Hetero Gen It As Reservoir Dan Tata Letak Sumur Produksi

BAB V SUMUR PRODUKSI

Pada prinsipnya, pada pengusahaan reservoir minyak diharapkan dapat diperoleh hasil yang maksimal dengan biaya yang serendah mungkin. Dengan dasa dasarr ini ini peng pengat atur uran an bent bentuk uk pola pola dan dan leta letak k sert sertaa konf konfig igur uras asii sumu sumurr haru haruss diperhitungkan dengan cermat, sehingga dengan jumlah sumur yang seefisien mungkin sudah dapat diharapkan untuk recovery yang maksimum

5.1. Tujuan Sumur Produksi

Tuju Tujuan an

pemb pembor oran an sumu sumurr prod produk uksi si adal adalah ah untu untuk k meng mengan angk gkat at atau atau

memproduk memproduksikan sikan hidrokarbon hidrokarbon dari reservoir reservoir ke permukaan. permukaan. Pada tahapan 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 memproduk memproduksikan sikan minyak secara optimum tentunya harus diperti dipertimba mbangk ngkan an letak letak dan konfig konfigura urasi si serta serta pola pola penyeb penyebaran aran sumursumur-sum sumur  ur    pro produ duks ksii sehi sehing ngga ga miny minyak ak yang yang terd terdap apat at dala dalam m rese reserv rvoi oirr dapa dapatt terk terkur uras as 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 menunj menunjukk ukkan an peta peta isopac isopach h dari dari suatu suatu reserv reservoir oir minyak minyak.. Untuk Untuk menghi menghitun tung g volu volume me batu batuan an dari dari peta peta isop isopach ach dapa dapatt dila dilaku kuka kan n deng dengan an tiga tiga cara, cara, yait yaitu u :  persamaan pyramidal, persamaan trapezoidal, dan dengan grafik.

Gambar 5.1. Batas Isopach Reservoir  (Pirson, S.J., 1958) Bulk Bulk volu volume me dari dari reserv reservoi oirr yang yang dihi dihitu tung ng deng dengan an pend pendek ekata atan n cara cara  pyramidal menggunakan persamaan sebagai berikut : Vb =

h 3

[

An

+

An

1 +

+

An xAn

1

+

]

……………………………(5-1)

dimana : Vb

= bulk volume batuan, acre-ft

An

= luas yang dibatasi 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 : Vb =

h 2

[  A

n +

An

1

+

]

…………………………………… (5-2).

Persamaan trapezoidal digunakan jika harga A n+1/An lebih besar dari 0.50. Cara ketiga adalah dengan grafik, yaitu dengan memplot luas masingmasing masing area di dalam dalam kontur kontur versus versus keteba ketebalan lan formas formasii pada pada kontur kontur terseb tersebut, ut,

Gambar 5.1. Batas Isopach Reservoir  (Pirson, S.J., 1958) Bulk Bulk volu volume me dari dari reserv reservoi oirr yang yang dihi dihitu tung ng deng dengan an pend pendek ekata atan n cara cara  pyramidal menggunakan persamaan sebagai berikut : Vb =

h 3

[

An

+

An

1 +

+

An xAn

1

+

]

……………………………(5-1)

dimana : Vb

= bulk volume batuan, acre-ft

An

= luas yang dibatasi 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 : Vb =

h 2

[  A

n +

An

1

+

]

…………………………………… (5-2).

Persamaan trapezoidal digunakan jika harga A n+1/An lebih besar dari 0.50. Cara ketiga adalah dengan grafik, yaitu dengan memplot luas masingmasing masing area di dalam dalam kontur kontur versus versus keteba ketebalan lan formas formasii pada pada kontur kontur terseb tersebut, ut,

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. Untu Untuk k Res Reser ervo voir ir Miny Minyak  ak  Setel Setelah ah bulk bulk volu volume me rese reserv rvoi oirr dihi dihitu tung ng,, maka maka dapa dapat, t, mene menent ntuk ukan an  besarnya initial oil in place dengan persamaan :  N 

Vb φ  ( 1 =

−

S wi )

 Boi

…………………………………….. (5-3)

dimana :  N

= initial oil in place, STB

V b = φ

bulk volume reservoir yang mengandung hidrokarbon, cuft =

porositas batuan, fraksi

Swi =

saturasi air mula-mula, fraksi

Boi =

faktor volume formasi minyak mula-mula, bbl/STB

Oleh karena karena recover recovery y faktor faktor merupa merupakan kan perban perbandin dingan gan antara antara unit unit recover recovery y (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  D

 1 − S w − S g    Boi   = 1−    1 − S w   B0a

…………………………. (5-4)

 b. untuk reservoir water drive dan segregation drive  RF w

=

1 − Sw

− So r  

1 − S w

………………………………….. (5-5)

2. Untu Untuk k Rese Reserv rvoi oirr Gas 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/cuft Sedangkan recovery faktor dapat ditentukan dengan perbandingan antara recoverable reserve (R rec) dengan initial gas in place, yaitu :  RF 

=

G − Ga G

x100% =

 Bgi

− Bga

 B gi

x100%

………………..(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 : (1 S w ) Bgi −

 RF 

=

−

S gr Bg

(1 S wi ) Bgi

a 

 x100%

…………………………… (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 suatu sumur 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 recovery Tahap 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 ala miah. 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 akan terproduksi 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 :

re

re

k =

=

40

t 

φ µ o Ct 

k

t 

40φν  Ct 

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

Cw = kompressibilitas air, vol/vol/psi Cf  = kompressibilitas lapisan batuan, vol/vol/psi Sw = 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 e

0,0 0 6 3 3k t  =

θ µ o

Ct t D e

…………………………………….. (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 P De 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 luasnya adalah re2, jadi persamaan untuk tDe dapat diubah menjadi : =

t  D e

0,0 0 0 2 6 4k o t h

θ µ o

Ct 

2

re

…………………………… (5-14)

atau t  D e

0, 00 00 83 4k o t h =

θ µ o

Ct 

2

re

………………………… (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 kondisi ini 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

…………………………………………….(5-16)

43560

2. Bentuk Segi Tiga

Bentuk segitiga sama sisi atau beberapa segitiga yang membentuk segi enam, akan mempunyai luas daerah pengurasan sumur : a

0,86 6  D =

43560

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 produksi dalam 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  (Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979) 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  (Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979) 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  (Allen, T.O, Robert, Allan P., 1979) 5.4.3. Solution Gas Drive

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

Ditinjau 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 aspekaspek 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 drive yang 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   ( Rs + 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 ; q=

2 c k h ( P e − P w) ln r e / r w

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

dengan

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 masih diangkat 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 airminyak (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 sumursumur 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 ter tentu. 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 yang mempunyai 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 sumursumurnya 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