2001-35

5/20/2018 2001-35

1/8

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

IATMI 2001-35

RESERVOAR MANAJEMEN PADA KOLOM MINYAK ULTRA-TIPIS

(ULTRA-THIN BANDS) UNTUK RESERVOAR BERTENAGA PENDORONG GAS CAP

AND AIR : KASUS LAPANGAN ATTAKA

Renas Santosa Witjaksana 1, D.T. Vo 1, Masato Okuno 21Unocal Indonesia Company

2Inpex

Kata kunci : Reservoar Manajemen, Lapisan, Ultra-Tipis

ABSTRAK

Memproduksikan minyak pada lapisan ultra-tipis (ultra-thin bands) untuk reservoar bertenaga pendorong gas-cap dan airmerupakan suatu tantangan, oleh karena koning secara serius dapat mengurangi perolehan minyak. Disisi lain aplikasi sumurhorizontal (yang biaya pemborannya relatif tinggi) telah sukses mengatasi beberapa permasalahan tersebut. Laju produksi yang sama

dimungkinkan dengan tekanan drawdown yang lebih kecil dan akhirnya dapat meningkatkan efisiensi perolehan minyak. Walaupunindustri minyak dengan inovasinya telah mampu menurunkan biaya pemboran sumur horizontal, namun keekonomian proyek tetap

menjadi hal yang kritis dalam pengeksploitasian reservoar dengan karakteristik tersebut.Paper ini akan membicarakan studi kasus yang dapat membantu perencanaan dan penanganan (to manage) reservoar minyak

dengan ketebalan maksimal 20 ft yang keberadaannya diapit oleh gas-cap dan bottom/edge aquifer. Juga akan dibahas kinerja dataaktual lapangan Attaka yang berkarakteristik stratigrafi stacked pays of fluvial and deltaic channel sands dan termasuk di dalamkompleks Mahakam Delta. Pada dasarnya kolom minyak yang tipis tersebut berawal dari lapisan minyak yang tebal. Sejalan denganwaktu produksi dan pergerakan batas air-minyak oleh karena daya dorong aquifer mengakibatkan kolom-kolom tersebut menipis,

walaupun demikian jumlah minyak yang tertinggal masih sangat potensial untuk diambil. Hal-hal terkait dengan reservoar manajemenpada paper ini adalah tahap evaluasi sumur, perencanaan & perkiraan sumur baru, data akuisisi pada saat pemboran & produksisumur, dan perencanaan pengembangan jangka panjang. Hal-hal di atas sangat terkait erat dengan aplikasi model reservoar yangtidak hanya untuk perencanaan sumur, melainkan juga berfungsi membantu pengoperasian, strategi komplesi dan optimalisasi sumur

produksi.Sejumlah data kinerja sumur memperlihatkan bahwa aplikasi sumur horizontal masih merupakan pilihan terbaik untuk

mengeksploitasi reservoar minyak dengan lapisan ultra-tipis, walaupun demikian diperlukan kehati-hatian guna memperoleh nilaiekonomis yang maksimal. Karenanya penentuan macam komplesi sumur yang akan diterapkan perlu direncanakan sebaik mungkin, hal

ini tentunya dengan mempertimbangkan alternatif yang ada.

1. PENDAHULUAN

Dalam kurun waktu 15 tahun terakhir ini, aplikasi sumurhorizontal banyak dilakukan pada reservoar minyak tua(mature) yang berkarakteristik tenaga pendorong air (waterdrive) dan tudung gas (gas-cap). Unocal Indonesia Co. (UIC)

secara intensip sejak tahun 1996 telah melakukan pemboranlebih dari 100 sumur horizontal dibeberapa lapanganminyaknya. Aplikasi sumur horizontal di lapisan tipis telahsecara meyakinkan dapat meningkatkan efisiensi perolehan

minyak. Namun demikian, dengan semakin menipisnyalapisan minyak tersisa (ultra-thin bands maksimal 20 ft)aplikasi teknis dari sumur ini menjadi semakin beresiko. Olehkarena, secara alamiah, dengan semakin menipisnya lapisan

minyak suatu reservoar, akan mengakibatkan selainmenurunnya perolehan minyak, juga meningkatkan biayapemboran sumur itu sendiri. Sebagai akibatnya nilai ekonomidari proyek tersebut akan tidak menarik. Untuk mengatasi hal

tersebut, beberapa cara telah diusahakan guna menurunkanfaktor resiko dan meningkatkan nilai ekonomisnya melaluiaplikasi pemboran sumur horizontal short-to-medium radiusatau penerapan sumur vertikal konvensional untuk multi-sand.

