ANALISIS METODE DECLINE CURVE ANALYSIS (DCA) SUMUR R-3 DALAM MENENTUKAN CADANGAN MINYAK DI LAPANGAN RG

(1)

215

ANALISIS METODE DECLINE CURVE ANALYSIS (DCA) SUMUR R-3 DALAM MENENTUKAN CADANGAN MINYAK DI LAPANGAN RG

Raymond Gonsales¹, Sulistiyono^1*, Warto Utomo³, Muhammad Thariq Almuqtadir⁴

1Teknik Produksi Migas, PEM Akamigas, Cepu, Blora, 58315

2KSO Pertamina EP - Petroenergy Utama Wiriagar

4 Pertamina EP Regional 4

*E-mail: sulis.geo96@gmail.com

ABSTRAK

Lapangan RG adalah salah satu lapangan minyak yang berada di Kawasan Timur Indonesia (KTI) Cekungan Bintuni, Papua Barat. Penentuan cadangan minyak dilakukan pada sumur R-3 dengan analisis decline curve menggunakan data produksi (natural flow) didalamnya. Sumur ini sempat mengalami penutupan di tahun 1990 sampai 2004 karena adanya masalah sosial, sehingga analisis peramalan (forecast) menggunakan q initial terbaru tahun 2019 hasil well test. Analisis DCA diawali dengan penentuan besarnya original oil in place (OOIP), yaitu 15.091 MSTB dan economic limit rate (q limit) sebesar 15 STB/day.

Selanjutnya menentukan jenis kurva yang paling compatible dan mewakili data yang sedang dianalisis menggunakan metode Trial Error and X²-Chisquare Test. Hasil analisis DCA sumur R-3 dengan periode produksi dari Desember 1996 – Desember 1997 diperoleh jenis kurva exponential decline dengan harga b = 0 dan Di = 0,04988. qo forecast saat t = 1 sebesar 95,14 BOPD dan laju produksi kumulatif yaitu 97,54 MSTB dengan harga laju produksi kumulatif sampai q limit sebesar 1706,82 MSTB. Hasil perhitungan estimasi umur produksi sampai q limit adalah 3 tahun 2 bulan (Februari 2023) dengan harga estimate ultimate recovery (EUR) sebesar 3835,72 MSTB, recovery factor (RF) sebesar 25% dan harga estimate recoverable reserve (ERR) sebesar 1706 MSTB.

Kata kunci: reserve, decline, forecast, dan economic

1. PENDAHULUAN

Kebutuhan akan energi migas saat ini masih sangat tinggi diimbangi dengan pertambahan jumIah penduduk yang semakin pesat, dewasa ini industri minyak dan gas terus berusaha melakukan pengembangan guna mengoptimalkan produksi khususnya pada sumur-sumur natural flow. Hal ini tentunya merupakan tantangan dalam pengembangan lapangan minyak dan gas bumi. Oleh karena itu studi penelitian terus dilakukan untuk mengoptimalkan cadangan yang tersedia maupun mengekspIorasi daerah yang berpotensi memiliki cadangan migas yang besar. Lapangan RG merupakan salah satu lapangan yang berada di Kawasan Timur Indonesia (KTI) khususnya pada Blok Kepala Burung Selatan A (KBSA). Lapangan RG yang terletak pada daerah tersebut menunjukkan temuan hidrokarbon pertama di Blok KBSA pada lapisan Formasi Kais, Cekungan Bintuni. Cekungan ini memiliki luas hingga ±30.000 km2, namun sampai sekarang ini hanya terdapat beberapa lapangan minyak dan gas yang masih berproduksi salah satunya Lapangan RG (Petro Energy Utama Wiriagar). (Handyarso, Ac- cep., dan Tatang Padmawidjaja, 2017).

