sudah tidak mampu mengalir sendiri maka langsung dibantu dengan injeksi gas lift (GL). Hampir semua sumur minyak berproduksi dibantu dengan gas lift kecuali sumur CMT-11 dan CMT-13.

Mengingat angka WDR yang kecil serta sisa cadangan pasti yang relatif masih besar , menuntut agar upaya-upaya perbaikan dilakukan terus menerus untuk meningkatkan produksi migas di Struktur ini. Salah satu upaya yang telah dilakukan adalah melakukan Hydraulic Fracturing di empat sumur yang sekaligus merupakan projek Hydraulic fracturing pertama dengan oil based di Pertamina DOH – JBB. II. PENGUMPULAN DATA 2.1. Pemilihan Kandidat

Struktur Cemara terpilih untuk dilakukan pekerjaan hydraulic fracturing dengan pertimbangan antara lain: Struktur ini termasuk besar dari segi remaining reserves, mempunyai lapisan prospek sandstone serta merupakan salah satu struktur andalan Pertamina DOH – JBB. Dari 17 sumur minyak yang ada di struktur Cemara, dilakukan pemilihan berdasarkan parameter-parameter sebagai berikut : Water Cut < 50 % (untuk WC > 50 %,

dipertimbangkan jika produksi Gross masih kecil )

Net Height, dipilih / di susun mulai dari tertinggi ke rendah

Lithology. Current Production / Net height,

susunan prioritas dari tertinggi ke terendah

Skin, di susun sumur-sumur dari angka positif tertinggi

Permeability, di bagi dua katagori, high dan low permebility.

Drainage Radius, dari yang nilainya kecil

Production @ skin -4, dipilih dari gain produksi terbesar

Bounding cement, dipilih sumur-sumur yang mempunyai semen untuk penyekat dengan nilai CBL < 20 mV

Shale Barrier thicknes, dipilih yang mempunyai ketebalan min 7.5 m

Berdasarkan screening kriteria yang dilakukan, terpilih 4 sumur prioritas yaitu CMT-08, CMB-18, CMT-09 dan CMB-05, dengan parameter-parameternya dapat di lihat pada tabel 1. 2.2. Design Program Hydraulic

Fracturing Setelah diperoleh 4 kandidat sumur

Hydraulic fracturing maka disusunlah treatment designnya berdasarkan urutan sebagai berikut : Fluida fracturing.

Fluida fracturing adalah komponen yang sangat penting untuk menentukan kesuksesan sebuah operasi fracturing. Fluida dalam fracturing digunakan untuk membuka dan merekahkan batuan dan juga untuk membawa material pasir (proppant) ke dalam area yang sudah terbuka tersebut.

Urutan jenis fluida yang dipompa selama operasi fracturing terdiri dari Pre PAD, PAD, Slurry dan diakhiri dengan Flush. Pre PAD biasanya dilakukan untuk melakukan perekahan awah dan memberi kesempatan kepada fluida agar semua

chemical di dalamnya dapat tercampur dengan merata dan bereaksi membentuk satu kesatuan fracturing fluida. Proses selanjutnya dinamakan PAD fluida. PAD adalah fracturing fluida yang telah mengental tanpa proppant didalamnya. PAD berfungsi untuk membuka area fracturing yang lebih luas lagi agar proppant dapat ditempatkan didalamnya. Setelah semua PAD yang didesain terpompakan maka urutan selanjutnya dalah pempompaan proppant yang dicampur dengan fracturing fluid tersebut. Proppant yang dipompakan dimulai dengan konsentrasi (PPA) yang kecil dan ditingkatkan sesuai dengan desain frac. Setelah semua proppant yang didesain terpompakan maka wellbore akan dibersihkan dengan flush yang biasanya linear gel atau KCl water. Pemilihan Fluida

Fluida yang digunakan saat fracturing harus melalui seleksi yang ketat untuk menghindari kegagalan operasi (screen out) ataupun kerusakan setelah operasi frac selesai (gel damage). Beberapa kriteria yang ditetapkan antara lain : 1. Viscositas, kemampuan merekahkan

batuan dan membawa proppant kedalam area frac didalam batuan. Sebagai acuan viskositas yang biasanya dipakai adalah minimum 100 cp.