Makalah ini akan membicarakan studi kasus yang dapatdigunakan untuk membantu merencanakan dan menangani (tomanage) reservoar minyak dengan ketebalan maksimal 20 ft

dan program-program selanjutnya yang berkaitan dengan

aplikasi sumur horizontal di lapangan Attaka. Di dalammakalah ini akan dijabarkan sejarah dan kinerja lapangan

Attaka yang dikaitkan dengan aplikasi pemboran sumurhorizontal beberapa tahun belakangan ini, mencakup kinerja

13 sumur horizontal di lapisan ultra-tipis. Secara ringkas jugaakan dikaji ulang reservoar manajemen yang berkaitan denganprogram pemboran dan pengoperasian sumur-sumur tersebut.Sedangkan sebagai upaya antisipasi dan menunjang

perencanaan pengembangan lapangan lebih lanjut, simulasireservoar yang dikembangkan dari data aktual lapanganmenjadi alat kaji ulang berbagai strategi komplesi sumur.Hasil sensitivitas kasus pada model reservoar yang

dikembangkan menunjukkan bahwa perolehan hidrokarbonsangat bergantung pada kondisi reservoar dan sumur sepertipanjang bagian lateral, posisi sumur terhadap batas fluidareservoar, ukuran tubing, laju produksi awal, dan artificial

lifting. Hal utama yang menjadi faktor penting dalampengembangan dan eksploitasi reservoar dengan lapisan ultra-tipis adalah evaluasi cadangan tersisa dan nilai ekonomisnya.

2. LAPANGAN ATTAKA DAN APLIKASI SUMUR

HORIZONTAL

Lapangan Attaka adalah salah satu lapangan terbesar di

kompleks konsesi Unocal Indonesia Co.. Lapangan Attakamemiliki karakteristik endapan massive stacked channelsandstones dan bagian dari Kutai Basin Mahakam Delta.Lapangan ini berlokasi sekitar 25 km timurlaut lepas pantai

Delta Mahakam, Kalimantan Timur (Gambar-1). Sebagai

salah satu lapangan minyak yang terbesar di wilayah tersebut,arealnya mencakup 8000 acres (Gambar-2) dan pola

5/20/2018 2001-35

2/8

Reservoar Manajemen pada Kolom Minyak Ultra-Tipis(ultra-thin bands) Renas Santosa Witjaksana, D.T. Vo, Masato Okuno

untuk Reservoar Bertenaga Pendorong Gas Cap and Air: Kasus Lapangan Attaka

IATMI 2001-35

jebakannya ditandai dengan kombinasi antara antiklin danstratigrafi, dengan disertai patahan1. Ketebalannya mencakup

ribuan feet, hidrokarbon ditemukan dalam batuan pasiran dimulti-lapisan dengan sistem pengendapan shallow hinggadeltaic marine dengan perkiraan waktu geologi dari Middlehingga Late Miocene (Gambar-3). Lapangan Attaka

diketemukan melalui sumur discovery Attaka#1A yang diborpada tahun 1970 dengan hasil uji produksi sebesar 11,330bopd. Awal produksi lapangan secara komersial dimulai padatahun 1972 dengan laju produksi sebesar 22.000 bopd yang

berasal dari 10 sumur dan puncak produksi sebesar 120.000bopd dari 50 sumur produksi tercapai pada tahun 1977. Saatini produksi lapangan Attaka bertahan pada laju 25.000 bopddengan berbagai aktifitas pemboran, workover dan

optimalisasi sumur produksi (Gambar-4).Tercatat kumulatifproduksi hingga Agustus 2001 adalah sebesar 603 mmbminyak dan 1,3 Tcf gas

Aplikasi sumur horizontal di lapangan Attaka telah dimulaisejak tahun 1996 dengan target utamanya adalah lapisan

minyak tipis di formasi Shallow, Main Deltaics danIntermediate. Tujuannya adalah mengeksploitasi minyak

tersisa yang terisolasi oleh perbedaan permeabilitas danporositas yang merupakan produk dari heterogenitas reservoarbertenaga pendorong tudung gas dan air. Dengan ketebalanberkisar 10 hingga 40 feet, keuntungan yang diperoleh dari

pemboran sumur horizontal tersebut adalah (i) menurunkanpengaruh koning (ii) daerah pengurasan yang lebih besar (iii)mengatasi potensial masalah pasiran dengan menerapkantekanan drawdown yang lebih rendah, khususnya pada

formasi Shallow.

