Proposal Menejemen Proyek Sumatera Selatan

download Proposal Menejemen Proyek Sumatera Selatan

of 31

description

Proposal Manajemen Proyek Interpretasi Data Seismik Daerah Cekungan Sumatera Selatan Prospek Oil dan Gas

Transcript of Proposal Menejemen Proyek Sumatera Selatan

  • MANAJEMEN PROYEK UNTUK DAERAH CEKUNGAN

    SUMATERA SELATAN

    MANAJEMEN PROYEK

    Disusun untuk memenuhi tugas mata kuliah manajemen proyek

    Dosen Pengampu : M. Noor Alamsyah, M. Sc

    Oleh :

    Galih Amirul Husna (115090700111003)

    Achmad Fakhrus Shomim 115090700111004)

    Rhici Sulistyowati (11500700111006)

    Septiandi Akhmad P. (11500700111012)

    PROGRAM STUDI GEOFISIKA

    JURUSAN FISIKA

    FAKULTAS MATEMATIKA

    DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

    UNIVERSITAS BRAWIJAYA

    2014

  • DAFTAR ISI

    DAFTAR ISI ............................................................................................................ 1

    BAB 1 ...................................................................................................................... 4

    PENDAHULUAN .................................................................................................... 4

    1.1 Latar Belakang............................................................................................ 4

    1.2 Rumusan Masalah ....................................................................................... 5

    1.3 Batasan Masalah ......................................................................................... 5

    1.4 Tujuan Penelitian ........................................................................................ 5

    1.5 Manfaat Penelitian ...................................................................................... 5

    BAB II ...................................................................................................................... 6

    TINJAUAN PUSTAKA............................................................................................ 6

    2.1 GEOLOGI REGIONAL ............................................................................. 6

    2.2 SEJARAH STRUKTURAL ........................................................................ 6

    2.3 TINJAUAN STRATIGRAFI ...................................................................... 7

    2.4 Petrolleum System .................................................................................... 10

    BAB 3 .................................................................................................................... 18

    METODOLOGI ...................................................................................................... 18

    3.1 Data Lapangan dan Perangkat Lunak ........................................................ 18

    3.2 Alur Kerja ................................................................................................. 23

    3.3 Time Line ................................................................................................. 24

    3.4 Cost Planning ........................................................................................... 25

    3.5 Term and Condition .................................................................................. 28

    BAB 4 .................................................................................................................... 30

    PENUTUP .............................................................................................................. 30

    DAFTAR PUSTAKA ............................................................................................. 31

  • DAFTAR GAMBAR

    Gambar 1. Skema kronostragirafi Cekungan Sumatera Selatan ............................... 12

    Gambar 2. Kunci elemen Strkural CSS ................................................................... 13

    Gambar 3. Pre-Tersier dan Tersier Awal kondisi batuan dasar Sumatera Selatan ..... 14

    Gambar 4. Interpretasi paleogeografi Miosen Awal ................................................. 15

    Gambar 5. Paleogeografi Miosen Awal (Formasi Batu Raja) .................................. 16

    Gambar 6. Interpretasi paleogeorafi pada transgresi maksimum dalam awal Miosen

    (Setara Formasi Batu Raja) dan Miosen Tengah (Formasi Gumai) da ekstensi penutup

    regional efektif ........................................................................................................ 17

  • BAB 1

    PENDAHULUAN

    1.1 Latar Belakang

    Minyak dan gas bumi adalah sumber energi yang paling dibutuhkan di

    dunia. Seiring meningkatnya kebutuhan bahan bakar untuk kehidupan sehari-hari,

    pengembangan teknologi dan terutama untuk industri, menyebabkan konsumsi

    minyak dan gas bumi turut meningkat. Sehubungan dengan peningkatan

    kebutuhan bahan bakar tersebut, eksplorasi perlu dilakukan guna memenuhi

    kebutuhan akan minyak dan gas bumi.

    Metode geofisika yang sering digunakan untuk eksplorasi minyak dan gas

    bumi adalah Seismik Refleksi. Metode Seismik Refleksi digunakan karena dapat

    memberikan gambaran struktur bawah permukaan yang lebih akurat dan

    mendekati struktur bawah permukaan yang sesungguhnya dibandingkan dengan

    metode geofisika lainnya. Korelasi antara data seismik refleksi dan data sumur

    (well log) perlu dilakukan agar diperoleh akurasi yang tinggi dengan cara Seismik

    Inversi dan Seismik Atribut. Seismik Inversi dan Seismik Atribut digunakan untuk

    mengetahui sebaran reservoir dan kandungan dalam reservoir.

