Paper Medco (-abstrak Dan Kesimpulan).docx

Pendahuluan Indonesia merupakan negara kepulauan, sebagian besar wilayahnya merupakan perairan yang kaya dengan sumber daya alam (SDA) yaitu batubara, tembaga, nikel, pasir besi, biji timah dan minyak dan gas bumi. Khusus untuk minyak mentah, Indonesia dapat dikatakan sebagai negara penghasil minyak bahkan pernah menjadi anggota OPEC. Berdasarkan data dari BP (2013), Indonesia pernah berhasil memproduksi

minyak mentah lebih dari satu juta barrel per day (BPD) selama periode 1971 hingga 2006. Sumber : BP Statistical Review of World Energy 2016 Namun demikian, perlu disadari pencapaian di atas merupakan sejarah masa lalu. Kini produksi minyak mentah Indonesia semakin menurun menurut BP Statistical Review of World Energy 2016, produksi Indonesia hanya mencapai 825.000 BPD.

Sumber : Badan Pusat Statistik, 2012 Berbeda dengan kinerja produksi minyak mentah, seiring dengan

berjalannya waktu konsumsi BBM di Indonesia semakin lama meningkat. Menurut Badan Pusat Statistik (BPS) pada tahun 2008 hingga tahun 2012 terjadi kenaikan volume impor dari 24,6 juta kiloliter menjadi 38,6 juta kiloliter atau meningkat 56,9 %. Untuk itu pemerintah Indonesia harus melakukan eksplorasi guna menemukan cadangan minyak baru. Namun setiap kegiatan eksplorasi tidak semua memiliki nilai ekonomis untuk diproduksikan. Contoh pada zona produktif Formasi Matindok dan Formasi Minahaki di Cekungan Banggai harus Fira0920dilakukan analisa inti batuan untuk mengidentifikasi sifat-sifat petrofisik (sifat fisik batuan) yang akan digunakan dalam menentukan kandungan minyak dalam reservoir. Setelah ditentukan kandungan minyak, dilakukan tahap komplesi untuk mengubah sumur pengeboran menjadi sumur produksi. Pada penelitian ini, dilakukan pengambilan beberapa sampel core di Gunung Kidul, Yogyakarta. Pengukuran sampel dilakukan di laboratorium untuk menentukan sifat fisik batuan. Setelah didapatkan data-data tersebut dilakukan perhitungan cadangan awal (volumetrik) pada formasi tersebut. Lalu juga dilakukan perhitungan laju produksi berdasarkan nilai productivity index. Metodologi 1. Melakukan pengukuran porositas, saturasi, permeabilitas, sieve analysis, dan kelarutan asam. 2. Melakukan perhitungan cadangan volumetrik, laju produksi, faktor sementasi, dan desain gravel pack & screen liner. 3. Melakukan kajian literatur yang terkait dengan case yang telah diberikan. Rumusan Masalah 1. Berapa nilai OOIP (Original Oil in Place)?

2. Berapa laju produksi optimum? 3. Apa desain komplesi yang cocok? Maksud dan Tujuan 1. Menetukan nilai OOIP 2. Menentukan laju produksi optimum 3. Menentukan desain komplesi yang tepat. Tinjauan Pustaka Analisa inti batuan ialah tahapan analisa terhadap core yang telah diperoleh melalui proses coring. Proses coring ialah upaya mendapatkan batuan reservoir di bawah permukaan. Tujuan dari analisa inti batuan ialah untuk mengidentifikasi karakteristik untuk mendeskripsikan sifat-sifat fisik batuan yang akan digunakan dalam menentukan kandungan minyak dalam reservoir. Prosedur analisa inti batuan pada dasarnya terdiri atas dua bagian, yaitu : - Analisa inti batuan rutin atau routine core analysis - Analisa inti batuan special atau special core analysis Analisa inti batuan rutin biasanya berkisar tentang pengukuran porositas, permeablitas absolut dan saturasi fluida. Analisa inti batuan spesial dapat dikelompokkan menjadi dua, yaitu pengukuran pada kondisi statis dan pengukuran pada kondisi dinamis. Pengukuran pada kondisi statis meliputi tekanan kapiler sifat-sifat listrik dan kecepatan rambat suara, grain density, wettability, kompresibilitas batuan, permeabilitas dan porositas fungsi tekanan (Net Over Burden), studi petrography. Pengukuran pada