Hasil kinerja lookback2 sumur-sumur horizontal di lapangan

Attaka secara jelas menunjukkan bahwa sumur-sumur

horizontal memberikan daerah pengurasan dan recovery yanglebih besar jika dibandingakan dengan sumur vertikalkonvensional yang diproduksikan pada lapisan yang sama.Hasil rata-rata yang diperoleh dari lookback 24 sumur

horizontal di lapangan Attaka adalah panjang horizontal 900ft, perolehan minyak 670 mb (28% faktor perolehannya),daerah pengurasan 66 acres dan ketebalan kolom minyak 25ft. Secara keseluruhan, dengan nilai investasi rata-rata

sebesar 1.7 $/bbl, aplikasi pemboran sumur horizontal dilapangan Attaka adalah suatu program yang sukses.Kesuksesan tersebut merupakan hasil dari suatu prosespendekatan, perencanaan, dan aplikasi yang terintegrasi dan

didasarkan pada pola-pola reservoar manajemen seperti2: Optimalisasi perolehan produksi dan revenue dengan

menggunakan model reservoar pada tahap perencanaan

sumur Menurunkan faktor resiko dengan melakukan observasi

dan monitoring pergerakan batas fluida secara kontinudan terencana dengan cara uji formasi, estimasi dengansaturation logging tool, interpretasi elektrik logging pada

sumur terbaru disekitarnya, dan simulasi reservoar. Pengkalibrasian dan penggabungan data geologi dan

model reservoar secara kontinyu.

Membuat perencanaan pemboran dan pengoperasian

sumur secara sederhana, seperti penentuan landing pointdengan jarak minimum yang optimal terhadap batasfluida gas-minyak, perencanaan TD sumur,merencanakan dan mengaplikasikan bentuk konfigurasi

sumur yang paling sederhana, serta aplikasi pengopersian

sumur minyak dengan melakukan kontrol GOR.

Walaupun aplikasi sumur horizontal untuk ketebalanmaksimum 20 ft dapat dikatakan cukup sukses sebagaimana

ditunjukan dengan rendahnya biaya pengembangan, secararinci hasil evaluasi menunjukkan dengan panjang horizontalrata-rata 900 ft, jumlah minyak yang dapat diperoleh sebesar380 mb (27%) dan luas daerah pengurasannya adalah 54

acres. Gambar-5 memperlihatkan data-data aktual yangmengikuti pola distribusi log-normal. Dengan biayapengembangan sebesar 3.1 $/bbl, pengeksploitasian minyak direservoar berketebalan maksimum 20 ft jelas merupakan suatu

tantangan sekaligus permasalahan yang cukup serius dan akanberpengaruh pada pola pengembangan reservoar dikemudianhari secara kontinu, oleh karena jumlah minyak yangdikandung masih sangat menjanjikan. Sebagai langkah lanjut

usaha peningkatan nilai ekonomis proyek dan penurunanfaktor resiko, beberapa hal yang saat ini menjadipertimbangan adalah penerapan sumur horizontal short-to-medium radius secara bertahap untuk satu lapisan tunggal

atau penerapan sumur vertikal konvensional untuk multilapisan (multi prospek). Pembicaraan selanjutnya akan

membahas seberapa mungkin penerapan sumur horizontalshort-to-medium radius bagi pengembangan lapangan

dikemudian hari.

