BAB I FIELD DEVELOPMENT PROJECT

8/10/2019 BAB I FIELD DEVELOPMENT PROJECT

1/198

|

KELOMPOK 14FIELD DEVELOPMENT PROJECT LAPANGAN GRANADA (DATA-3)

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI

UNIVERSITAS TRISAKTI


2/198

PT CENTRAL INDONESIA OFFSHORE ENERGY

RENCANA PENGEMBANGAN LAPANGAN GRANADA

Penyusun:

Fadillah Widiatna (071.11.125)

Firman Nashir Ahmad (071.11.144)

Hari Gunawan Nugraha (071.11.173)

Margaretha Marissa Thomas (071.11.227)

Marmora Titi Malinda (071.11.229)

Mona Monica Syahril (071.11.237)

Tubagus Fadillah SL (071.11.356)

Zola Wira Amijaya (071.11.370)


3/198



DAFTAR ISI

DAFTAR ISI................................................................................................................. i

DAFTAR GAMBAR.................................................................................................. vi

DAFTAR TABEL..................................................................................................... xii

BAB I EXECUTIVE SUMMARY............................................................................. 1

1.1. Sejarah Lapangan TMA dan TMB .................................................................... 1

1.2. Reservoir Produksi ............................................................................................ 2

1.3. Strategi Pengembangan Lapangan dan Fasilitas Permukaan ............................ 3

1.4. Indikasi dan Indikator Keekonomian ................................................................ 3

BAB II GEOLOGICAL FINDINGS AND REVIEWS............................................ 1

2.1. Geologi Regional ............................................................................................... 2

2.1.1. Stratigrafi Regional ............................................................................... 10

2.1.2. Petroleum System .................................................................................. 14

2.2. Lithologi ......................................................................................................... 19

2.3 Interpretasi Data Lapangan .............................................................................. 19

2.3.1. Analisa Peta Struktur Kedalaman ......................................................... 21

2.3.2. Analisis Grafik Pressure Derivative ...................................................... 24

2.3.3. Penentuan Nilai Vshale ......................................................................... 24

BAB III DESKRIPSI RESERVOIR......................................................................... 1

3.1. Kondisi Reservoir .............................................................................................. 1

3.2. Karakteristik Batuan .......................................................................................... 1


4/198



3.2.1. Porositas .................................................................................................. 1

3.2.2. Permeabilitas ........................................................................................... 3

3.2.3. Saturasi ............................................................................................................ 3

3.3. Fluid Properties ................................................................................................. 4

3.3.2. Komposisi Hidrokarbon .......................................................................... 3

3.4. Driving Mechanism ......................................................................................... 13

BAB IV RESERVE AND PRODUCTION FORECAST........................................ 1

4.1. Reserve .............................................................................................................. 1

4.1.1. Grup Lapisan L (Proven) ......................................................................... 1

4.1.2. Grup Lapisan J (Proven) ......................................................................... 4

4.1.3. Grup Lapisan K (Upside Potential) ......................................................... 6

4.2. Produksi Mendatang .......................................................................................... 8

4.2.1. Forecast Oil ............................................................................................. 9

4.2.2. Forecast Water ....................................................................................... 10

4.2.3. Forecast Gas .......................................................................................... 14

4.2.4. Forecast Sumur Baru dan Sumur Workover ......................................... 17

4.2.5. Perbandingan Forecast Base Case dengan Pengembangan ................... 20

BAB V PEMBORAN DAN KOMPLESI.................................................................. 1

5.1 Pendahuluan ................................................................................................... 1

5.2 Geological Prognose ....................................................................................... 1

5.3 Pelaksanaan Pengeboran dan Komplesi di Struktur Bunyu Nibung .............. 2

5.4 Rencana Pengeboran dan Komplesi ............................................................... 3

5.5 Pelaksanaan Workover Lapangan Bunyu ..................................................... 15


5/198



BAB VI PRODUCTION FACILITIES..................................................................... 1

6.1 Pendahuluan ................................................................................................... 1

6.2 Fasilitas Produksi Existing di Lapangan Bunyu ............................................. 1

6.2.1 Spesifikasi Unit Operasi Existing ............................................................ 3

6.2.2 Kapasitas Existing Gross Fluid Production Facility ................................ 9

6.2.3 Kapasitas Existing Net Oil Production Facility ..................................... 14

6.2.4 Kapasitas Existing Produced Water Facility .......................................... 15

6.2.5 Kapasitas Existing Gas Production Facility ........................................... 16

6.2.6 Kesimpulan Kapasitas Existing .............................................................. 19

6.3. Perbandingan Production Forecast terhadap Kapasitas Existing ................. 20

6.3.1 Perbandingan Kapasitas Forecast dan Existing SP 2 ............................. 20

6.3.1.1. Produksi Gross Fluid pada SP-2 ...................................................... 20

6.3.1.2. Produksi Net Oil pada SP-2 ............................................................. 21

6.3.1.3. Produksi Produced Water pada SP-2 ............................................... 22

6.3.1.4. Produksi Gas pada SP-2 .................................................................. 23

6.3.2 Perbandingan Kapasitas Forecast dan Existing SP-3 ............................. 24

6.3.2.1. Produksi Gross Fluid pada SP-3 ...................................................... 24

6.3.2.2. Produksi Net Oil pada SP-3 ............................................................. 25

6.3.2.3. Produksi Produced Water pada SP-3 ............................................... 26

6.3.2.4. Produksi Gas pada SP-3 .................................................................. 27

6.3.3 Perbandingan Kapasitas Forecast dan Existing EPF .............................. 28

6.3.3.1. Produksi Gross Fluid pada EPF ....................................................... 28

6.3.3.2. Produksi Net Oil pada EPF ............................................................. 29


6/198



6.3.3.3. Produksi Produced Water pada EPF ............................................... 30

6.3.3.4. Produksi Gas pada EPF ................................................................... 31

6.3.4 Perbandingan Kapasitas Forecast dan Existing SPU ............................. 32

6.3.4.1. Produksi Gross Fluid pada SPU ...................................................... 32

6.3.4.2. Produksi Net Oil pada SPU ............................................................. 33

6.3.4.3. Produksi Produced Water pada SPU ............................................... 34

6.3.5 Perbandingan Kapasitas Forecast dan Existing Terminal ...................... 35

6.3.5.1. Produksi Net Oil pada Terminal ..................................................... 35

6.3.6. Perbandingan Kapasitas Forecast dan Existing SKG ........................... 36

6.3.6.1. Produksi Gas pada SKG ................................................................. 36

6.4 Rencana Kerja Pengembangan ..................................................................... 37

6.5 Evaluasi Sistem Utilitas ................................................................................ 40

6.5.1 Manajemen Air ....................................................................................... 40

6.5.2 Manajemen Energi ................................................................................. 40

BAB VII SKENARIO PENGEMBANGAN LAPANGAN...................................... 1

7.1 Tinjauan Pengembangan Lapangan Bunyu Nibung ....................................... 1

7.2 Skenario Pengembangan Lapangan Bunyu Nibung ....................................... 2

BAB VIII HSE DAN AND COMMUNITY DEVELOPMENT.............................. 1

8.1 Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL) ........................................ 1

8.1.1 Screening Wajid AMDAL....................................................................... 1

8.1.2 Keadaan Lingkungan ............................................................................... 1

8.1.3 Keadaan Masyarakat Sekitar ................................................................... 1

8.1.4 Analisis Dampak Lingkungan (AMDAL) ............................................... 1


7/198



8.1.5 Rencana Pengelolaan Lingkungan (RKL) ............................................... 1

8.1.5.1. Pendahuluan ............................................................................... 8

8.2 HSE ................................................................................................................ 1

8.2.1 Kebijakan HSE ........................................................................................ 1

8.2.2 Sistem Manajemen atau Panduan Kebijakan HSE Region KTI.............. 4

8.2.3 Implementasi dan Sertifikasi ISO 14001 dan OHSAS 18001 ................. 5

8.2.4 Rencana Pengelolaan Lingkungan .......................................................... 6

8.2.5. Produced Water Injection & Water Resources Conservation ................. 8

8.2.6 Pemantauan Lingkungan ......................................................................... 8

8.2.6.1. Udara Ambien ............................................................................ 8

8.2.6.2. Udara Emisi ............................................................................... 9

8.2.6.3. Kebisingan ................................................................................. 9

8.2.6.4. Pemantauan Kualitas Air ........................................................... 9

8.3 Corporate and Social Responsibility ............................................................ 11

BAB IX ABANDONMENT AND SITE RESTORATION..................................... 1

9.1. Plug and Abandon Sumur ................................................................................. 1

9.2. Pembersihan Peralatan Fasilitas Produksi ......................................................... 2

9.3. Perkiraan Biaya ................................................................................................. 2

BAB X ORGANISASI DAN JADWAL PROYEK.................................................. 1

10.1 Organization ...................................................................................................... 1

10.2 Project Schedule ................................................................................................ 2

BAB XI TINGKAT KOMPONEN DALAM NEGERI........................................... 1

BAB XII KEEKONOMIAN....................................................................................... 1


8/198



12.1 Pendahuluan ................................................................................................... 1

12.2 Evaluasi Keekonomian Proyek ...................................................................... 1

12.2.1 Biaya Pengembangan Lapangan ............................................................ 1

12.2.2 Keekonomian Proyek ............................................................................. 2

12.3 Analisis Sensitivitas .............................................................................................. 4

BAB XIII KESIMPULAN.......................................................................................... 1

LAMPIRAN...................................................................................................................


