GEOLOGI DAN ANALISIS GEOMEKANIKA TERHADAP OPTIMISASI INJEKSI AIR PADA LAPANGAN “SARINA” CEKUNGAN SUMATRA TENGAH, INDONESIA

Abstract

Sari – Lapangan Sarina merupakan salah satu lapangan tua yang sebagian besar reservoir utamanya pada Formasi Bekasap, Formasi Bangko, dan Formasi Menggala, yang melampar secara horizontal dan menunjukkan adanya penurunan tekanan akibat lamanya produksi. Untuk menambah tekanan reservoir dan meningkatkan produksi minyak pada reservoir di Lapangan Sarina, diperlukan injeksi air ke dalam reservoir tersebut. Namun, injeksi yang dilakukan juga dapat menyebabkan pecahnya batuan tudung sehingga terjadi kebocoran fluida yang keluar dari reservoir tersebut.

 Untuk mencegah terjadinya pergerakan sesar dan pecahnya batuan tudung, maka diperlukan model geomekanika yang dapat memperlihatkan kondisi tegasan dan sifat mekanika batuan di bawah permukaan. Analisis geomekanika di bawah permukaan sangat penting dalam penentuan batas tekanan maksimum injeksi air agar tidak terjadi kebocoran fluida. Analisis geomekanika dilakukan pada delapan sumur pengeboran dengan menggunakan data log talikawat dan data pengukuran langsung berupa data RFTdan FIT. Berdasarkan model geomekanika yang dihasilkan, tekanan pori di Lapangan Sarina pada interval batupasir (reservoir) berada pada kondisi underpressure dan pada interval serpih berada pada kondisi normal hidrostatik dengan gradien tekanan hidrostatik sebesar 0,45 psi/kaki. Tegasan vertikal memiliki nilai rata-rata sebesar 0,89 psi/kaki, tegasan horizontal maksimum rata-rata 0,78 psi/kaki, dan tegasan horizontal minimum memiliki nilai rata-rata 0,68 psi/kaki. Rezim tegasan yang terdapat pada Lapangan Sarina yakni Sv>SHmax>Shmin berupa sesar normal. Batas tekanan injeksi maksimum yang terdapat pada Lapangan Sarina dalam kondisi stabil adalah 0,69 psi/kaki.

 Kata kunci: geomekanika, tekanan pori, tegasan in-situ, tekanan injeksi              

Abstract - Sarina Field is one of the old fields, with most of the main reservoir are in the Bekasap, Bangko, and Menggala Formation spread horizontally and show a decrease in pressure due to the length of the production. Water injection into the reservoir is required to increase the reservoir pressure and oil production in the Sarina Field. However, the injection carried out can also induce fracture in the caprock and cause fluid leaks out of the reservoir.

 Geomechanical models that show the stress conditions and the mechanical properties of rocks below the surface are needed to prevent fault movement and caprock fracturing. The subsurface geomechanical analysis is very important in determining the maximum pressure limit for water injection to prevent fluid leakage. The geomechanical analysis was carried out on eight drilling wells using wireline log data and direct measurement data, including RFT and FIT data. Based on the result of geomechanical models, pore pressures in the Sarina Field at the sandstones intervals (reservoirs) is underpressure, while at the shale intervals, the pressure is normal hydrostatic with a hydrostatic pressure gradient of 0,45 psi /ft. The vertical stress has an average value of 0,89 psi/ft, the maximum horizontal stress is 0,78 psi/ft, and the minimum horizontal stress has an average value of 0,68 psi/ft. The stress regime in the Sarina Field is Sv> SHmax> Shmin, i.e., a normal fault. Determination of the maximum injection pressure limit found in the Sarina Field in stable conditions is 0,69 psi/ft.

 Key words: geomechanics, pore pressure, in-situ stress, injection pressure