IATMI 10-008 1

Peningkatan Konduktivitas Reservoir Tight Formasi Baturaja dengan Stimulasi Matrix Acidizing

dan Cara Menghindari Penetrasi Air ke Zona Produksi di Struktur M, Sumatera Selatan

Maria Candra Mulyani1, Rizki Nurhidayati2 1Geologi-Region Sumatera, PT. Pertamina EP, Prabumulih, Indonesia

2Produksi-Region Sumatera, PT. Pertamina EP, Prabumulih, Indonesia

Abstrak

Sumur A2 merupakan sumur pemboran di lapangan M Blok A yang diproduksikan pada zona tight Formasi Baturaja. Pada umumnya, produksi di lapangan ini dilakukan pada zona porous, sedangkan pada sumur A2, karakteristik yang dilihat dari data Master Log menunjukkan zona prospek gas, tetapi hasil analisa petrofisik dari data openhole logging mengindikasikan bahwa zona ini tight. Didukung kondisi cadangan cukup besar pada zona tersebut, maka pelaksanaan stimulasi dengan matrix acidizing diharapkan dapat membantu meningkatkan konduktivitas sumur & pengurasan reservoir hidrokarbonnya.

Metode pendekatan yang dilakukan pada karya tulis ini adalah melakukan analisa penentuan A2 sebagai sumur kandidat dan penentuan metode stimulasi, analisa pelaksanaan pekerjaan, serta mengevaluasi tingkat keberhasilan pekerjaan stimulasi matrix acidizing dengan membandingkan parameter indikator keberhasilan sebelum dan setelah stimulasi dilakukan. Tahapan yang dilakukan dalam proses stimulasi ini yaitu Preflush, Perforation Wash, SXE Main Acid, Overflush dan Displacement. Pada saat eksekusi, pemompaan main acid dihentikan saat treating pressure di permukaan hanya mengindikasikan friction pressure, ini dilakukan untuk menghindari acid bekerja di zona air yang dikhawatirkan akan memperbesar konduktivitas air.

Setelah dilakukan stimulasi, terjadi peningkatan produksi yang signifikan yaitu dari produksi Qgross/Qnett/KA : 80 bfpd/ 68 bcpd/ KA 15%, Qgas pada Sep HP 150 psi = 1.2422 MMscf dengan choke 13, menjadi Qgross/ Qnett/ KA : 262 bfpd/ 236bcpd/ KA 9.8%, Qgas pada Sep HP 500 psi = 4.3387MMscf

dengan choke 09. Keberhasilan produksi pada reservoir tight ini membuka peluang bertambahnya cadangan gas (IGIP) struktur M Blok A menjadi 112 BCF dari awalnya sekitar 89 BCF, dan sisa cadangan gas struktur M Blok A setelah dikurangi kumulatif produksi menjadi 73 BCF atau setara dengan 13.196 MBOE.

Pendahuluan

Usulan sumur pemboran A2 terletak pada Lapangan M Blok-A yang termasuk dalam wilayah kerja Field Prabumulih PT. PERTAMINA EP Region Sumatra. Sumur pemboran ini bertujuan untuk menambah titik serap, pembuktian potensi hidrokarbon dan pengembangan lapangan M Blok A ke arah barat, serta untuk memenuhi kebutuhan gas konsumen Sumatra Selatan.

Lapangan M Blok A mempunyai reservoir yang berada pada Formasi Baturaja. Ketebalan formasi ini bervariasi antara 26 meter sampai 60 meter. Keheterogenan karakteristik batugamping ditemukan pada formasi baturaja yang berkembang di struktur ini, dimana terdapat zona porous dan tight yang berkembang secara variatif pada formasi ini. Kondisi ini dapat dilihat dari hasil openhole logging yang terdapat di setiap sumurnya (gambar 1).