9/198



DAFTAR GAMBAR

Gambar Halaman

1.1 Peta Lokasi Blok XYZ............................................................... 1

2.1 Lokasi Lapangan Granada ......................................................... 5

2.2 Lokasi Cekungan Barito ............................................................ 6

2.3 SettingTektonik Regional dari Cekungan Barito Dan Sekitarnya 8

2.4 Paleogeografi Dari Formasi Berai di Cekungan Barito ............. 10

2.5 Diagram Blok Paleogeografi Formasi Berai di Cekungan Barito 12

2.6 Kolom Stratigrafi Cekungan Barito dan Blok XYZ .................. 13

2.7 Kolom Kronostratigrafi Blok XYZ ........................................... 14

2.8 Petroleum SystemBlok XYZ - Cekungan Barito ...................... 22

2.9 Perangkap Struktur Antiklin pada Gambaran

Seismik Lapangan Granada........................................................ 23

2.10 Data Log Sumur Granada -1...................................................... 25

2.11 Data Log Sumur Granada -2 ...................................................... 26

2.12 Data Log Sumur Granada -3 ...................................................... 27

2.13 Data Log Sumur Granada4 .................................................... 28

2.14 KedalamanLowest Known Gas(LKG)

Koordinat UTM dan Geografis SumurInfill............................. 30


10/198



DAFTAR GAMBAR

(LANJUTAN)

Gambar Halaman

2.15 Kedalaman Gas Water Contact(GWC) .................................... 31

2.16 Korelasi Log Lapisan Reservoir Antar Sumur Granada ............ 32

2.17 Peta Dasar Sumur Granada1, Granada -2, Sumur Granada -3,

dan Sumur Granada -4 ............................................................... 33

2.18 Peta Struktur Lapangan Granada............................................... 36

2.19 PetaIsopachLapangan Granada............................................... 37

2.20 Penampang Reservoir Upper Berai ........................................... 38

2.21 PetaNet PayLapangan Granada................................................ 41

2.22 Bubble MapLapangan Granada ................................................ 48

3.1 Phase Envelope .......................................................................... 50

3.2 Grafik Core Permeability vs Core Porosity ............................... 60

4.1 Kurva Deliverability Gas GRD-1.............................................. 80

4.2 Kurva Deliverability Gas GRD-3 .............................................. 81

4.3 Kurva Deliverability Gas GRD-4 .............................................. 82

4.4 Grafik Antara IPR dan Tubing Intake Pada GRD-3 .................. 86

4.5 Grafik Antara IPR dan Tubing Intake Pada GRD-4 .................. 87


11/198



DAFTAR GAMBAR

(LANJUTAN)

Gambar Halaman

4.6 Profil Produksi Base Case ......................................................... 91

4.7 Profil Produksi Skenario ............................................................ 92

5.1 Titik Sumur Infill CIO-1 ........................................................... 98

5.2 Desain Pipa Selubung Sumur Infill CIO-1................................ 104

5.3 Grafik Waktu Pemboran Sumur CIO-1...................................... 108

6.1 Offshore Floating Processing Unit Illustrating Layout.................... 115

6.2 Skema Alir Produksi Lapangan Granada .................................. 122

8.1 Peta WKP GRANADA............................................................. 130

12.1 Distribusi Pendapatan................................................................ 172

12.2 ROR Sensitivity......................................................................... 173

12.3 Contractor NPV @ 10% Sensitivity........................................... 173

12.4 Government Take Sensitivity..................................................... 174

14.1 DST Sumur Granada 1 .............................................................. 177

14.2 Gas Production Forecast Software GAP ................................... 178

14.3 DST Sumur Granada 3 .............................................................. 179


12/198



DAFTAR TABEL

Tabel Halaman

1.1 Summary Analisa Petrofisik Lapangan Granada.................... 2

2.1 Kedalaman Formasi Setiap Sumur................................................. 29

2.2 Titik Koordinat UTM Setiap Sumur .......................................... 34

2.3 Titik Koordinat Geografis Setiap Sumur ................................... 34

2.4 VolumeBulkdan OGIP Lapangan Granada.............................. 43

2.5 Radius Pengurasan (re) Setiap Sumur ....................................... 46

2.6 Koordinat UTM dan Sumur Infill.............................................. 48

2.7 Kedalaman Top dan Bottom dan Kedalaman Sumur Infill....... 48

3.1 Kondisi Awal Lapangan Granada.............................................. 49

3.2 Ketebalan Formasi ..................................................................... 52

3.3 Hasil Perhitungan NTG ............................................................. 53

3.4 Penentuan Nilai Cut Off............................................................. 54

3.5 Hasil Perhitungan Volume Shale ............................................... 55

3.6 Kualitas Porositas ...................................................................... 56

3.7 Hasil Perhitungan Porositas ....................................................... 57

3.8 Hasil Perhitungan Saturasi Air.................................................. 59

3.9 Hasil Perhitungan Permeabilitas ................................................ 61


13/198



3.10 Data Komposisi Gas Setiap Sumur ........................................... 62

3.11 Harga Tpr dan Ppr Pada Sumur Grd-1 ...................................... 63

3.12 Harga Faktor Deviasi Gas Pada Sumur Grd-1........................... 64

3.13 Harga Ppr dan Tpr Pada Sumur Grd-2 ...................................... 64

3.14 Harga Faktor Deviasi Gas Pada Sumur Grd-2........................... 65

3.15 Harga Tpr dan Ppr Pada Sumur Grd-3 ............................................. 66

3.16 Harga Faktor Deviasi Gas Pada Sumur Grd-3 ............................... 67

3.17 Harga Tpr dan Ppr Pada Sumur Grd-4-1......................................... 68

3.18 Harga Faktor Deviasi Gas Pada Sumur Grd-4-1............................. 69

3.19 Harga Tpr dan Ppr Pada Sumur Grd-4-2......................................... 70

3.20 Harga Harga Faktor Deviasi Gas Pada Sumur Grd-4-2................... 71

3.21 Harga Harga Faktor Deviasi Gas Pada Sumur Grd-4-2.................. 72

3.22 Data Sg Gas dan Densitas Gas setiap sumur.................................. 73

3.23 Data Viskositas Setiap Sumur......................................................... 74

3.24 Data Compresibilitas Gas Setiap Sumur........................................ 75

4.1 Data Tubing Intake GRD-3........................................................ 84

4.2 Data Tubing Intake GRD-4 ....................................................... 85

4.3 Data Produksi Basecase.............................................................. 88

4.4 Data Produksi Skenario ............................................................. 89

4.5 Data Penggunaan Choke............................................................. 90


14/198



DAFTAR TABEL

(LANJUTAN)

Tabel Halaman

5.1 Mud Program Sumur CIO-1 ...................................................... 101

5.2 Hidrolika Pemboran Sumur CIO-1 ............................................ 102

5.3 Program Bit Sumur CIO-1 ......................................................... 103

5.4 Program Cementing Sumur CIO-1 ............................................ 105

5.5 Tabel Authorized For Expenditure............................................. 110

6.1 Ukuran Platform FPU ................................................................ 114

6.2 Jumlah Pipeline Per 32 feet ....................................................... 117

6.3 Spesifikasi Compressor Berdasarkan Horse Power........................... 118

6.4 Spesifikasi Condensate Re-injection Pump........................................ 119

6.5 Spesifikasi Separator................................................................... 120

6.6 Perkiraan Biaya Fasilitas Produksi.................................................... 122

7.1. Skenario Pengembangan Lapangan Granada ............................ 123

8.1

Data Produksi.............................................................................. 132


15/198



DAFTAR TABEL

(LANJUTAN)

Tabel Halaman

9.1 Biaya Abandonment Sumur........................................................ 156

10.1 Project Schedule ........................................................................ 160

12.1 Detail biayasunk cost................................................................ 165

12.2 Detail biaya pemboran dan fasilitas produksi (US$)................ 166

12.3 Detail biayaoperasiselamakurunwaktuproyek (US$ Juta)........ 167

12.4 PSC Term and Conditions........................................................ 169

12.5 Profil Produksi Gas................................................................... 170

12.6 Hasil Indikator Keekonomian Proyek........................................ 171

14.1 Drilling Time ............................................................................. 180


16/198



BAB I

EXECUTIVE SUMMARY

1.1 Sejarah Singkat Wilayah Kerja

Blok XYZ ini terletak di selat makassar, sekitar 300 KM dari Tie-in Points

Toledo dan 320 KM dari Tie-in Points Cordoba di Kalimantan Timur. Seperti yang di

tunjukan pada Gambar 1.1 , Blok XYZ saat ini di operasikan oleh PT CENTRAL

INDONESIA OFFSHORE ENERGY yang merupakan Kontraktor Kontrak Kerja

Sama (KKKS) dengan durasi kontrak 30 tahun.

Gambar 1.1

Peta Lokasi Blok XYZ


17/198



Wilayah Kerja (WK) Blok XYZ memiliki luas 5,919.69 KM2 , dimana lapangan

yang dikembangkan dari Blok XYZ ini adalah Lapangan Granada. Lapangan Granada

sudah memiliki 4 sumur eksplorasi diantaranya adalah Granada-1, Granada-2,

Granada-3 dan Granada-4.

Dimana zona prospek dari lapangan Granada terdapat pada Formasi Upper

Berai, dengan ketebalan rata-rata 154,23 ft net-pay. Dimana Formasi Upper Berai ini

terletak pada kedalaman 4478 SS TVD Datum.

1.2 Ringkasan Reservoir Dan Perkiraan Produksi

Pada lapangan Granada, reservoir penghasil hidrokarbon terindentifikasi pada

satu lapisan produktif, yaitu Lapisan Upper Berai. Dari hasil analisa petrofisik pada

reservoir Upper Berai diperoleh harga porositas sebesar 13,5 %.

Tabel 1.1

Summary Analisa Petrofisik Lapangan Granada


18/198



Perhitungan Kandungan Isi Awal Gas (Original Gas In Place) yang terdapat di

Lapangan Granada, dilakukan secara volumetrik berdasar pada hasil pemodelan

geologi reservoir. Kandungan Isi Awal Gas hasil perkiraan secara volumetrik untuk

reservoir Upper Berai adalah 358 BSCF dengan Recovery Factor sebesar 91.27 %.

Dimana produksi dari lapangan ini adalah sebesar 100 MMSCFD.