2. Efisiensi dari fluida, kemampuan fluida untuk membuka area frac selama pemompaan dan mempertahankan area tersebut selama proppant mengalir ke dalam area tersebut. Efisiensi dari fluida biasanya dianalisa melalui DataFRAC* service dengan menggunakan Schlumberger software FracCADE atau Mini Fall-Off. Konsep penentuan efisiensi fluida dengan analisa tekanan (BHP) menggunakan

rumus G-Function yang diperkenalkan oleh Ken Nolte.

3. Kompatibilitas, Fluida fracturing harus kompatibel dengan fluida formasi. Gangguan yang dapat terjadi jika fracturing fluida tidak kompatibel dengan fluida formasi antara lain kemungkinan terjadinya clay swelling, emulsi, fines migration dll yang pada akhirnya akan mengurangi tingkat keberhasilan produksi setelah operasi fracturing. Pada Fracturing ini dipilih YFGOIV (Schlumberger fluida) karena terbukti selama test laboratorium tidak menimbulkan masalah dengan kondisi fluida didalam sumur.

4. Stabilitas, Fluida fracturing juga harus stabil selama pemompaan walaupun bertemu dengan kondisi batuan yang relatif panas. Untuk menjamin kestabilan tersebut biasanya ditambahkan additive yang dinamakan High Temperature Stabilizer

5. Low Friction Pressure, Friction Pressure adalah tekanan yang terjadi karena fluida dipompakan melalui area yang sempit. Karenanya friction pressure biasanya fungsi dari viskositas fluida, ukuran tubing/casing, kedalaman tubing/casing dan jenis aliran (turbulence atau laminar). Friction pressure yang besar sangat tidak diinginkan kerena peralatan di dalam sumur (tubing) dan di surface (wellhead dan rangakain pipa frac) mempunyai keterbatasan tekanan. Salah satu cara untuk mengurangi friction pressure diantaranya dengan mengurangi viskositas fluida fracturing, mengganti ukuran tubing dengan size yang lebih besar atau menambahkan additive Friction Fluid Reducer.

6. Pengontrolan Break dan Clean Up, hal ini penting karena fluida fracturing harus kembali ke viskositas seperti air

agar setelah operasi fracturing selesai, sumur dapat dibersihkan dengan cepat.

7. Ekonomis, dari semua fluida yang memenuhi kriteria diatas, pemilihan terakhir adalah keekonomisan dari fluida tersebut. Keekonomisan tidak hanya dihitung dari harga fluida tersebut tetapi yang paling penting adalah kemampuan fluida tersebut untuk meningkatkan produksi. Hal ini disebabkan karena tiap fluida akan mempunyai tingkat kerusakan gel tersendiri. Fluida yang mahal tetapi mempunyai kemampuan untuk mengurangi kerusakan akibat gel mungkin lebih ekonomis dibanding fluida lain yang lebih murah karena produksi yang dihasilkannya lebih baik.

Untuk aplikasi operasi fracturing di sumur Cemara, hasil dari pengalaman terdahulu dan juga tes laboraturium membuktikan bahwa Oil Based Fluid (YFGOIV) adalah fluida yang paling direkomendasikan. Pasir Fracturing (Proppant Agent)

Proppant digunakan dalam operasi fracturing untuk mengisi fracturing area yang terbentuk selama pemompaan dan pada akhir pemompaan membentuk geometry frac. Geometry yang dibentuk oleh proppant tersebut dinyatakan dalam bentuk Propped Half Length (Panjang Frac), Propped Frac Widht (Lebar Frac) dan Frac Height (tinggi frac). Parameter geometry frac inilah yang digunakan untuk menganalisa perkiraan produksi dan kesuksesan dari suatu operasi fracturing. Parameter tersebut didefinisikan sebagai konduktivitas dan FCD (Dimensionless Fracture Conductivity), dimana :

tyPermeabiliFracWidthxtyConductivi =

LengthyxFracHalfermeabilitFormationPracWidtheabilityxFoppantPermFCD Pr

=

Persamaan Pratts, Cinco Ley atau Samaniego biasa digunakan untuk menghitung negative skin yang bisa dicapai untuk setiap FCD yang terbentuk oleh operasi fracturing.