kondisi dinamis meliputi : permeabilitas relatif, thermal recovery, gas residual, water flood evaluation, liquid permeability. Namun dikarenakan keterbatasan alat, maka yang dilakukan adalah pengukuran porositas, saturasi, permeabilitas, sieve analysis, dan pengkuran kadar asam. Porositas merupakan suatu blangan yang menunjukkan besarnya pori di dalam batuan tersebut. Pengukuran porositas ini dilakukan menggunakan vakum desikator untuk mendapatkan nilai volume bulk dan grain. Porositas menurut sudut teknik reservoir, terbagi menjadi : - Porositas Absolut Perbandingan antara seluruh volume pori dengan volume total batuan (bulk volume), atau dapat di tulis: ∅ = Vp/Vb ×100% dimana : Vp = Vb – Vg Vp = Volume pori batuan, cm3 Vb = Volume total batuan, 3 cm Vg = Volume butiran, cm3 - Porositas Efektif Perbandingan antara volume pori yang berhubungan dengan volume total batuan, atau dapat ditulis : ∅ = (Vp yang berhubungan)/Vb ×100%. Saturasi merupakan perbandingan volume pori-pori yang terisi air dengan volume pori-pori total. Saturasi air didefinisikan sebagai : Sw = (Volume pori yang terisi air)/(Volume pori total) Saturasi minyak didefinisikan sebagai : So = (Volume pori yang terisi minyak)/(Volume pori total)

Saturasi gas didefinisikan sebagai : Sg = (Volume pori yang terisi gas)/( Volume pori total). Pengukuran saturasi dilakukan dengan dean and stark apparatus untuk menangkap air. Mekanismenya proses pemanasan dan kondensasi untuk mendapatkan volume air yang tertangkap. Dari data volume air yang tertangkap maka didapatkan saturasi air. Permeabilitas merupakan permeabilitas merupakan tingkat kemudahan dari aliran atau mengalirnya fluida melalui poripori batuan. Permeabilitas ini diukur dengan dua alat, gas permeameter dan liquid permeameter. Untuk gas permeameter, gas dialirkan ke sampel core yang telah dipasang ke alat tersebut untuk mengetahui permeabilitasnya, sedangkan liquid permeameter dilakukan dengan mengalirkan air ke dalam sampel core yang telah dipasang untuk mengetahui permeabilitasnya. Namun untuk gas permeameter perlu dilakukan koreksi melalui Klikenberg Effect untuk mendapatkan hasil permeabilitas yang sebenarnya. Definisi API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya kelulusan (permeabilitas) sebesar 1 darcy. Jika cairan berfasa tunggal dengan kekentalan cp mengalir dengan kecepatan 1 cm / sec melalui penampang seluas 1 cm2 pada gadien hidrolik 1 atm (76 mmHg) per cm dan jika cairan tersebut seluruhnya mengisi medium tersebut. Secara matematis dapat didefinisikan sebagai berikut : μQL K  A (P1 - P2 ) dimana :

K Q μ A L P

= Permeabilitas, Darcy = Laju alir, cc / sec = Viscositas, cp = Luas penampang, cm2 = Panjang, cm = Beda tekanan, atm Sieve analysis adalah untuk menentukan besarnya sorting coeffisien dan menentukan baik buruknya sortasi batuan pasir direservoir sehingga dapat digunakan untuk menentukan ukuran screen atau saringan. Metode yang umum digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode penanggulan ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran pasir, agar dapat ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat. Penentuan kadar asam bertujuan untuk menentukan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam sehingga dapat diperoleh informasi atau data yang penting sebelum melakukan stimulasi. Mekanisme pengukuran volume larutan asam yang dibutuhkan, lalu core karbonat dimasukkan ke dalam larutan asam yang telah ditentukan. Selanjutnya, dilakukan pengangkatan sampel core dimasukkan oven untuk menghilangkan asam yang tertinggal di pori core tersebut. Perhitungannya sebagai berikut : %berat = (W-w)/W x 100 % dimana W = berat sampel, gram w = berat residu, gram Productivity Index merupakan suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan suatu sumur untuk berproduksi. Productivity Index dapat dicari