(2)

216

Gambar 1. Peta Blok KBSA termasuk Lapangan RG di dalamnya (Dolan, Hermany, 1988 Menurut Utomo, dkk (2015), batugamping Formasi Kais terdiri atas 3 bagian, Kais Atas, Kais Tengah dan Kais Bawah, masing-masing dipisahkan oleh lempung napalan (shale break). Kais Atas, Kais Tengah terbukti sebagai reservoir minyak, sedangkan Kais Bawah berada di bawah dari LKO (lowest known oil). Batugamping Formasi Kais tersusun atas sikuen sisipan napal dan batugamping bioklastik. Batugamping tersebut merupakan low relief car- bonate build up dan karbonat bio-klastik dari rombakan terumbu, hal ini ditunjukkan dari ke- nampakan dalam seismik. Napal berasosiasi dengan flooding high stand saat muka air laut naik. Berdasarkan data conventional core, petrography, electric logs dan mudlog terdapat 4 litofasies yaitu; mudstone, wackestone, packstone dan dolomstone.

Analisis fasies yang detail untuk setiap bagian menunjukkan bahwa batugamping Kais Atas terdiri dari fore reef, shelf, dan back reef, sedangkan batugamping Kais Tengah terdiri dari fore reef, inter reef, back reef, dan core reef. Selanjutnya, batugamping Kais Bawah terdiri dari fore reef, inter reef, dan core reef. (Abdul Haris, dkk 2017)

Sumur R-3 merupakan salah satu sumur di Lapangan RG yang kondisinya natural fIow dan telah berproduksi dari tahun 1990 serta mengalami penurunan produksi yang cukup signifikan. Lapangan RG adaIah lapangan yang teIah mengaIami penurunan kurva Iaju produksi dengan data sejarah produksi yang cukup memadai, maka dibutuhkan peramaIan (forecast) produksi untuk menghitung cadangan dan keekonomian untuk pengembangan lapangan tersebut. (Rahman, Arief dkk., 2019). Ada beberapa metode yang biasanya digunakan daIam perhitungan cadangan minyak dan gas bumi. SaIah satunya yaitu dengan decline curve analysis (DCA). Metode DCA merupakan metode perhitungan jumlah cadangan minyak yang dapat diproduksikan, dan juga dapat digunakan untuk memprediksi lamanya waktu produksi dari suatu sumur maupun lapangan. Syarat utamanya adaIah adanya penurunan laju produksi dari suatu sumur atau lapangan yang diakibatkan oleh penurunan tekanan reservoir secara alami.

Tarek Ahmed (2006) menjelaskan bahwa analisis penurunan produksi adalah analisis trend masa lalu dari penurunan kinerja produksi, yaitu laju (q) vs waktu (t) dan laju (q) vs produksi kumulatif (Np) untuk suatu sumur dan reservoir. Metode ini banyak berkembang dari persamaan dasar material balance hingga teknik analisis decline dan tipe kurva. Ada dua macam teknik analisis kurva penurunan, yaitu :

• Kecocokan kurva klasik dari data produksi historis

• Teknik pencocokan tipe-kurva.

Menurut Rukmana dkk, 2012, DCA adalah salah satu metode untuk memperkirakan jumlah cadangan minyak berdasarkan data produksi setelah selang atau periode waktu terten- tu. Syarat utama pemakaian metode ini adalah laju produksi telah menurun yang disebabkan

(3)

217

penggunaan metode DCA yaitu:

• Saat melakukan analisis decline curve, jumIah sumur yang aktif harus konstan.

• Tidak ada perubahan choke atau perubahan kapasitas.

• Tidak ada perubahan mekanisme pengangkatan.

• Tidak ada masalah di lubang sumur

• Tidak ada masalah atau gangguan dari surface facilities.

Kajian ini dilakukan untuk mengetahui besarnya cadangan minyak yang dapat di- produksikan dan mengestimasi performa suatu reservoir di masa yang akan datang (forecast) sebagai pertimbangan dalam pengempangan lapangan dalam hal ini Estimate Ultimate Recov- ery (ERR), Recovery Factor (RF), Estimate Recoverable Reserve (ERR), dan lama waktu produksi suatu sumur hingga mencapai batas keekonomisan (q limit).

2. METODE

A. Data

Penentuan cadangan minyak dengan analisis decline curve di Lapangan RG menggunakan data sumur R-3 (naturaI fIow) yang sempat di tutup beberapa tahun dikare- nakan masaIah sosiaI. OIeh karena itu, penuIis hanya menganaIisa riwayat produksinya dari awaI produksi tahun 1990 sampai sumur ditutup tahun 2004 kemudian untuk perama- Ian (forecast) menggunakan q initiaI terbaru tahun 2019 saat sumur diIakukan weII test.