Faktor yang menentukan keberhasilan suatu operasi frac dengan hubungannya terhadap proppant adalah jumlah proppant yang dipompakan dan jenis dari proppant itu sendiri. Semakin banyak proppant yang dipompakan maka secara teori akan semakin besar area frac yang terbentuk yang akan meningkatkan hasil produksi setelah fracturing berlangsung.

Kajian yang lebih mendalam terhadap jumlah proppant dalam kaitannya terhadap produksi terhadap sumur yang telah difrac di Cemara sedang dianalisa oleh Team Schlumberger–Pertamina untuk meningkatkan keuntungan bagi Pertamina di masa mendatang.

Faktor yang harus dilihat dari suatu proppant agent adalah kekuatan terhadap tekanan yang akan diterimanya setelah frac area menutup, ukuran fisiknya, tingkat kekotorannya terhadap partikel lain, kebulatan dan densitasnya.

Seleksi proppant yang akan digunakan dalam operasi frac biasanya dimulai dengan penentuan tekanan yang akan diterima oleh proppant tersebut. Tiap tipe proppant mempunyai range tersendiri untuk tiap tekanan yang bisa diterima. Setelah itu seleksi akan dilanjutkan dengan penentuan ukuran (Mesh Size). Semakin besar ukuran mesh size maka semakin besar pula permeabilitas dari proppant tersebut. Ukuran mesh size ini tergantung dengan ukuran lubang perforasi dan permebilitas dari formasi yang akan di frac. Semakin kecil permeabilitas formasi maka untuk mencapai FCD yang besar tidak diperlukan proppant dengan ukuran besar.

Untuk aplikasi di Cemara simulasi membuktikan bahwa type Carbolite sesuai

dengan kriteria tekanan dari sumur yang di frac sedangkan ukuran 20/40 mesh size terbukti ekonomis untuk range permeabilitas yang ada di cemara. Analisa Produksi

Produksi adalah tujuan akhir dari operasi fracturing. Produksi juga digunakan sebagai salah satu kriteria dalam pemilihan kandidates untuk fracturing. Sumur-sumur yang akan difrac biasanya mempunyai positive skin yang besar. Salah satu cara untuk mengetahui tingkat kerusakan formasi biasanya melalui Well Testing (PBU atau Drawdown). Biasanya sumur dengan tingkat produksi yang tinggi di awal hidupnya mempunyai kemampuan untuk berproduksi lebih baik, dengan asumsi skin saat itu 0. Hal ini juga berhubungan dengan permeabilitas dari formasi tersebut.

Permeabilitas sangat penting dalam pendesainan suatu operasi fracturing. Desain fracturing dikategorikan dalam 2 jenis yaitu desain frac untuk permeabilitas formasi yang kecil (hydraulic fracturing) atau desain frac untuk permeabilitas formasi yang besar (TSO, Tip Screen Out).

Selain well testing, salah satu cara untuk mendapatkan harga permeabilitas adalah dengan metode Post Closure Analysis. Analisa ini dilakukan dengan melakukan pemompaan fluida sebelum fracturing dan kelakuan tekanan selama dan pada saat setelah pemompaan dianalisa untuk mendapatkan harga permeabilitas dan tekanan reservoir. Metode ini diperkenalkan oleh Ken Nolte Schlumberger. Analisa dilakukan dengan menggunakan Mini Fall-Off software.

Setelah data skin dan permeabilitas didapat/diperkirakan maka analisa produksi dilakukan untuk memperkirakan produksi yang bisa dicapai dengan melakukan operasi fracturing. Analisa produksi biasanya dilakukan dengan menggunakan Nodal analyis Perform Software.