    Seismik Inversi adalah suatu teknik untuk membuat model bawah

    permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai intput dan data sumur

    sebagai kontrol. Seismik Atribut adalah salah metode untuk mendapatkan

    informasi dari data seismik.

    Cekungan Sumatra Selatan adalah salah satu lokasi yang terbukti

    menghasilkan minyak dan gas bumi di Indonesia. Ginger (2005, dalam Adi 2012)

    menyatakan bahwa masih terdapat cadangan minyak bumi sebesar 200-500

    MMBO di cekungan Sumatra Selatan.

  • 1.2 Rumusan Masalah

    Rumusan masalah yang akan dibahas dalam penelitian ini adalah:

    1. Bagaimana mengetahui sebaran reservoir dari data Seismik Inversi dan

    Seismik Atribut?

    2. Bagaimana melakukan karakterisasi reservoir menggunakan Seismik Inversi

    dan Seismik Atribut?

    3. Bagaimana perbandingan hasil antara Seismik Inversi dengan Seismik

    Atribut?

    1.3 Batasan Masalah

    Batasan masalah dari penelitian ini adalah:

    1. Penelitian ini dilakukan dengan software Hampson Russel dan Petrel 2008

    dalam pengolahan data.

    2. Daerah penelitian difokuskan pada Cekungan Sumatra Selatan

    3. Sumur yang digunakan adalah sumur MP-A, MP-B dan MP-C

    4. Atribut seismik yang digunakan adalah ....

    1.4 Tujuan Penelitian

    Tujuan dari penelitian ini adalah:

    1. Mengetahui sebaran reservoir dengan menggunakan Seismik Inversi dan

    Seismik Atribut

    2. Mengetahui karakteristik reservoir menggunakan Seismik Inversi dan Seismik

    Atribut

    3. Mengetahui perbandingan hasil antara Seismik Inversi dengan Seismik

    Atribut

    1.5 Manfaat Penelitian

    Dari penelitian ini diharapkan dapat memberikan banyak informasi tentang

    sebaran reservoir di Cekungan Sumatra Selatan serta perbandingan hasil antara

    Seismik Inversi dan Seismik Atribut.

  • BAB II

    TINJAUAN PUSTAKA

    2.1 GEOLOGI REGIONAL

    Cekungan Sumatera Selatan diisi oleh campuran klastik, vulkaniklastik,

    dan karbonat. Lima area dugaan utama yang diteliti ditemukan masing-masing

    usianya. Area-area dugaan tersebut ditemukan pada: batuan dasar retak-retak Pre-

    Tersier (pre-tertiary fractured basement), fluvio-deltaic sandstones Oligosen

    hingga Miosen Awal (Formasi Talang Akar). Karbonat Miosen Awal (Formasi

    Batu Raja) dan Miosen Awal (Formasi Gumai), dan Shallow marine sandstones

    Miosen Tengah (Formasi air Benakat.

    2.2 SEJARAH STRUKTURAL

    Sejarah cekungan dapat dibagi ke dalam 3 megasekuen tektonik, yaitu Syn-

    Rift Megasekuen (c.40 c.29 Ma), Post Rift Megasekuen (c.29 c.5 Ma), dan

    Syn-Orogenic/Inversion Megasequence (c.5 Ma sekarang).

    Pada Syn Rift Megasekuen ditandai oleh: Sebagai hasil subduksi

    sepanjang Palung Sumatera Barat, kerak benua di area Sumatera Selatan mengalai

    sebuah kejadian ekstensional utama dari Eosen hingga Oligosen Awal.

    Ekstensional ini menghasilkan beberapa half-graben yang mana geometri dan arah

    dipengaruhi oleh heterogenitas dari batuan dasar. Pada awalnya, ekstensional

    muncul pada arah timur-barat menghasilkan sekuen horst dan graben utara-selatan.