menggunakan persamaan sebagai berikut : 0,00708 . 𝑘𝑜 .ℎ 𝑃𝐼 = 𝑟𝑒 𝜇𝑜 𝐵𝑜 𝑙𝑛(

𝑟𝑤

)

dimana : qo = laju aliran minyak dipermukaan, STB/D ko = permeabilitas efektif minyak, mD h = ketebalan lapisan, ft μo = viscositas minyak, cp Bo = faktor volume formasi minyak, Bbl/STB Pe = Tekanan reservoir pada jari-jari re, psi Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi re = jari-jari pengurasan, ft rw = jari-jari sumur, ft

memanjang dengan arah relatif Timur Laut-Barat Daya meliputi sebagian daratan di Lengan Timur Sulawesi dan daerah lepas pantai di daerah kepulauan BanggaiSula. Cekungan Banggai memiliki luas area sebesar 17.020 km2, dengan luas di daratan sebesar 2.083,03 km2 dan luas area lepas pantai sebesar 14.936,97 km2, mempunyai ketebalan cekungan sedimen 600 – 3000 m serta kedalaman cekungan 0-3000 m. Hidrokarbon yang telah dihasilkan di Cekungan Banggai berasal batuan induk telah matang secara temperatur dan telah bermigrasi ke jebakan yang tepat. Ketersedian batuan induk, batuan waduk, perangkap dan batuan penutup semuanya hadir sebagai prasyarat terbentuknya hidrokarbon dalam suatu runtunan Miosen, pada waktu Neogen, yang diikuti pula oleh adanya panas akibat bekerjanya proses struktur geologi, maka dapat terakumulasilah hidrokarbon. Stratigrafi Cekungan

Geological Review Gambar. Blok Matindok dan Senoro Toili (LAPI ITB, 2008) Cekungan Banggai merupakan daerah yang mempunyai potensi hidrokarbon dan telah terbukti menghasilkan hidrokarbon dengan penemuan lapangan minyak lepas pantai yaitu lapangan Tiaka dan beberapa lapangan gas di darat yaitu lapangan Matindok, Minahaki, Donggi dan Senoro. Cekungan ini merupakan cekungan foreland/ cekungan di depan zona benturan yang

Gambar. Stratigrafi Regional Cekungan Banggai (BATM, 2011) Pembahasan studi stratigrafi yang berkaitan dengan petroleum system yang diketahui memiliki potensi sebagai batuan induk seperti serpih Formasi Tomori dan Formasi Matindok, sedangkan batuan reservoir adalah Formasi Tomori (lower platform limestone unit), Formasi Minahaki (upper platform limestone unit). 1. Formasi Matindok Formasi Matindok berumur Miosen Tengah, umumnya terdiri dari batulempung dengan sedikit batupasir, batugamping dan batubara. Dua lapisan pasir tipis yang mengandung gas hadir di sumur Tiaka-1. Serpih dan batubara dalam unit ini mempunyai potensi sebagai batuan sumber hidrokarbon (Hasanusi drr., 2012). 2. Formasi Minahaki Formasi Minahaki, berumur Miosen Akhir, menindih Formasi Matindok, dan terdiri dari sekuen campuran klastik dan karbonat pada bagian bawah dan batugamping yang sangat bersih dan sarang di bagian atas. Di bagian utara, Formasi Minahaki ditutupi oleh reefal buildups berumur Miosen Akhir (Anggota Mantawa). Bagian ini merupakan batuan waduk gas yang produktif di struktur Mantawa, Minahaki dan Matindok (Hasanusi drr., 2012). 3. Formasi Tomori Formasi Tomori dijumpai pada interval 7300-7870 feet dan 997010960 feet dengan litologi terdiri dari packstones dan wackestones berselingan dengan lapisan tipis batubara batubara dan serpih, dijumpai terutama di bagian bawah.