III. PEMBAHASAN 3.1. Analisa Datafrac dan Mainfrac

Pengerjaan eksekusi fracturing dimulai dengan urutan langkah langkah pemompaan sebagai berikut : 1. Breakdown Test atau Mini Fall Off

Test, pemompaan awal ini biasanya dilakukan dengan menggunakan air atau diesel. Tujuan dari pemompaan ini adalah untuk membuka perforasi, mendapatkan nilai transmissibility dan tekanan reservoir dari formasi. Dengan mendapatkan nilai transmissibility maka permeability dapat dihitung dengan memasukkan harga net height (dari simulasi atau log) dan viskositas dari fluida formasi. (Gambar 4).

2. Tes Kalibrasi atau DataFRAC*, adalah memompakan fluida utama fracturing dengan laju pemompaan (slurry rate) yang sama dengan laju yang direncanakan untuk fracturing itu sendiri. Perbedaan dengan fracturing adalah pada proses ini tidak digunakan proppant dan volumenya relatif kecil. Tujuan dari pemompaan ini adalah untuk mendapatkan parameter penting seperti Closure pressure yang akan digunakan untuk mengkalibrasi stress profile, mendapatkan efisiensi fluida untuk pendesainan penempatan proppant saat fracturing, transmissibility dan tekanan reservoir. Setelah dilakukan analisa terhadap parameter-parameter tersebut maka main frac schedule kemudian disimulasikan dan penggantian yang dirasakan perlu dilakukan untuk mencapai tujuan yang telah di tentukan sebelumnya. Metode Penganalisaan tes kalibrasi adalah dengan melakukan ‘Pressure Matching’. (Gambar 5).

3. Fracturing, proses ini adalah proses utama dalam pelaksanaan keseluruhan operasi fracturing. Dalam proses ini dipompakan fluida frac bersama sama

dengan proppant. Pemompaan dimulai dengan PAD yaitu fluida fracturing tanpa proppant yang bertujuan untuk membuka frac area itu sendiri, yang kemudian dilanjutkan dengan masuknya pasir ke dalam fluida fracturing tersebut dimulai dengan konsentrasi pasir yang rendah sampai yang tinggi dan diakhiri dengan flush untuk membersihkan wellbore dari fluida dan proppant dari stage terakhir. (Gambar 6).

3.2. Breakdown Test / Mini Fall Off

Test Di Struktur Cemara Analisa terhadap pemompaan tes

breakdown atau mini fall off akan mengambil contoh dari sumur CMB-18 lapisan I. Pemompaan dilakukan pada tanggal 1 Agustus 2003. Sebanyak 15 bbl diesel dipompakan sebesar 9.5 bpm (barrel per minute). Pemompaan selama 2 menit ini dilanjutkan dengan penurunan tekanan selama 30 minutes. Analisa yang dilakukan terhadap masa pemompaan dan selama penurunan tekanan dilakukan dengan menggunakan FracCADE* dan Mini Fall Off software dari Schlumberger.

Analisa tekanan terhadap fungsi waktu G-Function seperti gambar 7 dilakukan untuk mendapatkan Tekanan Closure. Tekanan Closure sangat penting untuk mengkalibrasi stress profile dari rangkaian batuan di formasi yang akan direkahkan. Analisa lain yang didapatkan dari pengerjaan pemompaan awal ini adalah transmissibilitas (kh/mu). Permeabilitas bisa dihitung menggunakan harga transmissibilitas dengan mengetahui net height (melalui log) dan viskositas dari fluida formasi.

Analisa yang dilakukan terhadap sumur CMB-18 lapisan I. Tekanan closure didapatkan sebesar 3,000 psi yang menghasilkan gradien perekahan sebesar 0.55 psi/ft. Sedangkan transmissibilitas

adalah 407 md.ft/cp. Karena formasi ini mempunyai perekahan net height sebesar 21 ft, dan viskositas minyak 1.5 cp maka permeabilitas dihitung sebesar 29 mD.