    Sumatera Selatan telah berotasi kira-kira 15 derajat arah jarum jam sejak Miosen

    menurut Hall (1995) menghasilkan arah graben utara-barat laut selatan-barat daya

    pada sekarang ini.

    Pada Post Rift Megasekuen, pengangkatan terjadi kira-kira 29 Ma yang

    lalu, bagaimanapun juga kerak benua yang lebih tipis di bawah Cekungan

    Sumatera Selatan berlanjut dengan turunya kesetimbangan lithosperic thermal.

    Pada bagian dari cekungan seperti Sub-Cekungan Palembang Tengah,

    megasekuen ini mencapai ketebalan-ketebalan lebih dari 13.000 kaki. Kelajuan

    subsiden yang tinggi dan tingginya muka air laut relatif pada long-lived

  • transgression dari cekungan yang mana mencapai ekstensi maksimum kira-kira 16

    Ma yang lalu dengan pembanjiran (flooding) seluruh cekungan.

    Pada Syn-Orogenic/Inversion Megasekuen, sebuah kejadian penyebaran

    daerah pegunungan (orogenic), pegunungan Barisan, terbentuk melintasi Sumatara

    Selatan dari 5 Ma hingga sekarang, meskipun ada beberapa bukti untuk

    pengangkatan lokal terjadi paling awal pada 10 Ma (Chalik et al, 2004). Membujur

    barat laut tenggara

    2.3 TINJAUAN STRATIGRAFI

    Sebuah skema kronostratigrafi, digunakan untuk mengatasi keterbatasan

    perbedaan litostraigrafi nomenklatur yang digunakan oleh perusahaan yang

    berbeda pada Cekungan Sumatera Selatan, yang ditujukan pada gambar 1.

    Batuan Dasar berumur Sebelum dan Tersier Awal

    Sebuah percampuran yang kompleks dari batuan beku, metamrf dan

    sedimen yang membentuk batuan dasar pada Cekungan Sumatera Selatan telah

    disederhanakan menjadi beberapa potongan kearah BL-TG yang bervariasi dalam

    komposisi dan umur. (gambar3). Yang tertua batuan dasar yang terdeformasi

    paling kecil, dianggap sebagai bagian Lempengmikro Malaka (Malacca

    Microplate), yang menjadi dasar cekungan arah utara dan arah selatan. Pada dasar

    Cekungan Sumatera Selatan terdapat Batuan Granit, vulkanik dan Metamorfik

    yang terdeformasi secara kuat.

    Eosen Akhir Hingga Oligosen Pertengahan (Formasi Lemat dan Lahat)

    Deposisi pada Cekungan Sumatera Selatan dimulai selama Eosen hingga

    Oligosen Awal (De Coster, 1974). Penampang pemboran terdriri dari Tuffasius,

    Sekuen klastik kasar atau cucian granit (Anggota Kikim) yang secara baik

    ditumpuk oleh serpih, batulanau, batupasir, dan batu bara diendapkan di

    lingkungan Lakustrin dan Marginal Lakustrin (Anggota Benakat). Potongan

    penampang memotong di margin graben dan pada intra-graben tinggi hingga

    ketebalan 100m pada Selatan dan Sub-cekungan Palembang Tengah.

  • Oligosen Akhir Hingga Miosen Awal (Formasi Talang Akar)

    Selama syn-rift akhir hingga post-rift awal fase penururnan suhu dari

    evolusi tektonik Cekungan Sumatera Selatan, menyebarkan pengendapan fluviatil

    dan deposisi deltaik yang terjadi melintasi cekungan. Sebuah tren dari

    proximal braid-plain kaya akan-pasir hingga distal sabuk meander miskin-

    akan pasir dan sedimen overbank bertepatan dengan sedimentasi sebagai

    penurunan secara berkelanjutan.

    Gambar 5 adalah diagram rangkuman yang menunjukkan distribusi

    lingkungan pengendapan selama waktu Oligosen, sebanding dengan Formasi

    Talang Akar Bawah. (Gambar 1).

    Pada Miosen paling awal, kondisi fluviatil digantikan oleh deltaik, kondisi

    laut marginal dan laut dangkal hingga dalam kebanyakan diakibatkan oleh

    kejadian transgresif. Gambar 4 adalah diagram rangkuman yang menunjukkan

    distribusi sabuk fasies pada waktu ini, sebanding dengan Formasi Talang Akar

    Atas.