Performa produksi yang dihasilkan zona porous pada struktur ini sangat bagus dan relatif stabil (gambar 2). Hingga saat ini Lapangan M Blok A mempunyai 5 sumur existing. Hampir semua sumur di struktur ini diproduksikan pada zona porous, kecuali sumur A2 yang diproduksikan pada zona tight. Dari hasil perhitungan cadangan pada zona porous dengan analisa volumetrik dan material balanced diperoleh cadangan struktur M Blok-

IATMI 10-008 2

A (IGIP) mencapai 89 BCF, dan bila mengikutsertakan perhitungan pada zona tight, cadangan struktur M Blok-A bisa mencapai 112 BCF. Data tekanan reservoir pada zona ini mencapai 2200psi (ref BRG-02).

Untuk memproduksikan zona tight ini, dilakukan perforasi pada selang kedalaman 1826.5 1830.5 m dengan menggunakan Tubing Gun TCP 3 3/8 34BX 6 spf, dan diperoleh hasil pada SA/13 dengan Qgross/Qnett/KA : 80 bfpd/ 68 bcpd/ KA 15%, Qgas pada Sep HP 150 psi = 1.2422 MMscf, Qgas pada Sep LP 15 psi = 0.3411 MMscf, dan tekanan Ptbg/Pflow : 400/170 psi.

Dilihat dari kondisi cadangan yang cukup besar, data Master Log yang menunjukkan zona prospek gas, dan hasil analisa petrofisik dari data openhole logging yang mengindikasikan bahwa zona ini tight, maka pelaksanaan stimulasi dengan cara matrix acidizing diharapkan dapat membantu dalam meningkatkan konduktivitas sumur & pengurasan reservoir hidrokarbon pada formasi ini.

Metodologi

Metode pendekatan yang dilakukan pada karya tulis ini adalah dengan melakukan analisa penentuan sumur A2 sebagai sumur kandidat, analisa pelaksanaan pekerjaan, serta mengevaluasi tingkat keberhasilan pekerjaan stimulasi matrix acidizing dengan membandingkan parameter indikator keberhasilan sebelum dan setelah pekerjaan stimulasi tersebut dilakukan.

Matriks Acidizing adalah proses penginjeksian asam ke dalam formasi pada tekanan di bawah tekanan rekah dengan tujuan agar reaksi menyebar ke formasi batuan secara radial. Dalam pelaksanaan matrix acidizing dilakukan evaluasi log dan perancanaan desain yang cocok untuk sumur A2. Sasaran yang akan dicapai adalah menginjeksikan asam jangkauan asam mencapai ke dalam formasi dan diharapkan terjadi peningkatan permeabilitas di sekitar lubang sumur, serta peningkatan Productivity Index. Dari hasil pelaksanaan tersebut dilakukan evaluasi apakah dari pelaksanaan tersebut memberikan hasil sesuai dengan sasaran yang diharapkan.

Pembahasan

Evaluasi A2 sebagai kandidat stimulasi

Kandidat sumur stimulasi matrix acidizing dapat ditentukan dengan melakukan tinjauan pada beberapa parameter penting, yaitu : - Analisa Log

Dari hasil pemboran sumur A2, berdasarkan data Mud Logging Unit dan openhole logging diperoleh Formasi Baturaja dengan ketebalan 26 meter, terdiri dari 11 meter zona porous dan 15 meter zona tight. Berdasarkan data Mud Logging Unit, pada zona tight menunjukkan prospek hidrokarbon berupa gas dengan nilai Total Gas 29 Unit dan kandungan gas chromatograph mencapai nC5 sebesar 2 ppm (gambar 3). Dengan menggunakan data openhole logging, menunjukkan nilai resistivity pada zona tight ini sebesar 100 ohmmeter dan hasil evaluasi karakteristik petrofisik diperoleh nilai porositas sekitar 4-8%, permeabilitas 0,1-0,4 mD, serta SW 40%. Hasil evaluasi petrofisik juga menunjukkan bahwa zona tight ini mempunyai kandungan gas (gambar 4).

