Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Reservoir tipe basement rekah alami atau sering disebut reservoir dual
porosity berbeda dengan reservoir conventional, reservoir ini memiliki dua
porositas dan juga dua permeabilitas yaitu matriks dan juga rekahan. Studi
mengenai lapangan basement rekah alami berfokus pada dua parameter yaitu
storativity ratio dan juga interporosity flow coficient. Dua parameter ini adalah
yang membedakan antara reservoir basement dan juga reservoir conventional.
Lapangan SW yang merupakan target penelitian pada penelitian ini merupakan
lapangan dengan reservoir tipe basement rekah alami yang mana telah
berproduksi sejak 13 Februari 2008.
Pada penelitian ini akan dihitung jumlah cadangan dan dua parameter yaitu
storativity ratio dan juga interporosity flow coefficient. Dari perhitungan yang
didapat kemudian merencanakan strategi pengembangan lapangan agar
mendapatkan perolehan minyak yang terbaik dari segi perolehan dan juga
keekonomian. Pada penelitian ini proses perhitungan dan analisa menggunakan
aplikasi piranti lunak dan simulasi untuk strategi pengembangan menggunkan
simulator black oil.
Hasil yang didapat pada penelitian ini yaitu nilai dari storativity ratio
adalah sebesar 17.7%. kemudian nilai dari interporosity flow coefficient sebesar
3.284x10-7 Dari hasil analisa material balanced didapatkan harga IOIP sebesar
55.3 MMSTB. Hasil simulasi didapatkan IOIP sebesar 96 MMSTB. Skenario 6
merupakan scenario yang dipilih, terdapat 12 sumur produksi yaitu sumur RIH_1
sampai RIH_12 dan diproduksikan hingga 30 Oktober 2035. Dari skenario 6 ini
didapatkan hasil produksi sebesar 17.45 MMBO dan recovery factor sebesar
18.17%. Perhitungan ekonomi skenario 6 didapat nilai total investasi sebesar
$37,434,580 nilai contractor Net Present Value $108,140,146 nilai Government
NPV $434,060,350 kemudian nilai Internal Rate of Return 52%, Profit
Investment Ratio sebesar 2.889 dan Pay Out Time selama 4.664 tahun.

Naturally fracturing basement reservoir it is called dual porosity reservoir
is different with conventional reservoir, this reservoir has two porosities and two
permeabilities those are matriks and fracture. This study focused on two
parameters are storativity ratio and interporosity flow coficient. These two
parameters are what distinguish between the basement reservoir and the
conventional reservoir. SW field which is the target of this research is naturally
fracture basement reservoir which has been produced from 13 February 2008.
This research will be calculated the amount of original oil in place and the
value of two parameters those are storativity ratio and interporosity flow
coefficient. From the calculations obtained and then make strategy plan of
development in order to get the best oil acquisition in terms of earnings and also
the economy. The process of calculation and analysis using software application
and simulation for development strategy using black oil simulator.
The results of this research are the value of storativity ratio is 17.7%. value
of interporosity flow coefficient is 3.284x10-7. Original oil in place is 55.3
MMSTB and from simulation is 96 MMSTB. Scenario 6 has chosen for plan
development in SW field. Scenario 6 has 12 wells those are RIH_1 until RIH_12
will produce until 30 October 2035. This scenario got 17.45 MMBO and recovery
factor is 18.17%. Economical calculation for scenario 6 has results are total
investment is $37,434,580, the value of contractor Net Present Value is
$108,140,146 the value of Government NPV is $434,060,350, Internal Rate of
Return is 52%, Profit Investment Ratio is 2.889 and Pay Out Time is 4.664 years.