Tabel 1. Petroleum System Cekungan Banggai (BATM, 2011) Petroleum system : a. Source rock : serpih Formasi Tomori dan Formasi Matindok. b. Reservoir rock : Formasi Tomori dan Formasi Minahaki. c. Cap rock : Formasi Matindok. d. Trap : Formasi Matindok dan Formasi Minahaki. Hasil dan Perhitungan Porositas Sampel Batuan Pasir  Hasil Wdry = 16,3217 gr Wsat = 18,8277 gr Wsat in fluid = 3 gr  Perhitungan 1. Volume Bulk Wsat − Wsat in fluid = 𝜌𝑎𝑖𝑟 18,8277 − 3

= 1 = 15,8272 cc 2. Volume Grain Wdry − Wsat in fluid = 𝜌𝑎𝑖𝑟 16,3217 − 3

= 1 = 13,3217 cc 3. Volume Pori Wsat − Wdry = 𝜌𝑎𝑖𝑟

Petroleum System =

18,8277− 16,3217 1

= 2,506 cc 4. Øeff Wsat − Wdry = Wsat − Wsat in fluid =

18,8277− 16,3217 18,8277− 3

= 0,1583 = 15,83 % Sampel Batuan Karbonat  Hasil Wdry = 21,354 gr Wsat = 22,1815 gr Wsat in fluid = 7 gr  Perhitungan 1. Volume Bulk Wsat − Wsat in fluid = 𝜌𝑎𝑖𝑟 22,1815 − 7

= 1 = 15,1815 cc 2. Volume Grain Wdry − Wsat in fluid = 𝜌𝑎𝑖𝑟 21,354 − 7

= 1 = 14.354 cc 3. Volume Pori Wsat − Wdry = 𝜌𝑎𝑖𝑟 22,1815 − 21,354

= 1 = 0,8275 cc 4. Øeff Wsat − Wdry = Wsat − Wsat in fluid =

22,1815 − 21,354 22,1815 − 7

= 0,054 = 5,4 % Saturasi Sampel Batu Pasir  Hasil Wdry = 16,3217 gr Wsetelah = 17,5328 gr BJ Kerosin = 0,8  Perhitungan 1. Berat Minyak = Wsetelah – Wdry = 17,5328 - 16,3217

= 1,2111 gr 2. Volume Minyak Berat Minyak = Berat Jenis Kerosin =

1,2111 0,8

=1,513875 3. Volume Pori Wsat−Wdry = Densitas Minyak 18,8277−16,3217

=

0,8

= 3,133 4. Saturasi Minyak Volume Minyak = Volume Pori =

1,513875 3,133

= 0,48328 5. Saturasi Air = 1 – Saturasi Minyak = 1 – 0,48328 = 0,51672 Sampel Batu Karbonat  Hasil Wdry = 21,354 gr Wsetelah = 21,605 gr BJ Kerosin = 0,8  Perhitungan 1. Berat Minyak = Wsetelah – Wdry = 21,605 - 21,354 = 0,251 gr 2. Volume Minyak Berat Minyak = Berat Jenis Kerosin =

0,251 0,8

= 0,31375 3. Volume Pori Wsat−Wdry = Densitas Minyak 22,1815 − 21,3540

=

0,8

= 1,034 4. Saturasi Minyak Volume Minyak = Volume Pori =

0,31375 1,034

= 0,30332 5. Saturasi Air = 1 – Saturasi Minyak

= 1 – 0,30332 = 0,69668 Permeabilitas Sampel Batu Pasir  Hasil Viskositas N2 = 0,0183 cp Panjang = 2,9 cm Lebar = 1,85 cm Luas Alas = 3,4225 2 cm m = 0,7405 Kabs = -0,2713 b = -2,72945 Flow Reading Qg S M L 21 6.5 26 10 35 15 Persamaan = y = 0,7405x– 0,2713 

Perhitungan 1. Pmean @0,25 atm Pinlet+Poutlet = 2 (0,25+1)+1

= 2 = 1,125 atm Pmean @0,5 atm Pinlet+Poutlet = 2 (0,5+1)+1

= 2 = 1,25 atm Pmean @1 atm Pinlet+Poutlet = 2 (1+1)+1

= 2 = 1,5 atm 2. 1/Pmean @0,25 atm = 0,888889 1/Pmean @0,5 atm = 0,8 1/Pmean @1 atm = 0,666667 µg x Qg x L 3. K1 = A x ΔP =