Selain itu, ada beberapa data penunjang seperti cadangan mula-mula suatu reservoir / Original Oil In Place (OOIP) sebesar 15.091 MSTB dan data economic limit (Tabel 1) untuk penentuan q limit atau batas keekonomian suatu perusahaan.

Tabel 1. Data Economic Limit Rate (Laporan perusahaan)

Menurut Rukmana dkk, 2012, economic limite rate ditentukan menggunakan persa- maan berikut :

q limit (STB/day) = ^{(𝑂𝑃𝐶)(𝑊𝐼)}

(30,4)(1−𝑃𝑇𝑅)(𝑆𝑃)(𝑁𝑅𝐼)

= (13.770)(1) (30,4)(1−0,36)(58)(0,81)

= 15 STB/day

Dari hasil perhitungan, maka diperoleh batas ekonomis produksi minyak per sumur di Lapangan RG adalah 15 STB/day.

Operating Production Cost (OPC) 13.77 $/month

Working Interest (WI) 100 %

Prodution Tax Rate (PTR) 36 %

Sales Price (SP) 58 $/bbl

Net Revenue Interest (NRI) 81 %

Data Economic Limit Rate

(4)

218

B. Metodologi

Penentuan eksponen decline (b) hasil analisis DCA menggunakan metode Trial- Error and X²-Chisquare Test dengan memperkirakan Iaju produksi (q) pada asumsi berbagai macam harga b, yaitu dari b = 0 sampai dengan b = 1dan kemudian menentukan seIisih terkeciI antara qactuaI dengan qforecast yang sudah dihitung sebeIumnya. Data

produksi sumur diplot antara laju alir dengan waktu kemudian water cut dengan waktu untuk melihat penurunan produksi berupa beberapa trend yang dianalisis menggunakan metode trial-error and X²-Chisquare Test sehingga dapat ditentukan tipe decline yang sesuai (exponential, hyperbolic, atau harmonic). (Rukmana, Dadang, dkk, 2012).

Gambar 2. Persamaan-persamaan Decline Curve (Rukmana, Dadang, dkk, 2012) 1) Exponential Decline Curve

ExponentiaI decline sering disebut sebagai constant percentage decline atau geomet- ric decline yang artinya bahwa penurunan rate produksi per satuan waktu akan sebanding dengan rate produksi dan mengasiIkan suatu garus Iurus. Kurva penurunan yang konstan ini hanya diperoIeh biIa Ioss ratio nya konstan.

2) Hyperbolic Decline Curve

Hyperbolic decline adalah tipe kurva dimana harga loss ratio (a) mengikuti deret hi- tung, sehingga data produksi yang dipIot menunjukan garis keIengkungan ke atas pada kertas semiIog dan turunan pertama loss ratio terhadap waktu yaitu eksponen decline (b) mempunyai harga konstan atau relatif konstan.

3) Harmonic Decline Curve

Penurunan Iaju produksi per satuan waktu berbanding Iurus terhadap Iaju produksinya sendiri pada harmonic decIine curve, Harmonic decIine dapat dikatakan sebagai bentuk khusus dari hyperboIic decIine, dimana harga b = 1.

(5)

219

Gambar 3. FIow Chart Penelitian

3. PEMBAHASAN

A. Penentuan Trend Produksi

Berdasarkan data riwayat penurunan produksi sumur R-3, pemilihan trend dilakukan dengan mengeplot grafik antara laju alir terhadap waktu (qo vs t) dan water cut (%WC) terhadap waktu (t) pada kertas semi-log agar mempermudah pembacaan grafik dan dil- akukan sesuai syarat-syarat penggunaan DCA. Ditunjukan pada Gambar 4, diperoleh tiga trend yang mewakili penurunan decline sumur R-3, terlihat dari adanya penurunan laju alir produksi minyak yang reIatif konstan serta kenaikan WC yang cukup signifikan se- beIum sesaat adanya kenaikan kembaIi Iaju produksi dan penurunan kembaIi WC kemudian adanya trend kurva decline yang mirip dengan kemiringan kurva setelahnya.