Dari analisa log tersebut dapat dilihat bahwa lapisan ini merupakan kandidat yang cocok untuk dilakukan stimulasi dengan matrix acidizing (CarboStim) yaitu pengasaman untuk batuan karbonat, karena seperti diketahui bahwa Formasi Baturaja merupakan formasi dengan litologi batuan karbonat. - Cadangan

Lapisan BRF sumur A2 masih memiliki sisa cadangan terambil yang ekonomis dan menarik yaitu sebesar 78 BCF (belum termasuk kemungkinan kondensat yang bisa diproduksikan) dengan permeabilitas yang kecil, sehingga pekerjaan stimulasi Matrix acidizing perlu dilakukan untuk meningkatkan laju pengurasan reservoir hidrokarbon pada lapangan ini. - Performance Reservoir dan Produksi

Pada struktur ini telah terbukti mengandung reservoir hidrokarbon, yang berupa gas dan kondensat. Jika dilihat dari sumur referensinya yaitu BRG-01 dan BRG-02, lapisan BRF merupakan reservoir dengan laju produksi yang cukup tinggi, dengan PI rata-rata 0.2-0.9 bpd/psi.

Productivity index (PI) yang terjadi sebelum stimulasi pada Sumur A2 yaitu 0.06 bpd/psi. Dengan harga PI yang cukup kecil menunjukkan bahwa pengurasan reservoir membutuhkan waktu yang lama dan kurang maksimal. Oleh karena itu, usulan untuk dilakukan stimulasi diperlukan untuk meningkatkan PI dan juga untuk mempercepat laju pengurasan hidrokarbon.

IATMI 10-008 3

Pelaksanaan Stimulasi Tujuan utama acidizing adalah untuk

memperbaiki produktivitas sumur, yaitu dengan menciptakan suatu jalur konduktif untuk hidrokarbon mengalir ke wellbore. Formula Acid yang digunakan pada pekerjaan ini bertujuan untuk melarutkan karbonat di dalam formasi, sehingga rekahan-rekahan di dalam formasi terhubung dan menciptakan suatu jalur konduktif.

Tahapan dalam pelaksanaan Stimulasi Matrix acidizing di Sumur A2 :

A. Preflush Preflush diperlukan untuk mempersiapkan formasi sebelum stimulasi, sehingga formasi dapat menerima acid yang diinjeksikan tanpa menimbulkan damage. Preflush mutual solvent yang diinjeksikan terdiri dari water, mutual solvent, potasssium chloride dan non ionic surfactant. Preflush yang diinjeksikan yaitu sejumlah 29 bbl.

B. Perforation Wash Perforation Wash sejumlah 29 bbl dilakukan untuk membersihkan / melarutkan material atau scale di sekitar sumur, yaitu di sekitar pipa produksi (tubing) atau juga di sekitar zona perforasinya.

C. SXE 20 Main Acid Super X Emulsion adalah suatu sistem konsentrasi asam yang kental dan diperlambat prosesnya, didesain untuk matrix acidizing maupun acid fracturing pada formasi karbonat. Dalam tahap ini juga ditambahkan beberapa additive lainnya. Jumlah Main Acid yang dipompakan sebesar 21 bbl dari rencana 64 bbl. Monitoring tekanan selama pemompaan amatlah penting. Hal itulah yang menjadi indikator dalam pengontrolan penetrasi air ke zona produksi. Pemompaan dihentikan saat treating pressure di permukaan hanya mengindikasikan friction pressure, ini dilakukan untuk menghindari acid bekerja di zona air yang dikhawatirkan akan memperbesar konduktivitas air yang pada akhirnya akan meningkatkan kadar air selama produksi. Perhitungan jangkauan penetrasi asam dapat kita lihat dari volume acid yang kita pompakan. Pada saat eksekusi, friction pressure tercapai pada 21 barrel, sehingga pemompaan dihentikan. Dengan menggunakan radius penetrasi yang diperoleh dari treating 21 bbl acid ini, dapat diketahui bahwa damage hanya ada sampai 2.8 ft. Dengan kata lain, kerja acid efektif sampai dengan radius penetrasi 2.8 ft, bukan 4.5 ft seperti saat perencanaan.