1.3 Skenario Pengembangan

Fasilitas produksi gas bumi di Lapangan Granada direncanakan memiliki dua

komponen utama, yaitu FPU (Field Producing Unit) dan ORF (Onshore Receiving

Facilities). Dimana konsepnya adalah gas yang di produksikan melalui komponen FPU

kemudian akan disalurkan melalui pipa sepanjang 300 KM menuju ORF.

Sedangkan untuk skenario produksi yang akan dilakukan pada lapangan

Granada ini adalah dengan menambah 1 sumur infill di tahun 2013, dengan menyewa

FPU (Field Producing Unit) serta menggunakan kompressor. Dimana terdapat dua rate

produksi, yaitu dari tahun 2010 hingga 2016 menggunakan rate 100 MMSCFD dengan

harga gas 5,75 US$/MMBTU sedangkan pada tahun 2016-2020 menggunakan rate 55

MMSCFD dengan harga gas 4,75 US$/MMBTU.

Gas yang terproduksikan untuk kemudian di olah menjadi CNG (Compressed

Natural Gas) untuk kemudian di salurkan kepada konsumen di Pulau Kalimantan.


19/198



Dimana gas dari FPU akan dialirkan menuju ORF melalui pipa yang berdiameter 18

inch sepanjang 300 KM.

Setelah dilakukan analisa baik dalam segi keteknikan maupun segi

keekonomian, skenario yang akan dilakukan adalah produksi dengan menggunakan 4

sumur eksisting ditambah 1 sumur infiil dengan FPU dan Compressor leased.

1.4 Keekonomian Proyek

Produksi gas yang dihasilkan dari lapangan ini secara keseluruhan adalah

319.375 BSCF, dimana pada harga gas 5.75 $/MMBTU kumulatif produksi gas sebesar

219 BSCF, sedangkan pada harga gas 4.75 $/MMBTU kumulatif produksi gas sebesar

100.375 BSCF, sehingga pendapatan total yang dihasilkan adalah sebesar US$ 659.46

Juta.

Dimana total biaya proyek yang diperkirakan adalah US$ 598.73 Juta, dengan

rincian biayasunk cost adalah US$ 63.08 Juta, biaya Investasi adalah US$ 299,33 Juta,

biaya fasilitas produksi adalah US$ 231.18 Juta, dan biaya sumur infill adalah US$

5.137 Juta.

Dengan analisis secarafull cycle,proyek memberikan kontraktor NPV sebesar

US$ 295.77 Juta dan kontraktor IRR sebesar 38% .


20/198



BAB II

GEOLOGICAL FINDINGS AND REVIEWS

2.1 Lokasi Administrasi

Lokasi administrasi dari Lapangan Granada terletak di Blok XYZ, Selat

Makasar, Provinsi Kalimantan Selatan, khususnya pada Cekungan Barito. Pulau

terdekat untuk mencapai lokasi adalah Pulau Lari-larian, Kecamatan Pulau Sebuku,

Kotabaru yang berjarak lebih kurang 25 km atau 15,5 mil ke arah tenggara.

Gambar 2.1

Lokasi Lapangan Granada

Lokasi Lap. Granada


21/198



2.2 Geologi Regional Cekungan Barito

Cekungan Barito terletak pada bagian selatan dari Selat Makassar yang

menghubungkan Pulau Kalimantan dengan Pulau Sulawesi (Gambar 2.2).

Gambar 2.2

Lokasi Cekungan Barito (Tanos, 2013)

Cekungan Barito merupakan cekungan asimetris. Cekungan ini di

sebelah barat dibatasi oleh paparan sunda, sebelah timur Pegunungan

Meratus, sebelah utara dibatasi oleh S e s a r Adang (Satyana, dkk.,1994).

Secara tektonik, cekungan ini memiliki kemiringan relatif datar di sebelah barat

dekat paparan sunda, ke arah timur menjadi cekungan yang dalam yang


22/198


23/198



Kemudian, aktivitas lempeng tektonik kedua yaitu proses subduksi lempeng

Australia terhadap lempeng Eurasia pada kala Miosen Tengah yang menghasilkan

rezim tektonik kompresi yang menyebabkan pembalikan struktur dan reaktifitasi

sesar (Kupecz et al., 2013). Struktur geologi regional yang terlihat pada saat ini

menunjukkan arah TL-BD yang tergambarkan oleh orientasi platform, punggungan,

dan pegunungan. (Gambar 2.3).

Gambar 2.3

SettingTektonik Regional dari Cekungan Barito Dan Sekitarnya

(Kupecz et al., 2013)


24/198



Berdasarkan teori-teori yang telah berkembang saat ini, unsur-unsur tektonik

yang berkembang di Pulau Kalimantan dapat dikelompokkan menjadi beberapa satuan

tektonik, yaitu Blok Schwaner, Blok Paternoster, Graben Meratus, dan Tinggian

Kuching.

a.

Blok Schwaner

Blok ini oleh Van Bemmelen dianggap sebagai bagian dari daratan Sunda yang

mengalami pengangkatan sejak Zaman Kapur Akhir, dimana batuannya terdiri dari

batuan beku dan malihan berumur Pra-Tersier. Bagian utara dari blok ini

mengalami gerak penurunan pada kala Paleogen dan tertutup oleh sedimen Tersier

yang tidak terlipat. Bagian ini dikenal sebagai Pelataran Barito (Barito Platform).

b. Blok Paternoster

Blok ini dianggap suatu daerah tektonik yang mantap, terdiri dari pelataran

Paternoster yang terletak di lepas pantai Kalimantan Tenggara dan sebagian daerah

di daratan Kalimantan. Blok ini hanya sebagian yang mengalami pengangkatan.

c. Graben Meratus

Daerah ini terletak diantara Blok Schwaner dan Blok Patenoster, yang merupakan

daerah dengan pengendapan yang cukup tebal. Daerah ini mengalami perlipatan

dan tersesarkan serta terangkat dengan kuat. Daerah ini dikenal sebagai bagian dari

Cekungan Kutai.

d. Tinggian Kuching


25/198



Tinggian Kuching atau Kuching high terbentuk akibat dari pengangkatan yang

terjadi pada busur kepulauan dengan daerah perairan dangkal di sekitarnya, yang

merupakan bagian yang tinggi pada Zaman Paleogen di Kalimantan Utara. Daerah

ini terpisah dari Kalimantan Barat Laut yang mengalami suatu penurunan dengan

cepat. Tinggian Kuching merupakan sumber (source) untuk pengendapan di daerah

Barat Laut dan Tenggara selama masa Neogen.

Gambar 2.4

Paleogeografi Dari Formasi Berai di Cekungan Barito


26/198



Gambar 2.5

Diagram Blok Paleogeografi Formasi Berai di Cekungan Barito

2.2.2 Stratigrafi Regional Cekungan Barito

Stratigrafi Cekungan Barito dapat dibagi menjadi empat megasikuen yaitu

pre-rift,syn-rift,post-rift, dansyn-inversi (Satyana dan Silitonga, 1994). Selama

kalaPaleogen dan Neogen telah terjadi pengendapan dengan dua tipe sedimen

(Satyana,1995). Pertama berupa sedimen transgresi yang dihasilkan dari gaya

ekstensi pada kala Paleogen dan selanjutnya sedimen regresi dari hasil gaya

kompresi yang mendominasi selama kala Neogen.

SikuenPre-rift

Sikuenpre-riftmerupakan komplekbasementyang menjadi dasar cekungan


27/198



yang terletak di sepanjang tepicontinental Sunda Shield, terdiri daricontinental

basementdi bagian barat dan zona akresi dari batuan Mesozoik dan Paleogen Awal di

bagian timur cekungan.

Sikuen Syn-rift

Sikuensyn-riftdiendapkan pada Paleosen AkhirEosen Tengah yang terdiri dari

Formasi Tanjung Bawah, dan dikelompokkan sebagai endapan tahap pertama

(Pertamina dan Trend Energy, 1988op.citSatyana dan Silitonga, 1994).

SikuenPost-rift

Sikuenpost-riftdiendapkan pada umur Eosen Tengah Miosen Awal sebagai

endapan transgresi yang dapat dibagi lagi menjadi dua bagian yaitu sikuen bagian

bawah dan bagian atas, yaitu :

Sikuen bagian bawah (Eosen TengahOligosen Awal)

Sikuen ini disusun oleh sedimensag-infilldanmarine incursionyang berada

di Tanjung Bawah bagian atas dan Formasi Tanjung Atas dikelompokkan

menjadi endapan tahap kedua hingga tahap keempat (Pertamina dan Trend

Energy, 1988op.citSatyana dan Silitonga, 1994).

Sikeun bagian atas (Oligosen AwalMiosen Awal)

Sikuen ini seluruhnya disusun oleh sedimen gamping dari Formasi Berai,

dan dibagi lagi menjadi tiga bagian yaitu : Formasi Berai Bawah (Oligosen

AwalOligosen Akhir), dan Formasi Berai Atas.

Sikuen Syn-inversi


28/198



Sikuensyn-inversidiendapkan pada Miosen Tengah sebagai endapan regresi

dari pembalikkan gaya pada Cekungan Barito yang terdiri dari Formasi Warukin dan

Formasi Dahor. Pengendapan di Formasi Warukin berlangsung pada umur Miosen

AwalMiosen Akhir. Sedimen pada formasi ini diendapkan ke dalamrapidly

subsiding basinakibat pengangkatan kontinental bagian barat dan pengangkatan

Tinggian Meratus di bagian timur.

Gambar 2.6

Kolom Stratigrafi Cekungan Barito dan Blok XYZ


29/198



Secara umum stratigrafi Cekungan Barito, Blok Sebuku dari tua ke

muda secara berurut adalah sebagai berikut :

Gambar 2.7

Kolom Kronostratigrafi Blok XYZ


30/198



1) Formasi Tanjung Bawah

Sebelum Kala Eosen Tengah, Kalimantan bagian selatan dan lengan Sulawesi

bagian barat saling berimpitan. Kemudian proses rifting yang terjadi pada Eosen

Tengah memulai tahap awal dari berpisahnya kedua daerah tersebut. Pada tahap awal

dari proses rifting ini, terendapkan Formasi Tanjung Bawah (Hidayat et al., 2012).