Maka diperoleh hasil trend Sumur R-3 sebagai berikut :

• Trend I : Desember 1996 – Desember 1997

• Trend II : Mei – November 1999

• Trend III : ApriI – Desember 2000

Gambar 4. Grafik (qo vs t) dan (WC vs t) Sumur R-3

(6)

220

B. Penentuan Tipe Decline (Trial Error and X² Chisquare-Test)

Penentuan tipe decline dilakukan menggunakan metode Trial Error and X² Chisquare-Test terhadap ketiga trend Sumur R-3 dan selanjutnya dipilih tipe decline yang paling dominan. Selengkapnya dapat dilihat pada Tabel 3, Tabel 4, dan Tabel 5.

Hasilnya, ketiga trend mempunyai tipe decline yang sama yaitu exponential decline.

Trend I memiliki nilai ⅀X² terkecil sebesar 54,57 dan Di = 0,0498, Trend II memiliki nilai ⅀X² terkecil sebesar 14,18 dan Di = 0,0412, sedangkan trend III memperoleh nilai

⅀X² terkecil sebesar 5,66 dan Di = 0,0423. Untuk ketiga trend juga memiliki nilai eksponen decline (b) yang sama yaitu b = 0.

C. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo forecast), Kumulatif Produksi (Np forecast) dan Umur Produksi

Setelah mengetahui jenis kurva (harga b dan Di) di setiap trend, maka dipilih salah satu trend yang paling dominan mewakili seluruh trend dengan penurunan produksi yang relatif lebih konstan dan panjang. SeIanjutnya diIakukan perhitungan prediksi laju produksi (qo forecast) dengan menggunakan harga qi yang terbaru dari data well test

b = 0 b = 0.1 b = 0.2 b = 0.3 b = 0.4 b = 0.5 b = 0.6 b = 0.7 b = 0.8 b = 0.9 b = 1

Di = 0.04988 Di = 0.05153 Di = 0.05326 Di = 0.05506 Di = 0.05694 Di = 0.05891 Di = 0.06097 Di = 0.0631234 Di = 0.06537 Di = 0.06773 Di = 0.07019

qo X² qo X² qo X² qo X² qo X² qo X² qo X² qo X² qo X² qo X² qo X²

1 Dec-96 784.7 746.52 1.95 745.39 2.07 744.21 2.20 743.00 2.34 741.74 2.49 740.44 2.65 739.09 2.81 737.70 2.99 736.26 3.19 734.77 3.39 733.23 3.61 2 Jan-97 711.7 710.21 0.00 708.23 0.02 706.21 0.04 704.13 0.08 702.00 0.13 699.82 0.20 697.58 0.29 695.29 0.39 692.94 0.51 690.55 0.65 688.10 0.81 3 Feb-97 686.6 675.66 0.18 673.10 0.27 670.51 0.39 667.86 0.53 665.18 0.69 662.45 0.88 659.67 1.10 656.86 1.35 654.01 1.62 651.12 1.93 648.20 2.27 4 Mar-97 669.6 642.79 1.12 639.88 1.38 636.95 1.67 633.99 2.00 631.00 2.36 627.99 2.76 624.96 3.19 621.91 3.66 618.85 4.16 615.77 4.71 612.68 5.29 5 Apr-97 641.3 611.51 1.45 608.45 1.77 605.39 2.13 602.32 2.52 599.24 2.95 596.16 3.42 593.08 3.92 590.01 4.46 586.94 5.03 583.89 5.65 580.85 6.29 6 May-97 679.0 581.76 16.25 578.71 17.38 575.68 18.54 572.67 19.74 569.67 20.98 566.69 22.26 563.73 23.57 560.79 24.92 557.88 26.29 555.00 27.70 552.16 29.14 7 Jun-97 614.8 553.46 6.80 550.56 7.49 547.71 8.22 544.89 8.97 542.10 9.75 539.35 10.56 536.63 11.39 533.95 12.24 531.31 13.12 528.72 14.01 526.17 14.93 8 Jul-97 623.6 526.54 17.89 523.91 18.97 521.36 20.05 518.84 21.15 516.37 22.27 513.94 23.40 511.56 24.54 509.23 25.69 506.94 26.85 504.70 28.01 502.52 29.18 9 Aug-97 562.6 500.92 7.59 498.68 8.19 496.51 8.80 494.38 9.41 492.31 10.04 490.29 10.67 488.31 11.30 486.38 11.94 484.51 12.59 482.68 13.23 480.90 13.88 10 Sep-97 472.6 476.55 0.03 474.77 0.01 473.07 0.00 471.41 0.00 469.79 0.02 468.23 0.04 466.71 0.07 465.23 0.12 463.80 0.17 462.41 0.22 461.07 0.29 11 Oct-97 436.7 453.37 0.61 452.12 0.53 450.94 0.45 449.80 0.38 448.69 0.32 447.63 0.27 446.59 0.22 445.60 0.18 444.63 0.14 443.70 0.11 442.80 0.08 12 Nov-97 414.1 431.31 0.69 430.65 0.64 430.04 0.59 429.46 0.55 428.90 0.51 428.35 0.47 427.83 0.44 427.33 0.41 426.85 0.38 426.38 0.35 425.93 0.33 13 Dec-97 410.3 410.33 0.00 410.30 0.00 410.30 0.00 410.30 0.00 410.30 0.00 410.30 0.00 410.30 0.00 410.30 0.00 410.30 0.00 410.30 0.00 410.30 0.00