Rangkuman hasil dari analisa Mini Fall Off dari sumur sumur yang telah dilakukan pekerjaan fracturing disajikan dalam tabel 2..

3.3. Tes Kalibrasi/DataFRAC* di

Cemara Setelah analisa pada Mini Fall Off

selesai dilakukan maka langkah selanjutnya adalah pemompaan tes kalibrasi. Pada sumur CMB-18 ini, pemompaan dilakukan dengan menggunakan YFGOIV oil based fluid sebanyak 100 bbl. Laju pemompaan sebesar 15 bpm selama 7 menit dan dilanjutkan dengan analisa penurunan tekanan. Pada tahap ini kembali dilakukan analisa seperti pada langkah sebelumnya di Mini Fall Off. Hasil penting yang membedakannya dengan analisa terdahulu adalah penentuan effisiensi fluida. Efficiency adalah salah satu parameter yang akan dijadikan acuan dalam simulasi penyamaan tekanan (pressure matching). Parameter lain yang juga dianalisa adalah net pressure. Net pressure didefinisikan sebagai ISIP (harga tekanan pada saat pemompaan berhenti) – Tekanan Closure. Net pressure digunakan sebagai acuan untuk melakukan proses simulasi penyamaan tekanan (pressure matching).

dilakukan untuk menjamin bahwa tujuan dari desain semula bisa tercapai dan menghindarkan dari kemungkinan terjadinya kegagalan selama pemompaan (screen out).

Matching tekanan adalah simulasi yang dilakukan dengan menggunakan FracCADE software. Dalam proses ini simulasi dilakukan yang akan menghasilkan tekanan simulasi. Tekanan simulasi ini dibandingkan dengan tekanan aktual dari pekerjaan yang telah dilakukan. Untuk mencapai matching maka parameter parameter dari batuan harus dikalibrasi seperti (stress profile, young modulus, poisson ratio, dll) dan juga karakteristik fluida (kecepatan fluida untuk leak off ke

formasi dari area fracturing yang terbentuk).

Acuan yang dijadikan target pada proses simulasi penyamaan tekanan ini adalah net pressure dan efisiensi. Dalam contoh dari sumur CMB-18 ini didapat ISIP 3416 psi sedangkan tekanan closure adalah 3000 psi, maka Net pressure adalah (3416-3000) x 1 psi = 416 psi. Analisa efisiensi dengan menggunakan G-Function didapat efisiensi fluida sebesar 26% (gambar 8) . Selanjutnya proses simulasi penyamaan tekanan dilakukan sehingga tercapai hasil net pressure sebesar 416 psi dan efisiensi 26% dengan mengubah parameter batuan dan fluida. Hasil dari proses penyamaan tekanan disajikan dalam gambar 9.

Setelah proses simulasi penyamaan tekanan selesai maka dengan menggunakan hasil tersebut dibentuklah model yang dipakai untuk mensimulasikan rencana schedule dari pekerjaan fracturing yang akan dilakukan. Hal ini penting

Rangkuman hasil dari analisa Tes Kalibrasi (DataFRAC*) dari sumur-sumur yang telah dilakukan pekerjaan fracturing disajikan dalam tabel 3.

3.4 Pekerjaan Fracturing

Setelah analisa tes kalibrasi selesai dilakukan dan rencana schedule disimulasikan maka pekerjaan selanjutnya adalah pemompaan utama yaitu fracturing itu sendiri dengan menggunakan fluida frac dan proppant. Analisa yang dilakukan pada pekerjaan fracturing adalah simulasi penyamaan tekanan antara simulator dengan menggunakan FracCADE terhadap tekanan actual selama pemompaan. Proses yang dilakukan serupa dengan analisa Tes Kalibrasi yaitu penghitungan net pressure