Formasi ini diendapkan pada lingkungan paralis hingga neritik dengan ketebalan

900-1100 meter, tersusun atas endapan khas syn-rift yang di dominasi oleh fasies

kompleks dataran aluvial. Selain itu, pada daerah sekitar sesar-sesar turun pembentuk

graben, fasies kompleks kipas aluvial dapat ditemukan dengan pola yang sejajar

dengan pola struktur rift utama, yaitu Sesar Taka-Tulu dengan arah TL-BD dan Sesar

Adang- Peternosfer dengan arah BL-TG. Endapan lacustrine dan perlapisan batubara

juga terdapat pada formasi ini, namun tidak terlalu melimpah. Dari atas ke bawah

formasi ini terdiri dari batu lumpur atau mudstone, batu lanau, batu pasir, sisipan

batubara yang kurang berarti dan konglomerat sebagai komponen utama. Formasi ini

juga memiiki hubungan tidak selaras dengan batu pra-tersier.

2) Formasi Tanjung Atas

Proses rifting yang terus berlangsung menyebabkan terjadinya transgresi

sehingga terjadi perubahan fasies secara vertikal menuju lingkunganshelfpada Eosen

Akhir. Formasi ini didominasi oleh perselingan dari calcareous shale dan batu

gamping yang mencirikan fasies karbonat platform. Secara batimetri fasies ini

terendapakan pada zona neritik. ( Hidayat et al.,2012).Distribusi dan batas dari


31/198



penyebaran platform karbonat ini masih terlihat sangat dipengaruhi oleh struktur-

struktur rift, sehingga diperkirakan struktur tersebut masih aktif hingga kala Eosen

Akhir.

3) Formasi Berai

Pada kala Oligosen, aktifitas tektonik rifting mulai berhenti (Kupecz, 2013),

sehingga secara tektonostratigrafi pengendapan memasuki tahap post-rift. Proses

regresi yang masih berlangsung menyebabkan lingkungan terus mendalam hingga zona

batial. Formasi Berai memiliki ciri litologi berupa endapan karbonat. Formasi ini

diendapkan secara selaras di atas Formasi Tanjung dan berumur Oligosen Awal sampa

Miosen Tengah. Pada proses pengendapan t e r j a d i perubahan fasies secara lateral

dari lingkungan platform, reef, slope, hingga basinal plain. (Hidayat et al., 2012).

Endapan yang terbentuk pada formasi ini memiliki ketebalan 107-1300 meter. Formasi

ini terdiri dari pengendapan laut dangkal di bagian bawah, batu gamping dan napal di

bagian atas.

4) Formasi Warukin Bawah dan Atas

Formasi Warukin Bawah terbentuk pada kala Miosen Awal, kemudian

dilanjutkan dengan pembentukan Formasi Warukin Atas pada Miosen Akhir. Formasi

Warukin, terdiri dari litologi batu lempung karbonat, batu pasir karbonat, dan batubara.

Formasi ini diendapakan secara selaras di atas Formasi Berai. Formasi Warukin

diendapkan pada lingkungan neritik dalam hingga deltaic dengan ketebalan 1000-

2400 meter, dan berumur Miosen Tengah sampai Plestosen Bawah. Pada formasi


32/198



ini ada tiga lapisan paling dominan, yaitu :

a.. Batu lempung dengan ketebalan 100 meter

b. Batulumpur dan batu pasir dengan ketebalan 600-900 meter, dengan

bagian atas terdapat deposit batubara sepanjang 10 meter.

c. Lapisan batubara dengan tebal cadangan 20-50 meter, yang pada bagian

bawah lapisannya terdiri dari pelapisan pasir dan batupasir yang tidak

kompak dan lapisan bagian atasnya yang berupa lempung dan batu lempung

dengan ketebalan 150-850 meter.

5) Formasi Dahor

Formasi ini diendapkan pada lingkungan litoral hingga supralitoral, yang

berumur miosen sampai plio-plistosen dengan ketebalan 450-840 meter. Formasi ini

hubungannya tidak selaras dengan ketiga formasi di bawahnya dan tidak selaras

dengan endapan alluvial yang ada di atasnya. Formasi ini terdiri dari perselingan

batuan konglomerat dan batupasir yang tidak kompak, pada formasi ini juga

ditemukan batulempung lunak, lignit dan limonit.

6) Endapan Aluvium

Merupakan kelompok batuan yang paling muda yang tersusun oleh kerikil,

pasir, lanau, lempung, dan lumpur yang tersebar di morfologi dataran dan sepanjang

aliran sungai


33/198



2.3 Struktur Geologi Regional Cekungan Barito

Struktur geologi yang terdapat di Kalimantan Selatan adalah antiklin, sinklin,

sesar naik, sesar mendatar, dan sesar turun. Pada periode tersier awal, terbentuk pola

horst grabenyang berarah Barat Laut Tenggara pada dasar Cekungan Barito. Pola

struktur yang paling menonjol adalah berarah Timur LautBarat Daya yang disebut

Pola Meratus. Arah sesar-sesar normal yang sejajar dengan umumnya sejajar dengan

Pola Meratus tersebut.

Perkembangan struktur geologi di Cekungan Barito dapat dikelompokkan

menjadi dua rezim yang berbeda (Satyana dan Silitonga, 1994), yaitu :

Rezim Regangan, yang terjadi pada periode awal bersamaan dengan rifting dan

pembentukkan cekungan.

Rezim Kompresi, yang terjadi pada masa Miosen Tengah, bersamaan dengan

pengangkatan Tinggian Meratus. Rezim mencapai puncaknya pada saat Plio-

Pleistosen yang telah membalikan struktur-struktur regangan yang terbentuk

sebelumnya.

Saat ini rekaman struktur dari Cekungan Barito dicirikan dengan konsentrasi

struktur yang berada di bagian timur laut cekungan berupa lipatan berarah Timur laut

Barat daya yang dibatasi dengan sesar-sesar naik dengan kemiringan tajam (Kusuma

dan Darin, 1989).


34/198



2.4 Petroleum System

Cekungan Barito memiliki potensi besar dalam hal penghasil hidrokarbon yang

secara umum dibagi menjadi lima unsurpetroleum systemsebagai berikut :

2.4.1 Source Rock

Hidrokarbon di Blok Sebuku dihasilkan oleh batuan induk dari Formasi

Tanjung dan Formasi Warukin bagian bawah. Tipe kerogen formasi Warukin terdiri

dari batulempung dan serpih yang kaya akan organik serta lapisan batubara tipis

diantara vitrinite (III) dan material organik amorph (I/II). Sedangkan batuan induk dari

Formasi Tanjung terdiri dari batuan yang mirip, yaitu batu lempung dan serpih serta

batubara, namun dengan kerogen yang didominasi vitrinite (III).

Sedimentasi tahap pertama dari Formasi Tanjung merupakan

sedimen yang diendapkan di graben paleogen berupa alluvial channeldan fan

mengalamiprogradasi hingga ke lingkungan lacustrine. Lingkungan ini

menghasilkan lingkungan reduksi yang baik bagi akumulasi algae. Lapisan

source rock berupa Lacustrinealga dapatmembentukprolific oil.

Adapun generation terjadi sejak middle early miocene (20 Ma).

Selama late miocene, cekunganmengalami permbalikan akibat naiknya

Meratus, membentuk asymmetric basin, Barito basin mengalami dipping

kearahNW dan makin ke SE semakin curam. Akibatnya bagian tengah dari


35/198


36/198



2.4.3 Reservoir Rock

Reservoir utama dari Cekungan Barito adalah batupasir berumur Awal sampai

Tengah Eosen dan konglomerat dari Formasi Tanjung bagian bawah. Reservoir

cekungan barito umumnya adalah sedimen klastik yang diendapkan di pro-delta,

endapan delta pantai, shoreline barrier atau lingkungan channel. Adapun reservoir

utama yang terdapat di Blok Sebuku adalah reservoir batuan karbonat yang terdapat

pada Formasi Berai.

2.4.4 Trap

Pemerangkapan hidrokarbon terjadi sejak middle early Miocene. Pada awal

Pliocene, batuan induk Tanjung kehabisan cairan hidrokarbon, sehingga

membentuk gas dan bermigrasi mengisi jebakan yang telah ada.Lower

Warukin shales pada depocentre basin mencapai kedalaman dari oil

window selama plio-pleistocene. Minyak terbentuk dan bermigrasi ke

structural traps dibawah Warukin sand. Adapun perangkap yang terdapat di Blok

Sebuku khususnya Lapangan Granada berupa perangkap struktural yaitu antiklin

seperti yang diperlihatkan pada gambaran seismik (Gambar 2.9).

2.4.5 Seal / Cap Rock

Fase post-rifting dari trangresi regional setelah deposisi sedimen pengisi fase

sagging menghasilkan mudstone laut dangkal dari Formasi Tanjung Bagian atas.


37/198



Batuan ini menjadi seal yang sangat efektif dari Formasi Tanjung bagian atas. Adapun

seal pada Blok Sebuku berupa batu lumpur / mudstonedan batu lempung yang terdapat

pada formasi Warukin Bawah.

Berikut adalah gambar petroleum system dari Blok XYZ :

Gambar 2.8

Petroleum SystemBlok XYZ - Cekungan Barito


38/198



Gambar 2.9

Perangkap StrukturAntiklin pada Gambaran Seismik Lapangan Granada

2.6 Interpretasi Data Sumur

2.6.1 Identifikasi Lapisan Reservoir

Deskripsi dan evaluasi formasi dilakukan dengan tujuan untuk memperoleh

beberapa parameter penting sifat fisika batuan reservoir seperti porositas (), volume

shale (Vsh), saturasi air (Sw), dan permeabilitas (K) dalam hubungannya untuk


39/198



menghitung Original Gas In Place (OGIP). Evaluasi pada Lapangan Granada ini

dilakukan dengan mengandalkan data log yang menembus Formasi UpperBerai yang

mengandung hidrokarbon.