3. MODEL RESERVOAR DAN STRATEGI

PERENCANAAN KOMPLESI SUMUR

Perolehan minyak dan gas pada reservoar ultra-tipis bertenagapendorong tudung gas dan air sangat bergantung padaketebalan kolom minyak, permeabilitas reservoar, besarnya

tudung gas, kekuatan aquifer, bentuk reservoar, kemiringanlapisan, dan viskositas minyak2-4. Model reservoar digunakansebagai alat untuk melakukan seleksi komplesi sumur (posisi,panjang, jarak terhadap batas fluida relatif sumur, dan laju

produksi yang memadai dari suatu sumur) serta memprediksikinerjanya. Guna mengetahui pengaruh dari posisi sumurterhadap perolehan minyak pada reservoar berketebalan ultra-tipis (maksimum 20 ft) dengan tenaga pendorong tudung gas

dan air, telah dilakukan sejumlah sensitivitas analisis. Denganmenggunakan model reservoar sebagaimana ditunjukan padaGambar-6 dan data aktual lapangan sebagaimana dijabarkanpada Apendik A, evaluasi telah dilakukan terhadap pengaruh

posisi & panjang sumur, ukuran tubing, pengaruh artifiallift,dan pengaturan laju produksi terhadap perolehan minyak.Reservoar model yang digunakan memiliki karakteristik luaspengurasan 45 acres, ketebalan 20 ft disekitar lubang sumur

atau berkisar 18 ft untuk ketebalan rata-rata di suluruh arealreservoar. Pada pembahasan selanjutnya akan dikupasanalisis produk simulasi yang telah dilakukan terhadap lebih

dari 180 kasus. Secara sederhana, data-data tersebut akandiringkaskan menjadi nilai rata-rata yang paling mungkinuntuk kondisi-kondisi tertentu.

Pengaruh posisi sumur di dalam kolom minyak.

Secara umum, hasil yang ditunjukan pada Gambar-7memperlihatkan apabila sumur diposisikan di tengah-tengahkolom minyak nilai perolehan yang dicapai adalah maksimal.

Hal ini dapat dimengerti oleh karena diperlambatnya efekkoning. Sejalan dengan hasil yang diperoleh di dalamReferensi 2-4 (untuk kolom minyak yang lebih tebal, 30-40ft), maka kurva yang ditunjukan oleh Gambar-7

menyarankan adanya jarak minimal posisi sumur terhadap

batas gas-minyak (pada kasus ini nilai m=1 bcf/mmbo).Secara praktis, posisi batas gas-minyak dapat diketahui lebih

5/20/2018 2001-35

3/8



IATMI 2001-35

baik bersamaan saat pemboran sedang berjalan danmenembus lapisan prospek. Sedangkan untuk batas minyak-

air, keberadaannya relatif lebih sukar diperkirakan, biasanyahal tersebut dapat dikonfirmasi melalui pemboran sumurpilot atau berdasarkan data terakhir elektrik logging darisumur disekitarnya. Berdasarkan tingkat kesulitan tersebut di

atas, amatlah bijak apabila penentuan posisi sumur sebaiknyadidasarkan pada jarak minimum terhadap GOC (ditentukanbersamaan pada saat pemboran) dan posisi TD ditentukanberdasarkan perkiraan posisi OWC (biasanya dilakukan

sebelum pemboran dengan menggunakan survey atau modelsimulasi), yang selanjutnya digunakan sebagai penentu arahsumur.

Pengaruh panjang sumur.

Pada Gambar-7 diperoleh bahwa 600 ft adalah panjangoptimum untuk sumur horizontal yang diproduksikan dari

kolom minyak dengan ketebalan maksimal 20 ft dan luaspengurasan 50 acre. Walaupun penalaran secara praktis

menyatakan semakin panjang sumur, maka semakin besarperolehan yang diharapkan. Akan tetapi, dengan semakin

panjang bagian lateral dari sumur horizontal akan cenderungmeningkatkan faktor resiko yang disebabkan oleh perubahan-perubahan faktor geologi selama proses pemboranberlangsung; seperti fault dan stratigrafi. Selain itu juga

adanya potensial masalah mekanis pada saat pemasanganscreen-liner yang terlalu panjang. Selain panjang lateral, halyang menjadi pertimbangan lain adalah pola konfigurasisumur yang sebaiknya dibuat sesederhana mungkin.

Berdasarkan pengamatan, maksimum penurunan tekananterjadi pada lokasi belokan atau lekukan (umumnya terjadipada perubahan posisi dari vertical ke horizontal), oleh sebabitu konfigurasi sumur yang lurus atau minimumnya lekukan

(undulated well path) dapat meningkatkan efisiensi laju alir didalam sumur.

