Perpustakaan Digital ITB

Pengasaman sumur merupakan teknik stimulasi yang krusial di lapangan minyak dan gas, di mana tekanan reservoir alami telah menurun dan timbulnya kerusakan di sekitar lubang sumur semakin memeperkecil produksi. Dalam kondisi tersebut, kerusakan formasi yang disebabkan oleh invasi lumpur pemboran, migrasi partikel halus, pengembangan clay, presipitasi karbonat, dan pengendapan fluida yang tidak kompatibel dapat secara signifikan mengurangi kemampuan alir sumur. Pemilihan sistem asam yang tepat oleh karena itu bukan sekadar keputusan operasional rutin, melainkan merupakan masalah optimasi yang spesifik terhadap reservoir. Karena respons reservoir terhadap perlakuan asam sangat dipengaruhi oleh litologi, komposisi mineral, dan mekanisme kerusakan yang berlaku, strategi asam yang efektif pada satu interval dapat tidak efektif atau bahkan merugikan pada interval lainnya. Studi ini menjawab tantangan tersebut dengan menelaah bagaimana komposisi litologi mengendalikan kinerja stimulasi dan membandingkan Matrix acidizing menggunakan HCl 15% dengan Mud acidizing menggunakan HCl 12% : HF 3% pada sekumpulan sumur produksi yang heterogen. Sebanyak 114 rekaman perlakuan pengasaman dari berbagai sumur dikompilasi dan dianalisis. Efektivitas stimulasi dikuantifikasi menggunakan Stimulation Ratio (SR), yang didefinisikan sebagai rasio laju produksi fluida sesudah pengasaman terhadap sebelum pengasaman. Laju produksi maksimal sebelum dan sesudah perlakuan dihitung menggunakan metode Inflow Performance Relationship (IPR) Vogel, yang merupakan pendekatan nonlinier yang banyak digunakan untuk menggambarkan kinerja sumur dalam kondisi aliran dua fasa. Litologi reservoir diklasifikasikan ke dalam fraksi sandstone (SS%), shale (Sh%), limestone (LS%), dan coal (Coal%) berdasarkan data sumur yang telah diinterpretasikan dan deskripsi formasi, kemudian digunakan sebagai variabel komposisi kontinu dalam analisis korelasi. Statistik deskriptif terlebih dahulu dihitung untuk mengkarakterisasi distribusi SR pada masing-masing sistem asam, meliputi mean, median, standar deviasi, dan skewness. Korelasi Pearson diterapkan untuk mengevaluasi hubungan linier antara variabel litologi dan SR, sementara korelasi Spearman digunakan untuk menguji asosiasi monoton dan mengurangi sensitivitas terhadap non-normalitas dan pencilan. Pendekatan ganda ini memungkinkan penilaian yang lebih robust terhadap tren proporsional maupun hubungan berbasis peringkat dalam dataset. Hasil menunjukkan bahwa matrix acidizing HCl 15% paling efektif pada interval kaya limestone dan sandstone dengan semen karbonat, dengan mean SR sebesar 3,80, median SR sebesar 2,94, standar deviasi sebesar 2,11, dan skewness positif yang mencerminkan sejumlah kecil sumur dengan respons sangat tinggi; SR maksimum mencapai 10,79. Mud acidizing HCl 12% : HF 3% menghasilkan mean SR sebesar 3,12, median SR sebesar 2,41, standar deviasi sebesar 1,98, dan skewness positif yang lebih kuat, dengan SR maksimum sebesar 10,46. Analisis korelasi menunjukkan bahwa untuk Matrix Acidizing, kandungan limestone memiliki asosiasi positif terkuat dengan SR (r = 0,62, ? = 0,58), sementara sandstone menunjukkan hubungan positif moderat (r = 0,41, ? = 0,37). Sebaliknya, fraksi shale dan coal menunjukkan korelasi lemah atau negatif pada dataset matrix acid (shale: r = -0,18, ? = -0,15; coal: r = -0,09, ? = -0,06). Untuk Mud acidizing, sandstone berkorelasi positif dengan SR (r = 0,55, ? = 0,52), sedangkan shale tampak berkorelasi positif pada pandangan pertama (r = 0,36, ? = 0,33) dan coal hanya menunjukkan hubungan marginal (r = 0,11, ? = 0,08). Dari perspektif geokimia, Mud acidizing dirancang untuk melarutkan kerusakan silikat dan clay, namun shale dapat bereaksi dengan HF membentuk endapan fluorosilikat yang tidak larut sehingga dapat semakin merusak permeabilitas, sementara coal sebagian besar tidak reaktif terhadap HCl maupun HF. Tren yang teramati oleh karena itu tidak boleh diinterpretasikan sebagai bukti bahwa reservoir kaya shale atau coal secara intrinsik merespons lebih baik terhadap mud acidizing. Sebaliknya, tren tersebut mencerminkan interaksi antara tingkat keparahan kerusakan reservoir, litologi, dan kimia reaksi asam-batuan. Secara praktis, temuan ini menegaskan perlunya pemilihan kondisi awal sumur sebelum membandingkan perlakuan dan menghindari overestimasi kinerja asam berdasarkan korelasi komposisi semata.