2.6.1.1Data Lapangan dan Lithologi Batuan

Lapangan Granada yang terletak pada Blok Sebuku merupakan lapangan offshore

yang telah dieksplorasi dengan 4 sumur, yaitu Sumur Granada 1, Granada 2, Granada

3, dan Granada 4. Sumur Granada 1 hingga Granada 4 ini terletak pada Cekungan

Barito pada Formasi UpperBerai dengan lithologi batuan limestone.Berikut adalah

data log dari Sumur Granada 1 hingga Granada 4, antara lain :


40/198



a. Sumur Granada - 1

Gambar 2.10

Data Log Sumur Granada 1


41/198



b. Sumur Granada - 2

Gambar 2.11



42/198



c. Sumur Granada - 3

Gambar 2.12



43/198



d. Sumur Granada 4

Gambar 2.13


2.6.1.2Analisa Lithologi Batuan dan Penentuan Zona Prospek

Litologi batuan selain dari data geologi, yaitu gambar formation types yang

menunjukkan bahwa kode gambar tersebut adalah batuan limestone, dapat juga dilihat

dari skalaporosity logyang digunakan. Pada keempat log diatas dapat dilihat bahwa

skala density logyang digunakan merupakan skala density loguntuk batuan karbonat.


44/198



Selanjutnya, data kedalaman dan ketebalan dari zona prospek masing-masing

sumur dapat diperoleh dari pembacaan interpretasi Gamma Ray Log. Dari kurva log

GR dilakukan identifikasi zona reservoir. Lapisan prospek (limestone) ditunjukan

dengan harga GR yang rendah, sedangkan lapisan clay/ shaleditunjukan dengan harga

GR yang tinggi. Formasi limestone yang terdiri atas CaCO3 umumnya memiliki

kandungan radioaktif yang relatif rendah sepertisand, sehingga GR log masih dapat

digunakan untuk menentukan zona prospek reservoir.

Berikut adalah data kedalaman formasi reservoir pada setiap sumur :

Tabel 2.1

Kedalaman Formasi Setiap Sumur

Sumur

Top

(feet)

Bottom

(feet)

Granada -1 3990 4257.7

Granada -2 4386 4510

Granada-3 4186.2 4475.8

Granada-4 4221.4 4547.3

Ketebalan rata-rata reservoir adalah sebesar 251,8 ft.


45/198



2.6.1.3Lowest Known Gas(LKG)

Lowest Known Gas (LKG) adalah kedalaman tertentu dimana gas terakhir

ditemukan pada data log.

Gambar 2.14

KedalamanLowest Known Gas(LKG)

LKG


46/198



LKG pada Lapangan Granada yang didapatkan dari rata-rata bottom zone4 sumur,

yaitu pada kedalaman 4477.7 ft

2.6.1.4Gas Water Contact(GWC)

Pada Lapangan Granada mempunyai kontak terhadap air yang biasa disebut

dengan Gas Water Contact(GWC) karena lapangan ini berisi hidrokarbon gas saja.

Pada lapangan ini hanya terdapat air dan gas. Kedalaman GWC Lapangan Granada

didapatkan dari hasil korelasi log 4 sumur, yaitu pada kedalaman 4587 ft.

Gambar 2.15

Kedalaman Gas Water Contact(GWC)


47/198



2.6.2 Korelasi Lapisan

Berdasarkan zona prospek dari log, dapat dilakukan korelasi dari sumur

Granada 1 hingga umur Granada 4 yang dapat dilihat sebagai berikut :

Gambar 2.16

Korelasi Log Lapisan Reservoir Antar Sumur Granada

2.6.3 Titik Koordinat Setiap Sumur

Koordinat titik sumur di Lapangan Granada dapat ditentukan menggunakan

cara manual yaitu dengan membuat garis imajiner untuk setiap sumur Granada dan

mengkonversikan koordinat UTM (Universal Traverse Metcator) ke dalam bentuk


48/198



koordinat Geografis (derajat, menit, detik) yang diperlihatkan melalui gambar dan tabel

dibawah ini :

Gambar 2.17

Peta Dasar Sumur Granada1, Granada -2, Sumur Granada -3,

dan Sumur Granada -4

GRD-2

GRD-4

GRD-1

GRD-3


49/198



Berikut adalah titik koordinat UTM dan koordinat Geografis dari masing-

masing sumur di Lapangan Granada yang ditampilkan dalam bentuk tabel :

Tabel 2.2

Titik Koordinat UTM Setiap Sumur

Sumur

Koordinat UTM

X (m) Y (m)

Granada - 1 576800 9607850

Granada - 2 575275 9610050

Granada - 3 577450 9606250

Granada - 4 575500 9608090

Tabel 2.3

Titik Koordinat Geografis Setiap Sumur

Sumur

Koordinat Geografis

LS BT

Granada - 1 332'51.36" 11741'29.33"

Granada - 2 331'39.75" 11740'39.85"

Granada - 3 333'43.45" 11741'50.44"

Granada - 4 332'43.57" 11740'47.19"


50/198



2.7 Peta Net Paydan Perhitungan Volume Bulk

2.7.1 Penampang Reservoir

Tujuan dilakukannya pembuatan gambar penampang reservoir adalah untuk

mengetahui bentuk reservoir serta batas-batasfluid contactberupa outerlimitdan inner

limit of water yang akan berguna untuk pembuatan peta net pay. Untuk membuat

gambar penampang reservoir dibutuhkan data berupa peta struktur dan peta isopach

Lapangan Granada serta data fluid contact yaitu GWC. Dari hasil korelasi lapisan

diketahui bahwa GWC Lapangan Granada berada di kedalaman 4587 feet pada

reservoir UpperBerai.

Pembuatan gambar penampang reservoir dimulai dengan membuat garis

penampang pada suatu lokasi yang sama pada peta struktur dan peta isopachkemudian

menandai titik-titik yang dilewati oleh garis penampang pada masing-masing peta.

Selanjutnya dilakukan plot antara titik-titik pada garis penampang di peta struktur dan

titik-titik pada garis penampang di peta isopach pada sebuah penampang sehingga

didapatkan gambaran penampang reservoir di bawah permukaan. Selanjutnya gambar

penampang reservoir tersebut dibatasi dengan garis GWC sehingga dapat diketahui

outer limitdan inner limit of water.

Berikut adalah gambar peta struktur, peta isopach, dan penampang reservoir

UpperBerai Lapangan Granada.


51/198



Gambar 2.18

Peta Struktur Lapangan Granada

A

B

Garis Penampang


52/198



Gambar 2.19

PetaIsopachLapangan Granada

A

B

Garis Penampang


53/198



Gambar 2.20

Penampang Reservoir Upper Berai

A B

GWC

OUTER LIMIT OF WATER

INER LIMIT OF WATER


54/198



2.7.2 Peta Net Pay

Peta net pay adalah peta yang menggambarkan penyebaran dan variasi

ketebalan dari batuan reservoir yang mengandung hidrokarbon. Pada Lapangan

Granada batuan reservoirnya berupa batuan karbonat yang mengandung gas.

Untuk membuat peta net paymaka dibutuhkan peta struktur, peta isopach, dan

gambar penampang reservoir yang dibatasi GWC dengan outer limitdan iner limitof

wateryang telah ditentukan pada sub bab 2.7.1. Adapun data GWC ini berguna untuk

membatasi penyebaran daerah gas di reservoir.

Padastagepertama, dilakukanplot titik-titik yang dilewati garis penampang di

setiap kedalaman peta struktur untuk membuat gambar penampang reservoir. Langkah

awal ini bertujuan untuk menentukan dan menandai posisi GWC (outer limit of water)

pada peta struktur. Kedalaman GWC (outer limit of water) pada peta struktur harus

sama dengan kedalaman GWC dari data log dan gambar penampang yaitu pada

kedalaman struktur 4600 meter.

Selanjutnya, dilakukan overlay antara peta struktur dengan peta isopach.

Langkah ini bertujuan untuk menentukan dan menggambar garis GWC (outer limit of

water) pada peta isopachagar sama dengan posisi GWC (outer limit of water)pada

peta struktur.

Berikutnya adalah melakukan overlay antara peta isopach dan gambar

penampang reservoir untuk dapat menentukan dan menggambarkan garis iner limitof

water. Dengan demikian, pada peta isopachtelah terdapat garis outer limitdan garis


55/198



iner limitof water. Daerah yang terdapat diantara garis outer limitdan garis iner limit

of waterdisebut wedge zone.

Selanjutnya, peta net pay dibuat dengan menggambarkan ulang setiap garis

isopach. Garis isopachyang berhimpitan dengan garis GWC atau outer limit of water

bernilai nol feet (berarti ketebalan sama dengan nol). Garis- garis isopachselanjutnya

secara berturut-turut memiliki harga semakin besar ke arah puncak formasi dengan

interval ketebalan yang sama. Interval ketebalan pada peta isopachLapangan Granada

adalah 20 ft, sehingga garis outer limitGWC bernilai 0 ft, dan garis-garis isopachyang

ada didalam daerah GWC dari arah luar ke arah dalam secara berturut-turut memiliki

ketebalan yang semakin bertambah. Garis-garis isopachyang memotong garis inner

limitof waterharus disambungkan dengan garis isopachdengan ketebalan yang sama

pada wedge zone.

Dengan demikian dihasilkan peta net payyang akan yang akan digunakan untuk

menghitung besar cadangan gas secara volumetrik. Berikut adalah gambar peta net pay

Lapangan Granada.