Pengaruh ukuran tubing dan artificiallift.

Hasil yang ditunjukan pada Gambar-8, memberikanpenjelasan bahwa semakin kecil ukuran tubing yangdigunakan cenderung akan meningkatkan nilai perolehan

yang diharapkan. Hal ini dikarenakan efisiensi proses liftingyang lebih baik, terutama pada saat kandungan airnya sudahcukup tinggi. Observasi ini berlaku bagi sumur yangberproduksi secara alamiah maupun dengan bantuan gaslif t.

Secara rata-rata, peningkatan yang dapat diharapkan denganpenurunan untuk setiap ukuran tubing untuk sumur tanpagaslift adalah 3%, sedangkan untuk sumur dengan gaslif t

peningkatannya hanya sebesar 1%.

Pengaruh laju produksi awal.

Meskipun laju produksi awal sumur untuk semua studi kasus

menunjukkan angka yang relatif tinggi (>1000 bopd)termasuk untuk kasus sumur produksi dengan ukuran tubingkecil, observasi menunjukkan semakin besar laju alir awalsumur akan cenderung mempercepat gejala gas koning yang

akhirnya akan menurunkan nilai perolehan minyak. Sangatdianjurkan untuk melakukan mengaturan GOR pada setiapsumur produksi, terutama pada saat awal. Sebagai contoh,produksikan sumur dengan maksimum GOR sebesar 3 kali

solution gas-nya. Gambar-9 mengilustrasikan kurva

penurunan perolehan minyak akibat meningkatnya GORsumur produksi yang merupakan rekonsiliasi data simulasi

reservoar dan aktual. Hal lain yang dapat diungkapkan adalah,walaupun secara umum laju produksi awal sumur cukup

tingginya, namun laju alir rata-rata pada sumur yangdiproduksikan di lapisan ultra-tipis pada tahun pertamanyaadalah relatif rendah. Gambar-10menggambarkan kurva lajuproduksi rata-rata terhadap faktor perolehan untuk sumur

yang memiliki panjang lateral 600 ft untuk berbagai ukurantubing. Hasilnya adalah ukuran tubing tidak cukup berartidalam proses akselerasi produksi. Hal lainya adalah faktorperolehan sumur dengan ukuran tubing kecil akan lebih besar

setelah melewati tahun keempat, hal ini sebagai akibatmeningkatnya efisiensi proses pengangkatan di dalam sumuryang diakibatkan oleh meningkatnya kandungan air di dalamsumur. Sebagai bahan perbandingan, umur produksi sumur

untuk variasi ukuran tubing 2-3/8, 2-7/8, 3-1/2 masing-masing adalah 4, 3-1/2, dan 3 tahun secara berurutan.

Implikasi Ekonomi.

Hasil yang didemonstrasikan oleh Gambar-11dan2

adalah

ukuran tubing kecil (2-3/8 dan 2-7/8) secara umum dapatmemberikan faktor perolehan dan NPV (@12%) yang lebih

baik dibandingkan apabila sumur diproduksikan denganmenggunakan tubing 3-1/2. Faktor utama yangmempengaruhi perhitungan ekonomi di dalam Gambar-12adalah biaya pemboran dan komplesi. Pada sumur horizontal

short-to-medium radius biaya yang ditimbulkan relatif lebihkecil dibandingkan dengan biaya yang dibutuhkan padapemboran sumur horizontal secara konvensional (AppendixB). Gambar-12 menunjukkan hasil rekonsiliasi, nilai rata-

rata NPV dari data evaluasi 13 sumur horizontal konvensionalyang menggunakan tubing 3-1/2 (ditunjukan oleh titikmerah) dan reservoar model pada lapisan ultra-tipis.Sedangkan untuk pemboran sumur horizontal short-to-

medium radius penghematan dapat dilakukan apabiladikombinasikan penggunaan 5 liner produksi dan tubingberukuran 2-3/8 atau 2-7/8.

Pengaruh ketebalan kolom minyak pada recovery danekonomi.