54.57 58.72 63.09 67.68 72.51 77.56 82.84 94.05 94.05 99.97 106.10

Untuk trend ini, nilai X2 yang paling kecil adalah 54.57 (b = 0) sehingga jenis kurva yaitu exponential decline Waktu

Metode Trial Error and X2-Chisquare Test Sum ur R-3 Trend I

Harmonic Hyperbolic

Exponential Qo

(BOPD) Bulan

b = 0 b = 0.1 b = 0.2 b = 0.3 b = 0.4 b = 0.5 b = 0.6 b = 0.7 b = 0.8 b = 0.9 b = 1

1 May-99 504.1 483.69 0.86 483.44 0.88 483.19 0.90 482.93 0.93 482.67 0.95 482.41 0.97 482.14 1.00 481.88 1.02 481.60 1.05 481.33 1.07 481.05 1.10 2 Jun-99 470.1 464.13 0.08 463.73 0.09 463.33 0.10 462.93 0.11 462.52 0.12 462.12 0.14 461.71 0.15 461.29 0.17 460.88 0.18 460.46 0.20 460.04 0.22 3 Jul-99 469.5 445.37 1.30 444.91 1.35 444.45 1.41 443.99 1.46 443.54 1.52 443.08 1.57 442.62 1.63 442.16 1.69 441.70 1.74 441.24 1.80 440.79 1.87 4 Aug-99 468.1 427.36 3.88 426.92 3.97 426.48 4.06 426.05 4.15 425.62 4.24 425.19 4.33 424.76 4.42 424.34 4.51 423.92 4.60 423.50 4.70 423.08 4.79 5 Sep-99 457.0 410.08 5.37 409.72 5.46 409.38 5.54 409.04 5.63 408.70 5.71 408.37 5.80 408.03 5.88 407.71 5.96 407.38 6.05 407.06 6.13 406.74 6.21 6 Oct-99 426.0 393.50 2.69 393.29 2.73 393.09 2.76 392.90 2.79 392.71 2.83 392.52 2.86 392.34 2.89 392.15 2.93 391.97 2.96 391.79 2.99 391.62 3.02 7 Nov-99 377.6 377.59 0.00 377.58 0.00 377.58 0.00 377.58 0.00 377.58 0.00 377.58 0.00 377.58 0.00 377.58 0.00 377.58 0.00 377.58 0.00 377.58 0.00

14.18 14.48 14.77 15.07 15.37 15.67 15.97 16.28 16.59 16.90 17.22

Untuk trend ini, nilai X2 yang paling kecil adalah 14.18 (b = 0) sehingga jenis kurva yaitu exponential decline Bulan Qo