56/198



Gambar 2.21

PetaNet PayLapangan Granada

Legend :

GWC/ Outer

Limit of Water

Iner Limit of

Water


57/198



2. 7. 3 Perhitungan Volume Bulk

Volume bulkdari reservoir UpperBerai dapat dihitung dengan dua metode,

yaitu :

1. Metode Trapezoidal

= +, (+ ) > 0 . 5

2. Metode Piramidal

={ + +}, (

+ ) < 0 . 5

Keterangan : - Vb =Bulk Volume(acreft)

- = Luas Area yang dibatasi garis net paybagianbawah (acre)

-+1 = Luas Area yang dibatasi garis net paybagian atas(acre)

- h = Interval ketebalan antar garis net pay(feet)


58/198



Dalam perhitungan volume bulk terlebih dahulu harus dilakukan perhitungan

luas tiap area pada peta net pay yang dibatasi tiap garis netpay. Adapun dilakukan

gridingsecara manual untuk setiap daerah luasan kemudian mengkonversikan skala

gridingtersebut ke skala UTM untuk menghitung luas setiap zona net pay. Selanjutnya

volume bulk masing-masing area dapat dihitung dengan rumus trapezoidal dan

pyramidal dan dijumlahkan sehingga didapatkan volume bulk total. Perhitungan ini

menggunakan instrumen MicrosoftExcel. Volume bulktotal yang telah didapat akan

digunakan untuk perhitungan OGIPLapangan Granada.

Berikut adalah perhitunganBulk Volumedan Original Gas In Place(OGIP)

pada Lapisan UpperBerai di Lapangan Granada:

Tabel 2.4

VolumeBulkdan OGIP Lapangan Granada

Luasan Luas

Interval An+1

/ An Metode

Volume

OGIPKetebalan Bulk

(m) acre (ft) (acreft) (Scf)

A1 26077097.52 6443.79 0 - - 0.00 0

A2 21088435.39 5211.07 20.00 0.81 TRAPEZOIDAL 116,548.57 82550706983

A3 17233560.10 4258.51 20.00 0.82 TRAPEZOIDAL 94,695.71 67072449430

A4 13605442.19 3361.98 20.00 0.79 TRAPEZOIDAL 76,204.83 53975462267


59/198



Tabel 2.4

(Lanjutan)

VolumeBulkdan OGIP Lapangan Granada

Luasan Luas

Interval An+1

/ An Metode

Volume

OGIPKetebalan Bulk

(m) acre (ft) (acreft) (Scf)

A5 11564625.86 2857.68 20.00 0.85 TRAPEZOIDAL 62,196.59 4405350229

A6 8163265.32 2017.19 20.00 0.71 TRAPEZOIDAL 48,748.68 3452842072

A7 6802721.09 1680.99 20.00 0.83 TRAPEZOIDAL 36,981.76 2619397434

A8 3854875.29 952.56 20.00 0.57 TRAPEZOIDAL 26,335.49 1865328476

A9 3174603.18 784.46 20.00 0.82 TRAPEZOIDAL 17,370.22 1230323038

A10 1814058.96 448.26 20.00 0.57 TRAPEZOIDAL 12,327.25 8731324793

A11 1587301.59 392.23 20.00 0.87 TRAPEZOIDAL 8,404.94 5953175996

A12 226757.37 56.03 20.00 0.14 PYRAMIDAL 3,976.75 2816712501

A13 453514.74 112.07 20.00 2.00 TRAPEZOIDAL 1,680.99 1190635203

A14 0.00 0.00 20.00 0.00 PYRAMIDAL 747.14 529196117.3

A15 0.00 0.00 20.00 0.61 TRAPEZOIDAL 0.00 2.824982268

Total 506,218.94 3.58552E+1


60/198



Dari hasil perhitungan, diperoleh volume bulk Lapangan Granada sebesar

506.218,94 acreft dan OGIP senilai 358,5 BScf.

2.8 Skenario Pengembangan Lapangan Dengan I nfil l Well

Setelah dilakukan perhitugan OGIP pada lapisan UpperBerai, maka langkah

selanjutnya adalah merencanakan pembuatan infill well atau sumur sisipan dengan

tujuan untuk meningkatkan produksi gas pada Lapangan Granada. Adapun

perencanaan pembuatan infill well berdasarkan hasil perhitungan dan analisa dari

semua divisi sehingga didapatkan sebuah kesimpulan yang tepat untuk melaksanakan

pembuatan infill welltersebut.

Dalam pembuatan skenario Plan Of Development (POD), Divisi Geologi

berperan dalam menentukan lokasi (koordinat) infill well serta zona perforasi (top,

bottom danketebalan) yang bertujuan untuk pengurasan gas pada reservoir. Agar dapat

menentukan lokasi infill wellyang tepat, maka diperlukan data pendukung seperti peta

Net Pay, peta struktur, dan data radius pengurasan (re) dari setiap sumur.

Sebelum menentukan lokasi infill well, terlebih dahulu harus dilakukan

pembuatan bubble map. Bubble map adalah peta yang menggambarkan daerah

pengurasan hidrokarbon (dalam hal ini gas) dari setiap sumur. Adapun lokasi infill well

yang bagus apabila berada pada zona dengan net payyang tinggi, mendekati puncak

formasi, dan jari-jari pengurasannya (re) tidak berpotongan dengan jari-jari pengurasan


61/198



(re) sumur yang ada di sekitarnya. Dengan demikian, dilakukan overlay antara peta

struktur, petaNet Pay, danBubble mapuntuk dapat menentukan lokasi infill wellyang

tepat.

Adapun di dalam skenario pengembangan lapangan ini dilakukan pembuatan 2

sumur infillyaitu sumur CIO 1 dan sumur CIO - 2. Berikut ditampilkan tabel data

radius pengurasan setiap sumur, gambar Bubble map, tabel koordinat infill well, dan

tabel kedalaman topdan bottom dan ketebalan net paymasing-masing sumurinfilldi

Formasi UpperBerai.

Tabel 2.5

Radius Pengurasan (re) Setiap Sumur

Sumur

Radius Pengurasan (re)

feet meter

G -1 2220 676,66

G -2 2220 676,66

G- 3 2220 676,66

G- 4 1810 551,69

Infill CIO - 1 1810 551,69


62/198



Gambar 2.22

Bubble MapLapangan Granada

Legend :

: Drainage Radius (re)

: Drainage Area of

Well

CIO - 1

G - 1

G - 3

G - 2G - 2

CIO -2

G - 4


63/198



Tabel 2.6

Koordinat UTM dan Geografis SumurInfill

Sumur Infil

Koordinat

UTM Geografis

X (m) Y (m) LS BT

CIO - 1 576050 9606800 333'25.57" 11741'5.05"

Tabel 2.7

Kedalaman Top danBottomdan KetebalanSumurInfill di Formasi Upper Berai

Well

Kedalaman (feet) Ketebalan Net Pay(feet)

Top Bottom

CIO- 1 4350 4510160


64/198



BAB III

RESERVOIR DESCRIPTION

Diskripsi dan evaluasi reservoir bertujuan untuk memperkirakan jumlah

Kandungan Awal Isi Hidrokarbon di Tempat serta jumlah Cadangan Hidrokarbon

Terambil (Recoverable Reserves). Evaluasi parameter reservoir yang dilakukan

meliputi penentuan kondisi tekanan dan temperatur awal reservoir, karakteristik batuan

dan fluida reservoir serta mekanisme pendorong reservoir.

3.1 Initial Condition

Lapangan Granada terletak di Offsohe di Selat Makasar, Indonesia dan

mempunyai formasi reservoir karbonat. Reservoir dilapangan ini merupakan reservoir

wet gas karena memiliki komposisi gas metana sebesar 98,35% dan kondensat. Berikut

adalah tabel kindisi awal Lapangan Granada.

Tabel 3.1

Kondisi Awal Lapangan Granada

Field XYZ

Reservoir Formation Upper Berai

Initial Pressure, (Pi) 2040 Psi

Initial Temperatur, (Ti) 155 OF


65/198



Tabel 3.1

(lanjutan)

Kondisi Awal Lapangan Granada

Field XYZ

Initial Gas FVF, (Bgi) 0.007438255 cuft/scf

Pada reservoir wet gas memiliki komposisi fraksi ringan seperti metana dan

ethana dalam jumlah banyak serta sedikit fraksi yang lebih berat. Berikut ini adalah

diagram fasa dari reservoir wet gas.

Gambar 3.1

Phase Envelope


66/198



Pada gambar tersebut, dapat diterangkan bahwa kondisi awal pada reservoir

berbentuk gas dan kondisi separator akan berada pada daerah dua fasa.

3.2 Rock Characteristic

Deskripsi dan evaluasi formasi dilakukan dengan tujuan untuk memperoleh

beberapa parameter penting sifat fisika batuan reservoir seperti porositas (), volume

shale (Vsh), saturasi air (Sw), dan permeabilitas (K) dalam hubungannya untuk

menghitung gas in place (GIIP). Evaluasi pada Lapangan Granada ini dilakukan

dengan mengandalkan data log yang menembus Formasi Upper Berai yang

mengandung hidrokarbon.

3.2.1 Penentuan Zona Prospek

Data kedalaman dan ketebalan dari zona prospek masing-masing sumur dapat

diperoleh dari pembacaan interpretasi Gamma Ray Log. Dari kurva log GR dilakukan

identifikasi zona reservoir. Lapisan prospek (limestone) ditunjukan dengan harga GR

yang rendah, sedangkan lapisan clay/ shale ditunjukan dengan harga GR yang tinggi.

Formasi limestone yang terdiri atas CaCO3 umumnya memiliki kandungan radioaktif

yang relatif rendah seperti sand, sehingga GR log masih dapat digunakan untuk

menentukan zona prospek reservoir.