Secara prinsip, aplikasi sumur horizontal akan semakin sulit

dengan semakin menipisnya kolom minyak suatu lapisan, haltersebut disebabkan oleh semakin sulitnya kontrol yangdilakukan selama pemboran berlangsung yang berakibatmeningkatnya biaya. Disamping itu perolehan minyak yang

diharapkan juga lebih sedikit. Gambar-13 memperlihatkanperbandingan perolehan minyak dan NPV yang merupakanhasil studi simulasi reservoar pada lapisan dengan ketebalan-

ketebalan 15 ft, 20 ft, dan 30 ft (Apendik B secara rincimenyajikan data-data yang digunakan dalam perhitungan).Sejalan dengan aplikasi sumur vertikal konvensional untukmulti-sand yang diterapkan di lapangan Attaka belakangan iniadalah hal yang paling relevan apabila kondisi kolom minyak

sudah demikian tipisnya (10 ft atau kurang), yang merupakankonklusi Gambar-13tersebut.

Rencana pengembangan lanjut lapisan dengan kolom minyak

ultra-tipis

Hasil lookback sumur-sumur horizontal yang diproduksikandari lapisan ultra-tipis di lapangan Attaka, menunjukkan

bahwa biaya pemboran dan komplesi sumur cenderungan

meningkat dari tahun ke tahun. Hasil simulasi reservoarmenunjukkan bahwa nilai ekonomi proyek dapat meningkat

5/20/2018 2001-35

4/8



IATMI 2001-35

apabila pola pemboran sumur horizontal secara konvensionaldapat bergeser menjadi pemboran sumur horizontal dengan

polashort-to-medium radius. Dengan kata lain, berkaca padapengalaman pemboran sumur horizontal selama ini, makapenerapan secara selektip sumur horizontal short-to-mediumradius guna mengeksploitasi kolom minyak ultra-tipis

dikemudian hari dapat dilakukan dengan mempertimbangkanhal-hal di bawah ini: Gunakan simulasi reservoar dan pengukuran data aktual

sebagai acuan perencanaan sumur

Rencanakan panjang lateral 600 ft dan lakukanpenyesuaian berdasarkan kondisi reservoar, mekanikaldan biaya pada saat pemboran

Secara praktis posisikan lateral sumur ditengah-tengah

kolom minyak (secara rinci hal ini masih sangatbergantung pada ukuran tudung gas) dan lakukanpenyesuaian jika diperlukan

Buat pola sumur sesederhana mungkin dan hindari dari

lekukan yang dapat menurunkan efisiensi aliran vertikal(di dalam lubang)

Gunakan komplesi open-hole denganscreen liner Pertimbangkan penggunaan ukuran tubing kecil (2-3/8

atau 2-7/8) Pertimbangkan penggunaan artificiallift dikemudian hari Biaya pemboran akan lebih murah apabila beberapa

sumur dikerjakan oleh rig yang sama secara berurutan

(sangat berguna untuk daerah kerja lepas pantai)

Pada saat kolom minyak semakin menipis atau lebih kecil dari10 ft, maka teknik komplesi yang disarankan adalah sumur

vertikal konvensional dengan target multi-lapisan, cara inimenunjukkan perolehan minyak dan ekonomi dapat lebih baikdibandingkan dengan aplikasi sumur horizontal di lapisantersebut.

4. KESIMPULAN

Mengacu pada tujuan utama penulisan makalah ini adalah

suatu usaha memberikan cara yang lebih efektip, terutamadari segi biaya, dalam usaha eksploitasi reservoar berkolomminyak ultra-tipis yang posisinya diapit oleh keberadaantudung gas dan air. Analisis, simulasi reservoar, dan

pengalaman pengoperasian 13 sumur yang diproduksikan darireservoar berkarakteristik tersebut, menyarankan bahwapenggunaan teknik pengeboran dan komplesi sumur short-to-medium radius akan memberikan efisiensi yang lebih baik,

dilihat segi biaya dan perolehan minyak. Berikut adalahringkasan atas bahasan pada makalah ini: Aplikasi sumur short-to-medium radius pada kolom

minyak dengan ketebalan maksimum 20 ft menunjukkanbahwa, panjang lateral sumur yang efektip adalah sekitar600 ft. Hasil studi mendemonstrasikan bahwa denganpanjang lateral sumur tersebut, selain biaya pemborannyayang lebih murah, maka efisiensi perolehan dengan luas

daerah pengurasan berkisar 50 acre adalah hal yangekonomis.