D. Brine Overflush

Overflush adalah proses mendorong acid masuk ke dalam formasi. Caranya dengan menginjeksikannya melebihi volume yang dibutuhkan, tujuannya utuk membersihkan sisa acid dalam casing dan tubing serta memastikan seluruh main acid telah masuk ke dalam formasi. Komposisi cairan overflush yang diinjeksikan sama dengan komposisi yang diinjeksikan saat preflush. Total overflush yang dipompakan sebesar 64 bbl.

E. Brine Displacement Terdiri dari larutan fresh water dan Pottasium Chloride yang berfungsi untuk men-displace fluida di sepanjang string dan wellbore. Total displacement yaitu 40 bbl.

Setelah semua tahap matrix acidizing dilakukan, unload dilakukan dengan menggunakan Coil Tubing Unit.

Evaluasi Hasil Kegiatan Stimulasi Sebelum stimulasi dilakukan, produksi sumur A2 jika dilakukan sensitivitas nodal dengan software Pipesim, didapat skin = 5 dengan permeabilitas 4 mD. Belum optimalnya produksi diakibatkan oleh kecilnya permeabilitas dari formasi yang diakibatkan adanya damage yang kemungkinan besar ditimbulkan dari lumpur pemboran. Dapat dilihat dari hasil sensitivitas, setelah dilakukan pekerjaan matriks acidizing terjadi peningkatan nilai permeabilitas menjadi 10 mD dengan skin = -1 yang menunjukkan tingkat keberhasilan dari pekerjaan stimulasi (gambar 5 & 6).

Selain itu, keberhasilan stimulasi dapat dilihat dari peningkatan PI (Productivity Index) sebelum dan sesudah pekerjaan stimulasi.

Perhitungan harga Productivity Index (PI) sebelum dilakukan acidizing : PI= Q/(Ps-Pwf)= 80/(2200-923)=0.06 bfpd/Psi (ref tekanan dari BRG-02)

Perhitungan harga Productivity Index (PI) setelah dilakukan acidizing : PI= Q/(Ps-Pwf)= 260/(2147-563)=0.2 bfpd/Psi

Dari pekerjaaan stimulasi ini juga diperoleh nilai Flow Efiesiensi sebagai berikut : FE = PI sesudah / PI sebelum = 0.2/0.06 = 3.3 (baik, jika nilai FE>1)

Dari hasil yang diperoleh dapat dilihat bahwa pekerjaan Stimulasi Matrix acidizing yang dilakukan dapat mengurangi harga skin yang terjadi pada formasi yang membuat nilai Q yang di dapat juga meningkat dan PI menjadi lebih besar. Sehingga dapat dikatakan

IATMI 10-008 4

bahwa pekerjaan Stimulasi Matrix acidizing berhasil.

Kesimpulan

1. Berdasarkan data Mud Logging Unit dan openhole logging sumur A2 diperoleh Formasi Baturaja yang mempunyai zona tight dengan ketebalan 16 meter dan memiliki kandungan gas chromatograph mencapai nC5 sebesar 2 ppm, nilai resistivity sebesar 100 ohmmeter, porositas sekitar 4-8%, permeabilitas 0,1-0,4 mD, dan SW 40%.

2. Belum optimalnya produksi diakibatkan oleh kecilnya permeabilitas dari formasi yang diakibatkan adanya damage yang kemungkinan besar ditimbulkan dari lumpur pemboran.