67/198



Data kedalaman dan ketebalanadalah sebagai berikut :

Tabel 3.2

Ketebalan Formasi

Sumur TOP (ft) Bottom (ft) Ketebalan (ft)

Granada 1 3990 4257.7 267.7

Granada 2 4386 4510 124

Granada 3 4186.2 4475.8 289.6

Granada 4 4221.4 4547.3 325.9

Ketebalan rata-rata reservoir adalah sebesar 251,8 ft.

3.2.2 Net to Gross Ratio (NTG)

Nilai net to gross (NTG) ratio yang digunakan untuk static

modeling dan perhitungan volumetrik.


68/198



Berikut adalah harga NTG Lapangan Grananda

Tabel 3.3

Hasil Perhitungan NTG

Granada 1 95.2%

Granada 2 10.4%

Granada 3 64.3%

Granada 4 50.0%

Well N/G

Selanjutnya didapatkan rata-rata NTG Lapangan Granada adalah sebesar 55%.

3.2.3 Penentuan Cut Off

Cut-off merupakan batasan nilai dari parameter reservoir, dalam hal ini berupa

(volume shale (Vsh), porositas (), permeabilitas (k), dan saturasi air (Sw). Nilai cut-

off ini digunakan untuk mengeliminasi volume batuan yang tidak berkontribusi secara

signifikan dalam evaluasi GIIP maupun cadangan reservoir. Nilai cut-off disesuaikan

dengan karakter fisik dari reservoir. Nilai cut-off bersifat subyektif, tergantung dari

hasil interpretasi. Namun, nilai cut-off tidak dapat ditentukan dengan sembarangan.

Nilai cut-off ini ditentukan oleh karakter dari reservoir. Penentuan cut-off diperlukan

pada studi reservoir yang sistemnya memiliki suatu kelainan pada batuan yang

menyebabkan batuan/formasi tersebut tidak dapat diikutsertakan pada tahap korelasi


69/198



stratigrafi dan dalam penentuan nilai cadangan. Berikut adalah nilai cut off untuk

Sumur Granada 1-4

Tabel 3.4

Penentuan Nilai Cut Off

Vshale Porositas Sw

Granada 1 30% 8% 70%

Granada 2 30% 8% 70%

Granada 3 30% 8% 70%

Granada 4 30% 8% 70%

WellCut Off

Nilai cut off ini mencakup untuk satu reservoir pada formasi upper berai,

sehingga nilai setiap parameter cut off sama untuk semua sumur. Cut off volume shale

ditentukan dengan interpretasi dari Gamma Ray Log. Sedangkan nilai cut off porositas

ditentukan dari range harga porositas, dimana dibawah 10% sudah termasuk nilai

porositas yang buruk untuk suatu reservoir, sehingga nilai cut off porositas ditentukan

pada range tersebut.

3.2.4 Penentuan Volume Shale

Penentuan Vshaledi dasarkan pada pembacaan Gamma Ray (GR) yang dapat

diinterpretasikan pada log sumur. Vshaleatau Volume of shale dalam well logging,

merupakan banyaknya kandungan shale (lempung) di dalam suatu formasi yang


70/198


71/198



Dari data volume shale diatas dapat disimpulkan bahwa formasi Upper Berai memiliki

rata- rata volume shale sebesar 4%. Nilai volume shale yang cukup rendah tersebut

dapat terlihat dari GR log pada zona net pay yang memiliki nilai API rendah dan tidak

terlalu banyak shale break yang terbaca pada zona ini.

3.2.5Penentuan Porositas Efektif

Porositas adalah suatu ukuran untuk menyatakan seberapa besar perbandingan

volume ruang pori (pore volume) terhadap volume total batuan (bulk volume).

Porositas pada Lapangan Granada didapatkan dari hasil interpretasi log dengan cara

mengambil nilai porositas SNP dan LithoDensity pada tiap kedalaman. Sehingga

dengan menggunakan rumus, akan mendapatkan nilai D.

Lalu, setelah mendapatkan nilai D maka porositas dapat dihitung dengan

dengan menggunakan rumus dibawah ini


72/198


73/198



ketimbang batuan sandstone. Sehingga ada beberapa lapisan yang memiliki porositas

yang jauh lebih besar ataupun kecil daripada rata-rata porositasnya. Namun, perata-

rataan ini diperlukan untuk kepentingan penghitungan cadangan gas in place.

3.2.6 Saturasi Air

Saturasi Air adalah perbandingan antara volume pori yang terisi oleh air

dibandingankan dengan volume total pori. Saturasi air (Sw) di dapatkan dari hasil

perhitungan rumus dengan komponen Rt (true resistivity), dan Rw (water resistivity).

Untuk perhitungan saturasi air atau Sw akan dilakukan dengan kombinasi

Persamaan Indonesia dan Persamaan Archie, tergantung pada harga volume shale pada

zona tersebut. Apabila nilai volume shale lebih kecil dari 5% maka digunakan

Persamaan Archie, sedangkan apabila lebih besar dari 5% maka digunakan Persamaan

Indonesia.

Persamaan Archie

Persamaan Indonesia

n

t

m

ww

R

RaS


74/198



Pada Lapangan Granada yang merupakan batuan Limestone, maka nilai a, m, dan

n berturut-turut adalah 0.85, 2.14, dan 2. Untuk nilai RW di dalam satuan dapatdiketahui dengan menggunakan rumus dibawah ini :

=

Nilai Rt diperoleh dari hasil interpretasi log dari tiap kedalaman yang mengalami

perubahan. Dan nilai F pada perhitungan Rw merupakan harga dari satu per porositas

efektif kuadrat pada tiap kedalaman.

Dari interpretasi dan perhitungan yang telah dilakukan dengan parameter dan

nilai yang telah diketahui maka didapatkan nilai SW pada Lapangan Granada adalah

sebagai berikut :

Tabel 3.8

Hasil Perhitungan Saturasi Air

Granada 1 9.9%

Granada 2 64.6%

Granada 3 31.3%

Granada 4 26.0%

Well Sw

Saturasi air rata-rata Lapangan Granada adalah sebesar 20,37 %. Pada reservoir

dry gas, harga saturasi air ini tergolong cukup tinggi.


75/198



3.2.7 Plot Core Permeability vs Core Porosity

Permeabilitas adalah kemampuan batuan meloloskan fluida formasi.

Permeabilitas dinyatakan dalam millidarcies (mD). Permeabilitas sangat tergantung

pada ukuran dan bentuk butiran dari batuan. Apabila porositas berpengaruh terhadap

besarnya jumlah akumulasi migas pada suatu reservoir, maka permeabilitas

berpengaruh terhadap besarnya kemampuan produksi (laju alir) pada sumur-sumur

penghasilnya. Permeabilitas bisa didapat dari analisa core di laboratorium atau dari log.

Untuk analisa permeabilitas pada Lapangan Granada, digunakan data analisa

core. Berikut adalah crossplot data core antara permeabilitas vs porositas.

Gambar 3.2

Grafik Core Permeability vs Core Porosity

y = 6.4372x + 8.1232

R = 0.0019

0.1

1

10

100

0 0.1 0.2 0.3 0.4

Permeability

Porosity

Permeability vs Porosity


76/198



Dari penarikan linear trendline pada grafik tersebut, didapatkan persamaan untuk

perhitungan permeabilitas. Hasil perhitungan permeabilitas untuk semua sumur adalah

sebagai berikut :

Tabel 3.9

Hasil Perhitungan Permeabilitas

Permeabilitas(mD)

Granada 1 9.29

Granada 2 9.18

Granada 3 8.91

Granada 4 9.11

Well

Rata-rata permeabilitas yang didapat dari data core Lapangan Granada adalah

sebesar 9.13 mD. Hasil analisa permeabilitas ini jauh dari hasil analisa permeabilitas

data DST. Hal ini dapat terjadi karena pengaruh lithologi batuan karbonat yang

mempunyai heterogenitas batuan yang tinggi, sedangkan data core hanya diambil dari

Sumur Granada 4. Maka untuk perhitungan lebih lanjut yang membutuhkan data

permeabilitas, digunakan harga permeabilitas dari data DST.

3.3 Fluid Properties

Sifat-sifat fluida gas, seperti Faktor Volume Formasi Gas (Bg), Viskositas Gas

(g) dan Kompresibilitas Gas (Z) merupakan fungsi dari tekanan, temperatur dan


77/198



komposisi. Sifat fisik fluida reservoir seperti Volume Formasi Gas (Bg) merupakanparameter utama yang diperlukan dalam mengkonversi perhitungan volume gas dari

kondisi reservoir standar di permukaan. Berikut adalah tabel komposisi gas.

Tabel 3.10

Data Komposisi Gas Setiap Sumur

3.3.1 Faktor Volume Formasi Gas (

Faktor volume formasi gas (Bg) didefinisikan sebagai besarnya perbandingan

volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur reservoirdengan volume gas pada


78/198


79/198



Setelah mendapat harga Tpr dan Tpc pada sumur Grd-1 maka dapat juga

mencari nilai faktor deviasi gas (Z). Berikut adalah harga faktor deviasi gas (Z) pada

setiap penurunan tekanan di sumur Grd-1.