Penggunaan ukuran tubing dengan dimensi relatif lebihkecil (2-3/8 dan 2-7/8) yang dikombinasi dengan

artificiallift, dapat meningkatkan perolehan minyak Diperlukannya suatau proses integral pada perencanaan

sumur kasus ini, mulai dari evaluasi prospek,perencanaan lokasi hingga penanganan sumur pasca

pemboran, sebagaimana telah dibahas di muka.

UCAPAN TERIMA KASIH

Penulis mengucapkan banyak terima kasih pada UnocalIndonesia Company (UICo.) dan Inpex yang telahmengijinkan dan memberikan dukungannya dalammempresentasikan makalah ini. Ucapan yang sama kami

berikan kepada Sdr. Jerry Bowen dari departemen DrillingUICo. atas masukan data-data dan biaya sumur yangdiperlukan untuk perhitungan keekonomian sumur horizontalshort-to-medium radius. Tidak lupa juga buat Sdr. Mark

Boehm (lead geologist Tim Attaka, UICo.), atas masukan dansaran-sarannya dalam membahas kemungkinan aplikasi sumurtersebut di formasi Deltaics.

DAFTAR PUSTAKA

1.

Zagalai, B.M., Houtzager, J.F., Mahadi, S., Partono, Y.,and Goodwin, B.: "Reservoir Simulation Facilitates

Synergism in Management of the Attaka Field," SPE22352, dipresentasikan pada SPE International Meeting

on Petroleum Engineering, Beijing, China, Maret 1992.

2.

Vo, D.T., Sukerim, Dharmawan, A., Susilo, R.,Wicaksana, R.: "Lookback on Performance of 50Horizontal Wells Targeting Thin Oil Columns, MahakamDelta, East Kalimantan," SPE 64385 dipresentasikan

pada SPE Asia-Pacific Conference and Exhibition,Brisbane, Australia, 16-18 Oktober 2000.

3.

Vo, D.T., Sukerim, Widjaja, D.R., Partono, Y.J., and

Clark, R.T.: "Development of Thin Oil Columns UnderWater Drive: Serang Field Examples," SPE54312dipresentasikan pada SPE Asia-Pacific Oil &GasConference & Exhibition, Jakarta, Indonesia, 20-22 April

1999.

4.

Vo, D.T., Sukerim, Ivanowicz, M., Syahrani, Bouclin, D.,Clark, R., Stites, J. and Partono, Y.: "Reservoir Modeling

Assists Operations to Optimize Field Development:Serang Field, East Kalimantan," SPE59441dipresentasikan pada SPE Asia-Pacific Conference onIntegrated Modelling for Asset Management, Yokohama,

Jepang, 25-26 April 2000.

APENDIK A

Data yang digunakan pada model sederhana pada perencanaanstrategi komplesi:

Luas model = 51 acres (= 1600 x 1400 ft2); kemiringanlapisan = 3o; GOC @ 4340 ft dan OWC @ 4360 ft ss; Kolomminyak setebal 20 ft yang diapit oleh gas cap and lapisan air;Luas efektip areal minyak = 45 acres; Ketebalan rata-ratakolom minyak pada seluruh areal = 17,7 ft; Ketebalan kolom

minyak disekitar sumur = 20 ftOriginal fluid in place:OOIP = 1,16 MMSTBO; OGIP = 1,71 Bcf(mencakup tudung gas = 1,18 Bcf; m = 1 Bcf/MMBo )

Tekanan awal = 1750 psi @ 4345 ft; Temperatur = 170o FDensitas minyak = 40 oAPI; Densitas gas = 0,65FVF minyak = 1,28 rb/stb; Solution GOR = 460 scf/stb;Viskositas minyak = 0,46 cp

Residual oil saturation = 0,3; Porosity = 0,3

Connate water saturation = 0,2; Critical gas saturation = 0,05

5/20/2018 2001-35

5/8



IATMI 2001-35

Sensitivitas analisis

Posisi komplesi sumur terhadap GOC: mulai 2,5 17,5 ft dariGOCLaju produksi minyak awal: 1000, 2000, dan 3000 STB/DPanjang horizontal dari 200 hingga 1000

Ukuran tubing: dari 2-3/8 hingga 3-1/2Laju injeksi gas untuk gaslift @ 500 Mscf/dayPengaruh penurunan tekanan reservoar bervariasi dari 1750psi hingga 1275 psi

APENDIK B

1.