(BOPD)

Metode Trial Error and X2-Chisquare Test Sum ur R-3 Trend II

Waktu

Exponential Hyperbolic Harmonic

b = 0 b = 0.1 b = 0.2 b = 0.3 b = 0.4 b = 0.5 b = 0.6 b = 0.7 b = 0.8 b = 0.9 b = 1

1 Apr-00 495.9 475.32 0.89 474.97 0.92 474.62 0.95 474.26 0.99 473.90 1.02 473.52 1.06 473.15 1.09 472.76 1.13 472.37 1.17 471.97 1.21 471.56 1.26 2 May-00 472.6 455.59 0.64 455.01 0.68 454.42 0.73 453.83 0.78 453.23 0.83 452.63 0.88 452.02 0.94 451.40 1.00 450.77 1.06 450.14 1.12 449.50 1.19 3 Jun-00 438.6 436.68 0.01 435.97 0.02 435.25 0.03 434.54 0.04 433.81 0.05 433.09 0.07 432.36 0.09 431.62 0.11 430.89 0.14 430.15 0.17 429.41 0.20 4 Jul-00 437.1 418.56 0.82 417.80 0.89 417.04 0.96 416.29 1.04 415.54 1.12 414.78 1.20 414.03 1.29 413.28 1.37 412.53 1.46 411.78 1.56 411.03 1.65 5 Aug-00 403.0 401.18 0.01 400.46 0.02 399.74 0.03 399.03 0.04 398.32 0.05 397.62 0.07 396.92 0.09 396.22 0.12 395.53 0.14 394.85 0.17 394.17 0.20 6 Sep-00 401.5 384.53 0.75 383.90 0.81 383.29 0.86 382.69 0.92 382.09 0.99 381.49 1.05 380.91 1.11 380.33 1.18 379.76 1.24 379.19 1.31 378.63 1.38 7 Oct-00 396.8 368.57 2.16 368.10 2.24 367.65 2.31 367.20 2.39 366.76 2.46 366.33 2.53 365.91 2.61 365.49 2.68 365.08 2.76 364.67 2.83 364.28 2.90 8 Nov-00 365.0 353.28 0.39 353.01 0.41 352.77 0.42 352.52 0.44 352.29 0.46 352.06 0.48 351.83 0.49 351.61 0.51 351.39 0.53 351.18 0.54 350.97 0.56 9 Dec-00 338.6 338.61 0.00 338.60 0.00 338.60 0.00 338.60 0.00 338.60 0.00 338.60 0.00 338.60 0.00 338.60 0.00 338.60 0.00 338.60 0.00 338.60 0.00

5.66 5.98 6.30 6.63 6.98 7.34 7.71 8.10 8.50 8.91 9.34

Untuk trend ini, nilai X2 yang paling kecil adalah 5.66 (b = 0) sehingga jenis kurva yaitu exponential decline Metode Trial Error and X2-Chisquare Test Sum ur R-3 Trend III

Waktu Bulan Qo

(BOPD)

Exponential Hyperbolic Harmonic

Tabel 2. Perhitungan Eksponen Decline (b) Sumur R-3 Trend I

Tabel 3. Perhitungan Eksponen Decline (b) Sumur R-3 Trend II

Tabel 4. Perhitungan Eksponen Decline (b) Sumur R-3 Trend III

(7)

221

sebesar 15 BOPD. Berikut perhitungan prediksi laju produksi dari Sumur R-3 :

q

forecast

=

𝑞𝑖 𝑒^{−𝐷𝑖.𝑡}

=

100 𝑥 2,781−0,0498 𝑥 1

q

forecast

=

95,14 BOPD

Setelah mengetahui harga qo forecast, selanjutnya dapat melakukan perhitungan prediksi laju produksi kumulatif sampai dengan mendekati q limit. Berikut adaIah perhitungan prediksi laju produksi kumulatif dari Sumur R-3 :

Npt = ^qi−qt

Di = ^100−95,14

0,0498 = 97,54 MSTB Npt-Iimit = ^{qi−qt𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡}

Di = ¹⁰⁰⁻¹⁵

0,0498 = 1706,82 MSTB

Maka, harga laju produksi kumulatif pada awal t = 1 yaitu 97,54 MSTB, dan harga laju produksi kumulatif sampai q limit sebesar 1706,82 MSTB. Untuk selengkapnya dari perhitungan prediksi laju produksi dan kumulatif Sumur R-3 dapat dilihat pada Tabel 5.