Tabel 3.12

Harga Faktor Deviasi Gas Pada Sumur Grd-1

P Ppr Tr Z

2040 3.031672 1.760915 0.868462

1800 2.675005 1.760915 0.879799

1600 2.377782 1.760915 0.889527

1400 2.080559 1.760915 0.899255

1200 1.783337 1.760915 0.908984

1000 1.486114 1.760915 0.918712

800 1.188891 1.760915 0.931438

600 0.891668 1.760915 0.947445

400 0.594446 1.760915 0.963452200 0.297223 1.760915 0.97946

Harga Tpr dan Ppr pada sumur Grd-2 dapat dilihat pada tabel dibawah ini

sebagai berikut :

Tabel 3.13

Harga Tpr dan Ppr Pada Sumur Grd-2

Komposisi Yi Mi Yi x Mi Tci Tci x Yi

Pci

(psia) Pci x Yi

H2S 0 34.076 0 672.7 0 1306 0

CO2 0.001 44.01 0.04401 548 0.548 1073 1.073

N2 0.0032 28.016 0.089651 227.2 0.72704 492 1.5744


80/198



Tabel 3.13

(lanjutan)

Harga Ppr dan Tpr Pada Sumur Grd-2

Komposisi Yi Mi Yi x Mi Tci Tci x Yi

Pci

(psia) Pci x Yi

C1 0.9835 16.042 15.77731 343.3 337.6356 673.1 661.99385

C2 0.0027 30.068 0.081184 349.77 0.944379 708.3 1.91241

iso-c4 0.0015 58.12 0.08718 734.65 1.101975 529 0.7935

n-c4 0.0013 58.12 0.075556 765.31 0.994903 550.7 0.71591

iso-c5 0.0009 72.146 0.064931 829.8 0.74682 483 0.4347n-c5 0.0005 72.146 0.036073 845.6 0.4228 489.5 0.24475

c6 0.0006 86.172 0.051703 914.2 0.54852 439.7 0.26382

c7 0.001 100.198 0.100198 972.31 0.97231 396.9 0.3969

c8 0.0006 114.224 0.068534 1024.31 0.614586 362.1 0.21726

c9 0.0002 128.25 0.02565 1073 0.2146 345 0.069

c10 0.0001 142.276 0.014228 1114.7 0.11147 306 0.0306

c11 0.0001 156.302 0.01563 1153.7 0.11537 282 0.0282

c12 0 170.378 0 1187.7 0 263 0

1 16.65517 Tpc 347.563 Ppc 671.47702

Tpr 1.769463 Ppr 3.03807865




Tabel 3.14


Tabel 3.14

P Ppr Tr Z

2040 3.038078743 1.769463378 0.871846

1800 2.680657714 1.769463378 0.882391


81/198



(lanjutan)


Harga Tpr dan Ppr pada sumur Grd-3 dapat dilihat pada tabel dibawah ini

sebagai berikut :

Tabel 3.15


komposisi Mi Yi Mi x Yi Tpi (R) Tpi x Yi

Ppc

(psia) Ppc x Yi

H2S 34,076 0 0 672,7 0 1306 0

CO2 44,01 0,0071 0,312471 548 3,8908 1073 7,6183

N2 28,016 0,0018 0,050429 227,2 0,40896 492 0,8856

C1 16,042 0,9759 15,65539 343,3 335,0265 673,1 656,8783

C2 30,068 0,0023 0,069156 349,77 0,804471 708,3 1,62909

C3 44,049 0,0043 0,189411 665,95 2,863585 617,4 2,65482iso-c4 58,12 0,0018 0,104616 734,65 1,32237 529 0,9522

n-c4 58,12 0,0021 0,122052 765,31 1,607151 550,7 1,15647

iso-c5 72,146 0,0011 0,079361 829,8 0,91278 483 0,5313

Tabel 3.15

P Ppr Tr Z

1600 2.382806857 1.769463378 0.89189

1400 2.084956 1.769463378 0.901389

1200 1.787105143 1.769463378 0.910888

1000 1.489254286 1.769463378 0.920388

800 1.191403429 1.769463378 0.932713

600 0.893552571 1.769463378 0.9484

400 0.595701714 1.769463378 0.964087200 0.297850857 1.769463378 0.979774


82/198



(lanjutan)





Tabel 3.16


P Pr Tr Z

2041 3.029208 1.752779811 0.863695

1800 2.671521 1.752779811 0.879151

1600 2.374685 1.752779811 0.888895

1400 2.07785 1.752779811 0.898639

1200 1.781014 1.752779811 0.908383

1000 1.484178 1.752779811 0.918127

Tabel 3.16


Ppc

(psia) Ppc x Yi

n-c5 72,146 0,0007 0,050502 845,6 0,59192 489,5 0,34265

c6 86,172 0,0008 0,068938 914,2 0,73136 439,7 0,35176

c7 100,198 0,0009 0,090178 972,31 0,875079 396,9 0,35721

c8 114,224 0,0007 0,079957 1024,31 0,717017 362,1 0,25347c9 128,25 0,0003 0,038475 1073 0,3219 345 0,1035

c10 142,276 0,0001 0,014228 1114,7 0,11147 306 0,0306

c11 156,302 0,0001 0,01563 1153,7 0,11537 282 0,0282

c12 170,378 0 0 1187,7 0 263 0

1 16,94079 Tpc 350,3007

Ppc

(psia) 673,7735

Tpr 1,75278 Ppr 3,029208


83/198



(lanjutan)


Pada sumur Grd-4 pengujian sumurDrill Steam Test dilakukan dua kali. Harga

Tpr dan Ppr pada sumur Grd-4-1 dapat dilihat pada tabel dibawah ini sebagai berikut :

Tabel 3.17

Harga Tpr dan Ppr Pada Sumur Grd-4-1

Komposisi Mi Yi Mi x Yi Tpi (R) Tpi x Yi

Ppc

(psia) Ppc x Yi

H2S 34.076 0 0 672.7 0 1306 0

CO2 44.01 0.0075 0.33007 548 4.11 1073 8.0475

N2 28.016 0.0023 0.06443 227.2 0.52256 492 1.1316

C1 16.042 0.9752 15.6441 343.3 334.78616 673.1 656.407

C2 30.068 0.0023 0.069156 349.77 0.804471 708.3 1.62909

C3 44.049 0.0043 0.189411 665.95 2.863585 617.4 2.65482

iso-c4 58.12 0.0018 0.104616 734.65 1.32237 529 0.9522

n-c4 58.12 0.0021 0.122052 765.31 1.607151 550.7 1.15647

iso-c5 72.146 0.0011 0.079361 829.8 0.91278 483 0.5313

n-c5 72.146 0.0007 0.050502 845.6 0.59192 489.5 0.34265

c6 86.172 0.0007 0.06032 914.2 0.63994 439.7 0.30779

c7 100.198 0.0009 0.090178 972.31 0.875079 396.9 0.35721c8 114.224 0.0006 0.068534 1024.31 0.614586 362.1 0.21726

c9 128.25 0.0003 0.038475 1073 0.3219 345 0.1035

Tabel 3.17

(lanjutan)

P Pr Tr Z

800 1.187343 1.752779811 0.932837

600 0.890507 1.752779811 0.949159

400 0.593671 1.752779811 0.965482

200 0.296836 1.752779811 0.981804


84/198




Komposisi Mi Yi Mi x Yi Tpi (R) Tpi x Yi

Ppc

(psia) Ppc x Yi

c10 142.276 0.0001 0.014228 1114.7 0.11147 306 0.0306

c11 156.302 0.0001 0.01563 1153.7 0.11537 282 0.0282

c12 170.378 0 0 1187.7 0 263 0

1 16.94113 Tpc 350.199342 Ppc 673.8973

Tpr 1.750431616 Ppr 3.027167

Setelah mendapat harga Tpr dan Tpc pada sumur Grd-4-1 maka dapat juga


setiap penurunan tekanan di sumur Grd-4-1.

Tabel 3.18

Harga Harga Faktor Deviasi Gas Pada Sumur Grd-4-1

P Pr Tr z

2040 3.027167 1.750432 0.862764

1800 2.67103 1.750432 0.878404

1600 2.374249 1.750432 0.888215

1400 2.077468 1.750432 0.898026

1200 1.780687 1.750432 0.907837

1000 1.483906 1.750432 0.917648

800 1.187124 1.750432 0.93246

600 0.890343 1.750432 0.948876

400 0.593562 1.750432 0.965292200 0.296781 1.750432 0.981709

Harga Tpr dan Ppr pada sumur Grd-4-2 dapat dilihat pada tabel dibawah ini

sebagai berikut :


85/198



Tabel 3.19



Ppc

(psia) Ppc x Yi

H2S 34.076 0 0 672.7 0 1306 0

CO2 44.01 0.0075 0.33007 548 4.11 1073 8.0475

N2 28.016 0.0023 0.06443 227.2 0.52256 492 1.1316

C1 16.042 0.9752 15.6441 343.3 334.7861 673.1 656.407

C2 30.068 0.0023 0.06915 349.77 0.804471 708.3 1.62909

C3 44.049 0.0043 0.18941 665.95 2.863585 617.4 2.65482

iso-c4 58.12 0.0018 0.10461 734.65 1.32237 529 0.9522

n-c4 58.12 0.0021 0.12205 765.31 1.607151 550.7 1.15647

iso-c5 72.146 0.0011 0.07936 829.8 0.91278 483 0.5313

n-c5 72.146 0.0007 0.05050 845.6 0.59192 489.5 0.34265

c6 86.172 0.0007 0.06032 914.2 0.63994 439.7 0.30779

c7 100.198 0.0009 0.09017 972.31 0.875079 396.9 0.35721

c8 114.224 0.0006 0.06853 1024.3 0.614586 362.1 0.21726

c9 128.25 0.0003 0.03847 1073 0.3219 345 0.1035

c10 142.276 0.0001 0.01422 1114.7 0.11147 306 0.0306

c11 156.302 0.0001 0.01563 1153.7 0.11537 282 0.0282

c12 170.378 0 0 1187.7 0 263 0

1 16.9411 Tpc 350.1993 Ppc 673.897

Tpr 1.764709 Ppr 3.02716

Setelah mendapat harga Tpr dan Tpc pada sumur Grd-4-1 maka dapat juga

mencari nilai faktor deviasi gas (Z).

Berikut adalah harga faktor deviasi gas (Z) pada setiap penurunan tekanan di

sumur Grd-4-1.


86/198



Tabel 3.20

Harga Harga Faktor Deviasi Gas Pada Sumur Grd-4-2

P Pr Tr z

2040 3,027167448 1,764709 0,868267

1800 2,671030101 1,764709 0,883043

1600 2,374248979 1,764709 0,892437

1400 2,07746785

BAB I FIELD DEVELOPMENT PROJECT

Documents

Transcript of BAB I FIELD DEVELOPMENT PROJECT