Search Result  ::  Save as CSV :: Back

"Cekungan Sumatra Selatan merupakan salah satu cekungan potensial dalam mendukung target produksi nasional 1 juta BOPD dan 12 BSCFD pada tahun 2030. Kompleksitas geologi cekungan ini, yang mencakup periode syn-rift, post-rift, dan syn-orogenic, menuntut pendekatan eksplorasi yang lebih akurat untuk menghindari area kering. Penelitian ini ditujukan untuk mencari pesebaran distribusi reservoir batupasir di Formasi Main Palembang, Subcekungan Palembang Selatan menggunakan metode inversi simultan. Hasil interpretasi menunjukkan bahwa reservoir batupasir berada pada antiklin di sekitar sumur SAB-001 dengan karakteristik impedansi akustik 2000–4000 (ft/s)(g/cc) dan impedansi geser 800–977 (ft/s)(g/cc). Konfirmasi dari parameter elastik Lambda-Rho dan Mu-Rho memperkuat identifikasi zona reservoir, dengan nilai lambda rho rendah (2.5–10 GPa·g/cc) dan mu rho rendah (2.5–5 GPa·g/cc). Temuan ini menegaskan bahwa inversi simultan efektif dalam memetakan zona reservoir batupasir yang komersil untuk mendukung eksplorasi migas yang lebih ekonomis.

---

The South Sumatra Basin is one of the potential basins to support the national production target of 1 million BOPD and 12 BSCFD in 2030. The geological complexity of this basin, which includes syn-rift, post-rift, and syn-orogenic periods, requires a more accurate exploration approach to avoid dry areas. This study aims to find the distribution of sandstone reservoirs in the Main Palembang Formation, South Palembang Subbasin using the simultaneous inversion method. The interpretation results show that the sandstone reservoir is located in the anticline around the SAB-001 well with acoustic impedance characteristics of 2000–4000 (ft/s)(g/cc) and shear impedance of 800–977 (ft/s)(g/cc). Confirmation of the elastic parameters Lambda-Rho and Mu-Rho strengthens the identification of the reservoir zone, with low lambda rho values (2.5–10 GPa g/cc) and low mu rho (2.5–5 GPa g/cc). These findings confirm that simultaneous inversion is effective in mapping commercial sandstone reservoir zones to support more economical oil and gas exploration."

"ABSTRAKSetelah berproduksi selama 10 tahun kemampuan alir tujuh sumur gas di Lapangan B berkurang secara alamiah dengan turunnya laju alir dan tekanan. Penurunan setiap sumur tidak seragam dipengaruhi oleh jenis reservoir dan kondisi sub-surface, akibatnya produksi gas tidak maksimal. Permasalahan diatasi dengan menurunankan tekanan abandonment sumur untuk mengurangi back pressure dari surface facility. Metode ini diaplikasikan dengan cara merekayasa skema produksi sumur. Simulasi untuk memprediksikan laju alir, tekanan dan menghitung kumulatif produksi serta Recovery Factor selama tahun 2018-2028 pada tiga skenario yaitu : Skenario 1, base case, yaitu gas diproduksikan dengan initial deliverability sumur hingga mencapai tekanan abandonment pertama pada 600 psi ; Skenario 2, header case, yaitu memasang header baru dengan operating pressure yang lebih rendah dari existing header ; Skenario 3, low pressure case, yaitu melakukan penurunan tekanan abandonment sampai sebesar 250 psi setara dengan suction presure Gas Compressor. Hasil simulasi diperoleh total kumulatif produksi Gp dan Recovery Factor RF masing-masing adalah sebagai berikut ; Skenario 1 Gp = 415 BCF, RF = 65,5 ; Skenario 2 Gp = 493 BCF, RF = 77,9 ; Skenario 3 Gp = 495 BCF, RF = 78,2 . Skenario 3 mampu menghasilkan produksi gas dan financial income paling maksimal karena dapat meningkatkan kemampuan alir gas semua sumur di Lapangan B sehingga dapat disimpulkan bahwa Skenario 3 direkomendasikan untuk diimplementasikan.

---

ABSTRACTAfter producing for 10 years the deliverability of seven gas wells in Field B is naturally declined with a decrease in flow rate and pressure. The decrease in each well is not uniformly influenced by the reservoir type and sub surface conditions that caused gas production is not maximal. The problem is solved by lowering the well abandonment pressure to reduce the back pressure effect of the surface facility. This method is applied by modifying the well operating scheme. Simulations were performed to predict gas flow rates, pressures, cumulative gas production and Recovery Factor during 2018 2028 on three scenarios which is Scenario 1 , base case, that gas is naturally produced according to the well initial deliverability until it reaches the first abandonment pressure at 600 psi 2 , header case, ie installing a new header with operating pressure lower than the existing header 3 , low pressure case, ie lowering abandonment pressure down to 250 psi. Simulation resulted as follows Scenario 1 Gp 415 BCF RF 65.5 Scenario 2 Gp 493 BCF RF 77.9 Scenario 3 Gp 495 BCF RF 78.2 . Since Scenario 3 is able to produce maximum gas production and financial income due to improving all gas well deliverability in Field B, it can be concluded that Scenario 3 is recommended to be implemented."