Prediksi umur porduksi dilakukan dengan tujuan untuk menegatahui lamanya waktu produksi dari suatu sumur sampai batas keekonomisannya (q Iimit). Berikut adalah perhitungan prediksi umur produksi sampai q limit Sumur W-3 :

tIimit = ^{In (}

qi q Iimit)

Di = ^{In (}

100 15)

0,0498 = 38 bulan

Sehingga, prediksi umur produksi dari hasil well test (internal report pada Desember 2019) sampai q limit Sumur R-3 adalah 38 bulan atau 3 tahun 2 buIan (Februari 2023) dengan asumsi kondisi sumur sama seperti kondisi saat diIakukan analisis decIine curve.

Gambar 5. Grafik Forecast Sumur R-3 Trend I D. Perhitungan EUR, RF, ERR

Prediksi Estimate Ultimate Recovery (EUR) dihitung dari jumlah total produksi ku- mulatif minyak sampai Juli 2004 (2128,9 MSTB) dengan produksi kumulatif minyak forecast sampai q limit-nya (1706,82 MSTB).

EUR = 2128,9 MSTB + 1706,82 MSTB = 3835,72 MSTB

(8)

222

Kumulatif produksi (Np) minyak sampai Juli 2004 sebesar 2128,9 MSTB. Setelah dilakukan analisis DclIine Curve, total kumulatif produksi forecast (Npt-limit) minyak dari Sumur W-3 bertambah 1703 MSTB dengan Original Oil In Place (OOIP) sebesar 15.091 MSTB sehingga :

RF = _OOIP^EUR x 100%

= ^3831,9₁₅₀₉₁ x 100% = 25%

Prediksi ERR (Estimate Recoverable Reserve) dilakukan untuk menentukan seberapa besar cadangan yang masih dapat diambil dan tertinggal daIam resevoir atau belum di- produksikan dengan EUR sebesar 3831,9 MSTB dan Npt-Juli 2004 sebesar 2128,9 MSTB maka ERR dapat diperoleh sebagai berikut :

ERR = EUR – Npt

= 3835,72 - 2128,9 = 1706 MSTB

4. SIMPULAN

Simpulan dari analisis metode DCA Sumur R-3 adalah sebagai berikut :

a. Jika sumur R-3 diproduksikan dari Desember 2019, maka akan mencapai batas keekonomian 15 BOPD pada Februari 2023 (3 tahun, 2 bulan).

b. Perhitungan eksponen decline (b) dengan metode TriaI Error and X² Chisquare-Test terhadap tiga trend, diketahui bahwa sumur R-3 memiliki tipe decline yaitu

exponential decline.

c. Estimate Ultimate Recovery (EUR) di Lapangan RG sebesar 3831 MSTB.

d. Recovery Factor (RF) di Lapangan RG sebesar 25%.

e. Estimate Recoverable Reserve (ERR) di Lapangan RG sebesar 1703 MSTB.

t bulan Actual Forecast Estim asi Kum ulatif

0 ^Dec-19 ^100.00 ^100.00 ^492.40

1 ^Jan-20 ^95.14 ^97.54 ^589.94

2 ^Feb-20 ^90.51 ^190.33 ^780.27

3 ^Mar-20 ^86.10 ^278.61 ^1058.87

4 ^Apr-20 ^81.91 ^362.59 ^1421.46

5 ^May-20 ^77.93 ^442.49 ^1863.95

6 ^Jun-20 ^74.14 ^518.50 ^2382.45

7 ^Jul-20 ^70.53 ^590.81 ^2973.26

8 ^Aug-20 ^67.10 ^659.60 ^3632.86

9 ^Sep-20 ^63.84 ^725.05 ^4357.92

10 ^Oct-20 ^60.73 ^787.32 ^5145.23

11 ^Nov-20 ^57.78 ^846.55 ^5991.78

12 ^Dec-20 ^54.97 ^902.90 ^6894.69

13 ^Jan-21 ^52.29 ^956.52 ^7851.20

14 ^Feb-21 ^49.75 ^1007.52 ^8858.72

15 ^Mar-21 ^47.33 ^1056.04 ^9914.76

16 ^Apr-21 ^45.02 ^1102.20 ^11016.96

17 ^May-21 ^42.83 ^1146.12 ^12163.08

Waktu qo (BOPD) Np (MBBL)