0,0183 x 6,5 x 2,9 3,4225 x 0,25

= 0,396552

K2

= =

K3

µg x Qg x L A x ΔP 0,0183 x 10 x 2,9 3,4225 x 0,5

= 0,30504 µg x Qg x L = A x ΔP

0,0183 x 15 x 2,9

= 3,4225 x 1 = 0,22878 b 4. K*1 = Kabs (1+Pmean) = -0,2713 −2,72845 (1+ 1,125 ) = 0,386922 b K*2 = Kabs (1+Pmean) = -0,2713 −2,72845 (1+ 1,25 ) = 0,3211 b K*3 = Kabs (1+Pmean) = -0,2713 −2,72845 (1+ 1,5 ) = 0,222367 5. K*rata-rata = 0,31013 Sampel Batu Karbonat  Hasil Viskositas N2 = 0,0183 cp Panjang = 2,55 cm Lebar = 2 cm Luas Alas = 4 cm2 m = 0,1437 Kabs = -0,0693 b = -2,07359 Flow Reading Qg S M L 25 1.3 30 1.8 36 2.4 Persamaan = y = 0,1437x– 0,0693  Perhitungan 1. Pmean @0,25 atm Pinlet+Poutlet = 2 (0,25+1)+1

= 2 = 1,125 atm Pmean @0,5 atm

=

Pinlet+Poutlet 2 (0,5+1)+1

= 2 = 1,25 atm Pmean @1 atm Pinlet+Poutlet = 2

Mesh 16 20 50 140 200

OD (mm) 1.19 0.84 0.297 0.104 0.074

Berat (gr) 1.1043 39.0465 132.0817 24.1661 2.6091

Berat Kumulatif 1.1043 40.1508 172.2325 196.3986 199.0077

Persen Kumulatif 0.55215 20.0754 86.11625 98.1993 99.50385

(1+1)+1

= K2

0,0183 x 1,3 x 2,9 4 x 0,25

= 0,060665 µg x Qg x L = A x ΔP

Dari hasil pembacaan Grafik Hubungan antara Opening Diameter vs % Berat Kumulatif didapatkan data sebagai berikut :

OD (mm) vs %Berat Kumulatif %Berat Kumulatif

= 2 = 1,5 atm 2. 1/Pmean @0,25 atm = 0,888889 1/Pmean @0,5 atm = 0,8 1/Pmean @1 atm = 0,666667 µg x Qg x L 3. K1 = A x ΔP

100

80 60 40 20 0 0.01

0.1

0,0183 x 1,8 x 2,9

K3

= 4 x 0,5 = 0,041999 µg x Qg x L = A x ΔP

0,0183 x 2,4 x 2,9

= 4x1 = 0,027999 b 4. K*1 = Kabs (1+Pmean) = -0,0693 −2,07359 (1+ 1,125 ) = 0,058433 b K*2 = Kabs (1+Pmean) = -0,0693 −2,07359 (1+ 1,25 ) = 0,04566 b K*3 = Kabs (1+Pmean) = -0,0693 −2,07359 (1+ 1,5 ) = 0,0265 5. K*rata-rata = 0,043531 Sieve Analisis Berat Pasir = 200 gr

1

OD (mm)

    

Persen kesalahan = 0,49615% Opening diameter pada berat kumulatif 40% (d40) = 0,675 mm Opening diameter pada berat kumulatif 90% (d90) = 0,252138 mm Koefisien keseragaman butiran pasir (C) adalah : 
 𝑑40

SC = 𝑑90

0,675

= 0,252138 =2,677105395 Pada percobaan sieve analysis didapatkan persen berat pasir yang tidak tersaring oleh mess dengan opening diameter masing-masing sieve. Didapatkan OD berdasarkan hubungannya dengan persen berat yaitu 40%= 0,675 mm, 90%= 0,252138 mm. Setelah dihitung hasilnya SC adalah 2,677105395 Hal ini menunjukkan nilai sortasi yang bagus karena SC < 3 . Kadar Kelarutan Asam Core = Batu Karbonat

10

Jenis asa/konsentrasi = HCl 37% Berat kering core sebelum diasamkan(W)= 20,237 gr Berat kering core setelah diasamkan(w)= 11,206 gr 20,237−11,206