dan efisiensi sebagai acuan akhir simulasi. Dalam contoh dari sumur CMB-18 ini didapat ISIP 4330 psi setelah pekerjaan fracturing, dengan mengacu pada tekanan closure sebesar 3000 psi, maka Net pressure adalah (4330-3000) x 1 psi = 1330 psi. Analisa efisiensi dengan menggunakan PAD Rasio didapat efisiensi fluida sebesar 25%. Gambar 10 menggambarkan hasil simulasi penyamaan tekanan sedangkan hasil dari simulasi sendiri dipresentasikan oleh gambar 11. Bentuk geometri setelah berakhirnya pekerjaan fracturing terlihat pada gambar 12. Hasil Evaluasi sumur-sumur lain di rangkum dalam tabel 4, 5 dan gambar 13. 3.5 Evaluasi Eknonomis

Pekerjaan Hydraulic fracturing terhadap 4 sumur ini menghasilkan keuntungan finansial yang menjanjikan. Dengan asumsi harga minyak 25 $/bbl, Operating Cost di struktur cemara ini 5 $/bbl, maka s.d tgl 16 September 2003 NPV @ 12% yang telah dihasilkan dari proyek ini sebesar $ 126,326.11. dengan lamanya POT 2.2 bulan. Ringkasan keekonomian tersaji pada tabel 6. 3.6 Hambatan Operasional Fracturing Selama pelaksanaan fracturing ini terjadi hambatan-hambatan operasional. Rangkuman hambatan yang ada disajikan dalam tabel 7. IV KESIMPULAN DAN SARAN

1. Penambahan Produksi Minyak hasil hydrauluc fracturing di empat sumur Struktur Cemara sebesar 940 bopd.

2. Pekerjaan hydarulic fracturing di Struktur Cemara berhasil meraih keuntungan (NPV @ 12%) s.d tgl 16 September 2003 sebesar $112,791.20 dengan POT 2.2 bulan

3. Untuk sumur yang dalam dan high temperatur perlu kajian yang lebih mendalam disebabkan tingkat resiko yang lebih tinggi

4. Dari hasil pekerjaan hydraulic fracturing di Struktur Cemara dapat buat model pemilihan kandidat hydraulic fracturing untuk bisa diterapkan di struktur-struktur lainnya di masa mendatang.

V. DAFTAR PUSTAKA

1. Gidley, J.L, Holditch, S.A, Nierode, D.E and Veath, R.W. : “Recent Advances in Hydraulic Fracturing”,SPE Monograph Volume 12, 1989.

2. Meng,H.Z and Brown, K.E : “Coupling of Production Forecasting, Fracture Geometry Requirements, and Treatment Scheduling in the Optimum Hydraulic Fractur Design”, Paper SPE 16435, 1987.

3. Warembourg, P.A, Klingensmith, E.A. Hodges, J.E, and Erdle, J.E : “Fracture Stimulation Design and Evaluation”, Paper SPE 14379, 1985

Lok. Cemara a

Gambar 1. Lokasi Struktur Cemar

Gambar 2. Korelasi Lapisan Struktur Cemara

T

Properties Layer

Perforation, m

Drainage Rad,m WC, %

Net Height, m Geologi Lithology SCurrent Prod/Net

Heigh bopd/m Skin

Permeability, mD Production @ Skin

-4, bopd CBL. MV

Shale Barrier Thick, m

Res, Pressure, Psia

Res, Temp,F Oil Gravity, API

Porosity, % Own GOR, scf/stb

Gambar 2. Korelasi Struktur Cemara

Gambar 3. Type Log Kandidat Sumur Hydraulic Fracturing

abel 1. Karakterisasi Sumur-Sumur Hasil Screening Kriteria

CMT-08 CMT-09 CMB-05 CMB-18 H Uo H1 I

1699 – 1703 1704 - 1705

2362 - 2367 1671 – 1675 1680 - 1684

1842 – 1844 1836 - 1841

115 173 205 126 3 4 48 9 11 8 7.5 10

haly Sandstone Sandstone Shaly Sandstone Shaly Sandstone 8.45 2.63 8.6 10.2

4.65 3.75 5.42 1.94 5.5 18 11 5 390 425 270 370

0 - 10 10 – 40* 10 – 15 0 – 10 7. 5 –20 10 – 15 10 – 20 7.5 – 20

1405 1848 1598 2126

244.3 275 232.3 232.3 35.05 37.8 30.8 33.4

18 15 12 15 3441 8522 214 2594

500

400

300

200

100

CMB-18 W ell I FormationMini Falloff Test (Diesel) Plot

0

1000

2000

3000

4000

265 270 275 280 285 290Treatment Time (min)