Forecast Sumur W-3 18 ^Jun-21 ^40.75 ^1187.90 ^13350.98

19 ^Jul-21 ^38.77 ^1227.64 ^14578.62

20 ^Aug-21 ^36.88 ^1265.46 ^15844.08

21 ^Sep-21 ^35.09 ^1301.43 ^17145.51

22 ^Oct-21 ^33.38 ^1335.65 ^18481.16

23 ^Nov-21 ^31.76 ^1368.21 ^19849.37

24 ^Dec-21 ^30.21 ^1399.19 ^21248.56

25 ^Jan-22 ^28.74 ^1428.65 ^22677.21

26 ^Feb-22 ^27.34 ^1456.69 ^24133.89

27 ^Mar-22 ^26.01 ^1483.36 ^25617.25

28 ^Apr-22 ^24.75 ^1508.73 ^27125.98

29 ^May-22 ^23.54 ^1532.87 ^28658.85

30 ^Jun-22 ^22.40 ^1555.83 ^30214.68

31 ^Jul-22 ^21.31 ^1577.68 ^31792.36

32 ^Aug-22 ^20.27 ^1598.46 ^33390.82

33 ^Sep-22 ^19.29 ^1618.24 ^35009.06

34 ^Oct-22 ^18.35 ^1637.05 ^36646.10

35 ^Nov-22 ^17.45 ^1654.94 ^38301.04

36 ^Dec-22 ^16.61 ^1671.97 ^39973.01

37 ^Jan-23 ^15.80 ^1688.16 ^41661.17

38 ^Feb-23 ^15.03 ^1703.57 ^43364.75

Tabel 5. Hasil Forecast Sumur R-3 Trend I

(9)

223

[1] Ahmed, Tarek., 2006 “Reservoir Engineering Handbook Third Edition”, Gulf ProfessionaI Publishing, USA.

[2] Dolan, J. Paul, Hermany. 1988. “The GeoIogy Of The Wiriagar FieId, Bintuni Basin. Irian Jaya”. Proceedings Indonesia PetroIeum Association, Seventeenth AnnuaI Convention.

[3] Handyarso, Accep., dan Tatang Padmawidjaja. 2017. “Struktur Geologi Bawah Permukaan Cekungan Bintuni Berdasarkan Analisis Data Gayaberat”. Bandung. JGSM (JurnaI GeoIogi dan Sumberdaya Mineral.

[4] Haris, Abdul., Irawan, B S., and Agus R. 2017. “Facies Modeling of Kais Formation Limestone: A Case Study of Kafor Field, West Papua, Indonesia”. Special Issue on Science, Engineering & Environment, ISSN : 2186-2990, 160-166.

[5] Rahman, Arief, Warto Utomo, Supanca Ade Putri. 2019. “Decline Curve AnaIysis : Metode Loss Ratio dan Trian Error and X² Chi-square Test, pada Formasi Kais, Iapangan R, Papua Barat”. Iembaran PubIikasi Minyak dan Gas Bumi VoI 53 No.3. ISSN : 2089-3396 e-ISSN : 2598-0300

[6] Rukmana, Dadang., Dedy Kristanto., V. Dedi Cahyoko Aji. 2012. “Teknik Reservoir Teori dan ApIikasi”. Yogyakarta. Pohon Cahaya.

[7] Utomo, Warto, Martha B. K, Djoko W, Irwan P, Yan W, Fatchur Z, Nyoman W. 2015. “The Geology of The Mogoi Wasian Fields, Bintuni Basin, West Papua”. Joint Convention HAGI- IAGI-IAFMI-IATMI. Balikpapan.