Solubility, % berat = 20,237 = 44,6218

x100%

Zo Qow Qoptimum



30.4 ft 290.1043707 290.1043707 BPD

Faktor Skin

Perforated Completion  Penentuan Interval dan Posisi Perforasi 𝑄𝑜𝑔 = 1,535

(𝛾𝑂 − 𝛾𝑔 )𝐾𝑜 2 𝑟𝑒 (ℎ − 𝑧𝑜 ) − (ℎ − 𝐷 − ℎ𝑐 − 𝑧𝑜 ) 𝜇𝑜 ln( ) 𝑟𝑤

𝑄𝑜𝑤 = 1,535

(𝛾𝑤 − 𝛾𝑔 )𝐾𝑜 2 𝑟𝑒 ( 𝑧𝑜 − (𝑧𝑜 − ℎ + 𝐷)) 𝜇𝑜 ln ( ) 𝑟𝑤

Qo maksimum = Qog + Qow FORMASI MINAHAKI (KARBONAT) H 70 Ft Kho 1.305933333 mD Re 2197 Ft Rw 0.250000014 Ft µ minyak 10 cP SGoil 0.8 Sgwater 1 Hc 26.3 Ft D 35.04 Ft Zo 56 Ft Qow 13.75217442 Qoptimum 13.75217442 BPD

FORMASI MINAHAKI (KARBONAT) Qp 13.75217442 bpd Qo 7.351861104 bpd Re 2197 ft Rw 0.250000014 ft Qp/Qo 1.87057049 LN(re/rw) 9.081142378 S -4.226397567 ada perbaikan

FORMASI MATINDOK (BATUPASIR) Qp 290.1043707 Bpd Qo 378.9469551 bpd Re 2000 ft Rw 0.250000014 ft Qp/Qo 0.765554035 LN(re/rw) 8.987196765 S 2.752270796 ada kerusakan

Perhitungan OOIP OOIP =

FORMASI MATINDOK (BATUPASIR) H 38 Kho 93.03888889 Re 2000 Rw 0.250000014 µ minyak 10 SGoil 0.8 Sgwater 1 Hc 14.2 D 18.96

Ft mD Ft Ft cP

ft ft

Menggunakan rumus diatas menghasilkan perhitungamn sebagao berikut : FORMASI MINAHAKI Struktur Batuan Karbonat 0.05450713 fraksi φeff batu karbonat Sw batu karbonat 0.696676737 fraksi Area Produktif luas area (acre) A4 2650.5 A3 1962.2 A2 1345.3

20 Trap 20 Trap 20 Trap 10 Pyr 0 Pyr total Volume OOIP

46127 33075 20910 5366.780886 0 105478.7809 acre-ft 9848741.799 STB

FORMASI MATINDOK Batupasir Struktur Batuan 0.158330016 fraksi φeff batupasir fraksi Sw batu karbonat 0.516719872 Area Produktif luas area (acre) A5 3671.2 A4 2073.3 A3 1019.9 A2 827.9 A1 149.2 A0 111.1 Interval (ft) pers volume acre-ft 8 Trap 22978 8 Pyr 12126.27258 8 Trap 7391.2 8 Pyr 3542.82116 6 Trap 780.9 0 Pyr 0 total Volume 46819.19374 acre-ft OOIP 20232182.66 STB

Penentuan Laju Produksi Optimum Formasi Matindok (Batu Pasir) Ps >Pwf >Pb Linear (Pseudo-SteadyState) qo  0,00708

ko .h ( Pe  Pwf )  o .Bo ln(re / rw)  0.5  S

qb =PI (PS-Pb) 𝑞 PI = J = 𝑃𝑠−𝑃𝑤𝑓 Non-linear

𝑞𝑜 𝑝𝑏 𝑞𝑚𝑎𝑥 = 𝑞𝑏 + ( ) 1,8(𝑃𝑠 − 𝑃𝑤𝑓) 𝑃𝐼 𝑥 𝑃𝑏 𝑞𝑚𝑎𝑥 = 𝑞𝑏 + ( ) 1,8

𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 2 𝑞𝑜 = 𝑞𝑏 + ((𝑞𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏 ) (1 − 0,2 ( ) − 0,8 ( ) )) 𝑃𝑏 𝑃𝑏

qo vs Pwf BATUPASIR 3500

3000

2500

2000

Pwf

pers

745.7 352 volume acre-ft

1500

1000

500

0

0

100 200 Qo dengan skin qo

300 Qo tanpa skin

400

Hubungan Sw dengan Krw dan Kro (MATINDOK) 1 0.8 0.6

K

A1 A0 interval (ft)