Evaluasi ekonomi pada Gambar-12

Base case untuk pemboran dan komplesi sumur horizontalshort-to-medium-radius:Panjang sumur = 600 ft; Kedalaman sumur = 6000 ft MD;ukuran tubing 3-1/2

Biaya pemboran dan komplesi = 650 K$Variasi:

10K$ untuk setiap penambahan 100 ft lateral2$/ft untuk setiap penambahan/pengecilan ukuran tubing

Biaya kapital = 28% dari total biaya; Assumsi biayaoperasi tahunan tetap

2.

Nilai rata-rata dari parameter yang digunakan padaevaluasi ekonomi untuk kaji ulang 13 sumur horizontal

(sumur horizontal konvensional):Panjang rata-rata = 900 ft; Recovery rata-rata per sumur350 Mbo; Biaya rata-rata = 1,1 M$; Biaya kapital = 28%dari biaya total; Biaya operasi tahunan dianggap tetap.

Seluruh sumur dikomplesi dengan ukuran tubing 3-1/2''dan sebagian besar menggunakan gaslif t. Seluruhperhitungan ekonomi berdasarkan terms & conditionsKPS untuk wilayah Kalimatan

3.

Data yang digunakan padaGambar 3

Luas model = 51 acres; Sudut kemiringan = 3o ;Luasefektip pengurasan minyak = 45 acres.

Variasi:OOIP = 812, 1160 dan 1600 MBoKetebalan kolom minyak = 15, 20 dan 30 ftKetebalan efektip rata-rata kolom minyak = 12,4; 17,7

dan 24,4 ftUntuk perhitungan NPV(@12%): biaya pemboran dan

komplesi adalah tetap sebesar 650K$ dan berlaku untukketiga kasus yang diberikan

Tabel-1Ringkasan Analisis Kinerja Sumur Horizontal

di Lapangan Attaka Pada Kolom Minyak Ultra-tipis

5/20/2018 2001-35

6/8



IATMI 2001-35

Gambar-1Lokasi Lapangan Attaka

Di Lepas Pantai Kalimantan Timur, Indonesia

Gambar-2Peta Struktur Lapangan Attaka

Gambar-3Kolom Stratigrafi Lapangan Attaka

Gambar-4Konstibusi Sumur Horizontal

Terhadap Produksi Total Lapangan Attaka

5/20/2018 2001-35

7/8



IATMI 2001-35

Gambar-5Kinerja Sumur Horizontal Terhadap Distribusi Log Normal

Untuk Lapisan Ultra-tipis

Gambar-6Kegunaan Model Reservoar Pada Strategi Komplesi

Untuk Kolom Minyak Tipis

Gambar-7Pengaruh Posisi Sumur Relatif Terhadap GOC dan

Panjang Lateral Sumur Pada Perolehan Minyak

Untuk Ketebalan 20 ft

5/20/2018 2001-35

8/8



IATMI 2001-35

Gambar-8Pengaruh Ukuran Tubing Dan Panjang Sumur

Pada Perolehan Minyak Untuk Ketebalan Kolom Minyak 20 ft

(Nilai Rata-rata Dari Seluruh Kasus Terhadap Posisi GOC)

Gambar-9Pengaruh Dari Pengaturan Laju ProduksiGuna Meningkatkan Perolehan Minyak

Dengan Cara Menghindari Produksi Gas Dari Gas Cap


Pada NPV (@ 12%) Untuk Ketebalan 20 ft(L=600 ft diposisikan di tengah-tengah kolom minyak;

Tubing = 2 7/8, dengan Gas Lift)


Pada NPV (@ 12%) Untuk Kolom Minyak 20 ft

Gambar-12Pengaruh Ukuran Tubing Dan Panjang Sumur Pada NPV

(@ 12 %) Untuk Kolom Minyak Ultra-tipis (Di Bawah 20 ft)

Dengan Teknik Komplesi Sumur Horizontal Short-to-

medium radius

Gambar-13Pengaruh Ketebalan Kolom Minyak

Terhadap Faktor Perolehan Dan NPV (@ 12 %)

Documents

2001-35