3. Matriks Acidizing adalah proses penginjeksian asam ke dalam formasi pada tekanan di bawah tekanan rekah dengan tujuan agar reaksi menyebar ke formasi batuan secara radial, dan diharapkan terjadi peningkatan permeabilitas di sekitar lubang sumur, serta peningkatan Productivity Index.

4. Produksi A2 sebelum distimulasi pada SA/13 dengan Qgross/Qnett/KA : 80 bfpd/ 68 bcpd/ KA 15%, Qgas pada Sep HP 150 psi = 1.2422 MMscf, Qgas pada Sep LP 15 psi = 0.3411 MMscf, dan tekanan Ptbg/Pflow : 400/170 psi, menjadi Qgross/Qnett/KA : 262 bfpd/ 236 bopd/ KA 9.8% Qgas pada Sep HP 500 psi = 4.3387MMscf dengan choke 09 setelah distimulasi.

5. Pekerjaan Stimulasi Matrix acidizing yang dilakukan dapat mengurangi harga skin yang terjadi pada formasi (peningkatan permeabilitas) yang membuat nilai Q yang didapat juga meningkat dan PI menjadi lebih besar. Sehingga dapat dikatakan bahwa pekerjaan Stimulasi Matrix acidizing berhasil.

Saran

1. Sebaiknya dilakukan pengambilan data seismik 3D untuk mendapatkan data penyebaran lateral yang lebih akurat.

2. Penerapan prinsip Good Candidate Good Result dalam stimulasi sebaiknya diaplikasikan untuk sumur-sumur lain.

3. Desain stimulasi dari sumur ini dapat dijadikan acuan untuk perancangan untuk

stimulasi berikutnya pada tipe reservoir yang sama sehingga bisa lebih efektif.

Daftar Pustaka

BJ Services, One Day Acid School.

Economides, Michael.J, Petroleum Production Systems, PTR Prentice Hall, New Jersey, 1994.

Pertamina EP, KKW Teknik Produksi BPS HULU BATCH II, 2008.

UPN Veteran, Studi GGR & Simulasi Reservoir Lapangan M, Yogyakarta, 2008.

Schlumberger, CarboSTIM* Treatment Post Job Report for well A2, 2002.

IATMI 10-008 5

2002 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

1000

1

5

10

50

100

Date

Gro

ss, Ne

t (bbl

/d) WC

(%)

Gas

Pr

oduc

ed (M

cf) G

OR

(cf/bbl)

2002 03 04 05 06 07 08 091000

5000

10000

104

105

106

Date

Gro

ss, Ne

t (bbl

/d) WC

(%)

Gas

Pr

oduc

ed (M

cf) G

OR

(cf/bbl)

Axis 1: Daily Oil Produced

: Liquid Rate (bbl/d)

Axis 2: Water Cut (%)

Axis 1: Daily Gas Produced

: Gas Ratio (cf/bbl)Axis 2

Shut in (perbaikan f lowline)

Gambar 1. Korelasi Sumur di Lapangan M Blok-A

Gambar 2. Performa Produksi Sumur A

A2 A2X A A1

IATMI 10-008 6

Tight

Zone

Gambar 3. Master Log Sumur A2

Gambar 4. Openhole Logging dan Evaluasi Petrofisik Sumur A2

A2

IATMI 10-008 7

Rate setelah stimulasi 4.3

mmscf, didaoat

sensitifitas skin -1 & k=10

md

Rate sebelum stimulasi

1,3 mmscf, dengan

sensitivitas skin=5, maka

k= 4 md

Rate setelah stimulasi

260bfpd, didaoat

sensitifitas skin -1 & k=10

md

Rate sebelum stimulasi

80 bfpd, dengan

sensitivitas skin=5, maka

k= 4 md

Gambar 5. Sensitivitas Permeabilitas & Skin untuk Produksi Gas sebelum & sesudah Stimulasi

Gambar 6. Sensitivitas Permeabilitas & Skin untuk Produksi Liquid sebelum& sesudah Stimulasi