Pressure (p

0

5

10

15

20

Slurry Rate (bpm), Proppant Concen

Treating_Pressure [psi] Annulus_Pressure [psi] Slurry_Rate [bbl/min]

Date of Treatment 01 Agust 2003Total Fluid Pumped 15 bbl

Surface Treating Pressure

Annulus Pressure

Slurry Rate

Date of Treatment 01 August 2003

Total Diesel Pumped 15 bbl

Pump rate 10 bpm

CM B-18 W ell I Form ationCalibration Test (YFGOIV) Plot

0

0

0

0

0

0

290 295 300 305 310 315 320 325 330 335 340 345 350 355 360Treatm ent Tim e (m in)

Pressure (p

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

Slurry Rate (bpm), Proppant Concent

Treating_Pressure [psi] Annulus_Pressure [psi] Slurry_Rate [bbl/min]

Date of Treatment 01 August 2003Total Fluid Pumped 125 bbl

Surface Treating Pressure

Annulus Pressure

Slurry Rate

Date of Treatment 01 August 2003

Total YFGO IV 125 bbl

Gambar 4. Mini Fall Off Test CMB-18 Gambar 5. DataFRAC/Test Kalibrasi CMB-18

Gambar 6. Fracturing CMB - 18

0 1 2 3

G function

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

psi<<Pressure G slope>>Press deriv>>

Spurt %=P*=2000 m3/4=0 mGc=1078;fc=1.84 mGc.fc=1979Efficiency = 0.11Pseudo_poisson=0.22

10

1000

1 10 100

ps i P Deriv

f(t) = 1/F l^2

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

<<Press diff <<Press deriv<<Press diff(T C) <<Press deriv(TC)Slope(T C) >> Slope >>

Tp =0.0559M atch der =1305ps iP C l =3044ps iP res =1848ps ikh/m u =407.50m d.ft/cpCr control:ISIP>M atch der+Pres>Pcl

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

psi

Closure Pressure

100

Transmissibility dan Tekanan Reservoir

Gambar 7. Penentuan Tekanan Closure dan Transmissibility

ell Main Frac Date

CMT-08 5-Jul-03 CMB-18 4-Aug-03 CMT-09 25-Aug-03 CMB-05 8-Sep-03

0 1 2 3 4 5 6

G function

<<Pressure Press deriv>>

Spurt P*=60 m3/4 mGc= mGc.EfficiePseud

TCWell Main Frac

Date

CMT-08 5-Jul-03 CMB-18 4-Aug-03 CMT-09 25-Aug-03 CMB-05 8-Sep-03

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

psi

Gambar 8. Analisa Tes

CMB18 MainFR

10.0 20.0 30.00

1000.00

2000.00

3000.00

4000.00

5000.00

6000.00

Tim

Pres

sure

(psi

)

Gambar 10. Fractu

Tabel 2. Summary Analysis Mini Fall Off

Tekanan Closure

Gradien Perekahan Transmisibilitas

Tekanan Reservoir

Psi psi/ft md.ft/cp psi 3049 0.58 1027 1620 3000 0.55 407 1848 4561 0.59 1419 2864 2788 0.51 576 1523

7 8 9

100

200

300

400

500

600

700

psiG slope>>

%=0=403647;fc=1.65fc=1069ncy = 0.26o_poisson=0.19

CMB18 DataFRAC Pressure Matching

63.0 64.0 65.0 66.0 67.02000.00

2500.00

3000.00

3500.00

4000.00

4500.00

02468101214161820

Slurry Rate (JobData)