0.4 0.2 0 0

0.5

1

Sw Sw Vs KRW

Sw Vs KRO

Qopt(@pwf=2700 = -31,14187912 Barrels per day Formasi Minahaki (Batu Karbonat) pwf < Ps < Pb Linear (Pseudo-SteadyState) qo  0,00708

k o .h ( Pe  Pwf )  o .Bo ln(re / rw)  0.5  S

qo= PI* (Ps-Pwf) Pwf' = Ps-(Ps-Pwf)FE  Pwf '   Pwf '  Qo  1  0.2    0.8   FE 1 Qmax  Ps   Ps 

2

m = 0,3635

qo vs Pwf BATU KARBONAT 3000 2500

Pwf

2000 1500 1000

500 0

0

5 Qo dengan skin

qo

10 Qo tanpa skin

15

Formasi Matindok Ro 0.72 ohm-m Rw 0.25 ohm-m Porositas 0.158330016 fraksi efektif F 2.88 A 0.62 M 0.8333

Hubungan Sw dengan Krw dan Kro (MINAHAKI) 0.8

0.7 0.6 0.5

K

Formasi Minahaki Ro 0.72 ohm-m Rw 0.25 ohm-m Porositas 0.05450713 fraksi efektif F 2.88 A 1 M 0.3635

0.4 0.3 0.2

m < 1,3 maka menunjukan formasi unconsolidated rock.

0.1 0 -0.1 0

0.2

0.4

0.6

SW VS KRW Sw

0.8

SW VS KRO

Qopt@pwf = 2500 =0.339672807204723 barrels per day Desain Komplesi Sementasi Batuan : 1. Tingkat sementasi batuan dapat diperkirakan dengan cara menentukan faktor sementasi. 2. Archie membuat hubungan antara faktor formasi dari batuan dengan porositas. F   m

dan

R F o Rw

Log(Ro)+ mLog(ɸ) = Log (a) + Log Rw Batupasir: Log(0,72)+ mLog(0,158330016 ) =log(0,62)+log(0,25)(-0,1427)+m(0,8004) = (-0,2076) + (-0,6021) m = 0,8333 Karbonat: Log(0,72)+mLog(0,05450713) = log (1)+log (0,25) (-0,1427)+ m(-1,2635) = (0) + (-0,6021)

1

Kandungan Lempung Formasi : Kandungan lempung suatu formasi dapat diperkirakan dengan menggunakan data-data logging. 𝑆𝑃𝑙𝑜𝑔 VSh =1 − 𝑆𝑆𝑃 Formasi Minahaki Sp Log 50 mV SSP 75 mV Vsh 0.333333333 fraksi Formasi Matindok Sp Log 50 mV SSP 75 mV Vsh 0.333333333 fraksi

Kekuatan Formasi : Kekuatan formasi (strength formasi) adalah merupakan kemampuan formasi dalam menahan butiran batuan tetap pada tempatnya. Tixier melakukan perhitungan sebagai berikut :

Jika > 0,8 x 1012 psi2 (kompak) Jika < 0,8 x 1012 psi2 (tdk kompak)

Ρb Δt

Σ A B G 1/Cb G/Cb

Formasi Minahaki 2.71 gr/cc 235 µsec/ft 0.311666667 0.273607748 0.635189669 179914.7445 417678.1828 7.515.E+10 (tidak

kompak) 2

jika < 0,8 x 10^12 psi (tdk kompak)

ρb Δt σ A B G 1/Cb G/Cb

Formasi Matindok 2.65 gr/cc 235 µsec/ft 0.311666667 0.273607748 0.635189669 175931.3923 408430.6953 7.186.E+10 (tidak kompak)

jika < 0,8 x 1012 psi2 (tdk kompak)