BHP (PropFRAC)

Time (min)

Tabel 3. Ringkasan Test Kalibrasi ekanan losure Net Pressure

Efisiensi Fluida

Fluid Leak Off Coef.

psi psi % ft/in0.5 3049 408 14% 1.40E-02 3070 524 25% 9.30E-03 4546 989 14% 9.00E-03 2788 651 19% 1.00E-02

BHP (Default) (JobData)

20Treating Pressure (JobData)

Kalibrasi Gambar 9. Simulasi Penyamaan Tekanan

AC Pressure Matching

40.0 50.0 60.00

5

10

15

25

Slurry Rate (JobData)Proppant Conc (JobData)

BHP (PropFRAC)

e (min)

+

Gambar 11. Hasil Simulasiring BHP Matching

0

F racCADE*

*Ma rk of Sc hlumbe rge r

0 100 200 300Frac t ure Ha lf -Le ngth - f t

< 0.0 lb/ft20.0 - 0.2 lb/ft20.2 - 0.4 lb/ft20.4 - 0.6 lb/ft20.6 - 0.8 lb/ft20.8 - 1.0 lb/ft21.0 - 1.2 lb/ft21.2 - 1.4 lb/ft21.4 - 1.6 lb/ft2> 1.6 lb/ft2

-0 .1 0 -0 .0 5 0 0 .0 5 .1 0

AC L Width at Wellbore - in2800 3600 4

Stres s - ps

5500

5550

5600

5650W

ell D

epth

- ft

ACL F ractu re Pro fi le an d Pro p p an t Co n cen tratio n

Pe r ta min a D O H C ire b o nC MB1 81 5 b p m- b0 7 - 1 7 -2 0 0 3

Gambar 12. Bentuk Geometri Fracturing

Tabel 4. Ringkasan Pekerjaan Fracturing

Total Proppant Total Fluid Proppant Conc. Net Pressurein Formation, lb Slurry, bbl PPA psi

CMT-08 5-Jul-03 22,853 366 1 - 9 NACMB-18 4-Aug-03 30,000 364 1 - 8 1300CMT-09 25-Aug-03 22,300 374 1 - 8 NACMB-05 8-Sep-03 30,820 395 1 - 8 1193

Well Main Frac Date

Tabel. 5 Peningkatan Produksi Minyak Hasil Hydraulic Fracturing

Well Main Frac Date Date on Production Before Frac After Frac* CMT-08 5-Jul-03 8-Jul-03 93 438 CMB-18 4-Aug-03 6-Aug-03 102 356 CMT-09 25-Aug-03 4-Sep-03 21 99 CMB-05 8-Sep-03 10-Sep-03 65 333

Gambar 13

. Perbandingan Produksi Minyak sebelum dan sesudah

hydraulic fracturing

Tabel 6. Perbandingan Biaya ,Keuntungan Hydraulif Fracturing Well Cost, $ Gain Oil,bbl Post.Frac,

days POT (Mo’S) NPV @ 12%

, $ CMT-08 157,439.75 23,015 71 1.06 270,410.90 CMT-09 184,582.36 1,103 13 - - 145,109.20 CMB-05 155,105.88 3,263 7 - - 80,219.50 CMB-18 177,125.94 12,648 42 1.23 67,709.00

TOTAL 674,253.88 40,029 2.2 112,791.20

Tabel 7. Rangkuman Hambatan Operasional Well Kendala

CMT-08 Ketidaksesuain konsentrasi proppant antara design dengan aktual pelaksanaan disebabkan kesalahan densitometer akibat tidak dikalibrasi dengan fluid fracturing (diesel )

CMT-09 sumur loss, dalam dan high temperatur yang menyebabkan pad tidak bekerja optimal sesuai dengan design ( break premature). Serta terjadi screen out

CMB-05 TFTV patah, sehingga rangkaian fracturing di cabut dan kalibrasi test diulang CMB-18 -