Perhitungan Ukuran Screen Liner pada Gravel Pack Completion Menghitung Ukuran Gravel Pack dengan metode Soucier Dg50 = 5 x Df50 = 2.9942275 mm = 0.117972564 inch Dg.min = 0.0786877 inch Dg.max = 0.176958845 inch Menghitung ukuran Screen Liner dengan metode Sclumberger W = 0,75 x Ukuran gravel terkecil

= 0.059015775

inch

Pembahasan Analisis core yang dilakukan pada lapangan Petronius diambil dari cekungan Banggai, yaitu dari formasi Minahaki dan formasi Matindok. Pada formasi Minahaki memiliki lithology karbonat dan formasi Matindok memiliki lithology batupasir. Formasi Minahaki memiliki OOIP sebesar 9.848.741,799 STB dan formasi Matindok memiliki OOIP sebasar 20.232.182,66 STB. Laju produksi optimum pada formasi Minahaki adalah 0.339673 barrel per day dan pada formasi Matindok senilai -31,14187912 Barrels per day. Klasifikasi batuan berdasarkan faktor sementasi terbagi menjadi lima, yaitu unconsolidated rock (1,3), very slightly cemented (1,4-1,5), slightly cemented (1,6-1,7), moderately cemented (1,8-1,9), dan highly cemented (2,0-2,2). Pada formasi Minahaki memiliki factor sementasi sebesar 0,3635 dan formasi Matindok memiliki factor sementasi sebesar 0,8333. Sehingga kedua formasi termasuk unconsolidated rock karena factor sementasinya < 1,3. Sehingga casing produksi dipasang menembus formasi produksi dan disemen yang selanjutnya di perforasi pada intervalinterval yang diinginkan. Kandungan lempung yang diperoleh pada kedua formasi ini adalah sebesar 0,333 fraksi yang diketahui melalu logging. Kekuatan formasi dari formasi Minahaki sebesar 7.515.E+10 yang termasuk dalam formasi tidak kompak, begitupun dengan formasi Matindok memiliki nilai 7.186.E+10 yang juga termasuk formasi yang tidak kompak. Karena klasifikasi batuan yang termasuk kompak adalah jika >0,8x1012 psi2 dan <0,8x1012 psi2 untuk formasi yang tidak kompak. Kekuatan formasi sendiri merupakan kemampuan formasi dalam menahan butiran batuan tetap pada tempatnya.

Desain ukuran gravelpack menurut metode Soucier yaitu sebesar 0,117972564 inch, atau gravel pack yang dapat digunakan berukuran minimum 0,0786877 inch dan maksimum 0,176958845 inch. sedang ukuran Screen Liner menurut metode Schlumberger yang digunakan berdasarkan ukuran range gravel yaitu sebesar 0,059015775 inch. Kesimpulan 1. Analisa core di Lapangan Petronius, cekungan Banggai, mengambill sampel dari formasi Matindok yang menunjukan batupasir dan formasi Minahaki menunjukan batu karbonat. 2. Formasi Minahaki memiliki OOIP sebesar 9.848.741,799 STB dan formasi Matindok memiliki OOIP sebasar 20.232.182,66 STB. 3. Formasi Minahaki dan formasi Matindok merupakan Unconsolidated rock. 4. Kandungan lempung yang diperoleh pada kedua formasi ini adalah sebesar 0,333 fraksi yang diketahui melalu logging. 5. Kedua formasi termasuk batuan yang tidak kompak. 6. Desain gravel pack yang digunakan berukuran 0,117972564. Referensi Muhartanto, Aris dan Purwanto, Taat.

2011. Potensi Batuan Induk Di Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah. Jakarta. Usakti. Bachri, Syaiful. 2011. Prospek Carbon Capture And Storage (Ccs) Cekungan Luwuk-Banggai Dari Sudut Pandang Geologi. Bandung. Pusat Studi Geologi. Zaitun, Siti. 2016. Pengelompokan Kekerabatan Geokimia Minyak Dan

Gas Pada Lapangan Tiaka, Matindok, Donggi, Senoro, Dan Sekitarnya Di Cekungan Banggai Sulawesi Tengah. Yogyakarta. Universitas Gadjah Mada. Nasir, Mohamad. 2014. Potret Kinerja Migas Indonesia. Jakarta. Buletin Info Risiko Fiskal.