    Miosen Awal (Formasi Batu Raja)

    Transgresi laut dilanjutkan pada Miosen Awal dengan pengendapan serpih

    laut yang lebih dalam mengisi diatas area graben, keadaan laut dangkal antar

    cekungan tinggi dan banyak di sisi timur cekungan. Produksi karbonat

    berkembang pada waktu ini dan sama-sama menghasilkan pengendapan

    batugamping di platform pada tepi cekungan, dan sebagai karang pada antar

    cekungan. Reservoir karbonat dengan kualitas tinggi banyak terdapat pada sebelah

    selatan cekungan, tetapi lebih langka pada Sub-cekungan Jambi hingga utara. Hal

    ini disebabkan penambahan sedimen masukan arah utara dan lebih jelas eksposur

    dari bioherms meningkatkan porositas sekunder untuk daerah selatan dan timur.

    Gambar 5 menunjukkan distribusi fasies-fasies tersebut selama periode ini

    dalam Miosen Awal.

  • Miosen Awal Hingga Tengah (Formasi Gumai)

    Melanjutkan transgressi laut selama bagian akhir Miosen Awal

    menghasilkan pengendapan serpih, bataulanau, dan batupasir laut (dinamai

    Formasi Gumai) dengan langkanya pengendapan karbonat sepanjang bagian batas

    batuan dasar. Selama puncak transgresi, pengendapan laut terbuka, serpih Gumai

    glauconitic mendominasi satu cekungan menciptakan pentup yang membentang

    satu regional.

    Kemudian, progradation sedimen delta di seluruh cekungan terjadi dan

    sedimen laut dangkal transisi dan kemudian secara bertahap digantikan oleh serpih

    laut terbuka. Platform untuk daerah timur dan utara-timur didominasi masukan

    sedimen, meskipun saat ini beberapa sedimen volkanoklastik sedang bersumber

    dari kenampakan pulau vulkanik barat yang terisolasi.

    Gambar 8 mengilustrasikan distribusi fasies ada permulaan Miosen Tengah

    dan menunjukkan ekstensi maksimum pada regresi Miosen Awal. Ekstensi

    maksimum pada transgresi yang terdahulu ditunukkan pada gambar 9.

    Middle Miosen (Formasi Air Benakat)

    Kondisi laut dalam merata pada akhir Miosen Awal secara gradual

    digantikan dengan laut yang lebih dangkal dan kemudian kondisi laut tepi sebagai

    hasil kelanjutan masukan sedimen dari tepi cekungan. Dengan sedkit

    pengecualian pada tengah cekungan, reservoir batupasir laut dangkal kualitas

    tinggi umur Miosen Tengah menyebar hingga Cekungan Sumatera Selatan. Pada

    tepi cekungan, laut pinggiran hingga daratan pesisir berlaku keadaan tersebut.

    Sebagai hasil dari aktivitas api (igneous) pada Pegunungan Barisan, banyak

    batupasir ini memiliki konten volkaniklastik yang signifikan. Kekhususan ini

    benar pada bagian barat, dimana kualitas reservoir menurun secara drastis.

    Miosen Akhir (Formasi Muara Enim)

    Sedimen Miosen Akhir dalam Cekungan Sumatera Selatan merekam

    sebuah periode peningkatan vulkanisme dan munculnya Pegunungan Barisan, ke

    arah barat, sebagai sumber utama masukan sedimen ke dalam cekungan. Pada

  • sebagian besar sumur, fluvial-deltaik dan sedimen rawa pesisir membentuk

    mayoritas interval Muara Enim, dengan tidak ada bukti untuk setiap penutup

    serpih laut regional luas.

    Pliosen Pleistosen (Formasi Kasai )

    Selama Pliosen, volkanisme utama pada Pegunungan Barisan menandai

    peningkatan lebih lanjut pada komponen volkanoklastik dan regresi lebih lanjut

    yang dihasilkan di kondisi kontinetal sedang didirikan secara keseluruhan pada

    Sumatera Selatan. Sedimen tersebut adalah Tuff, batuserpih kontinental dan

    batuserpih volkaklastik. Sedimentasi telah menjadi tidak merata pada waktu

    Pleistosen, dengan mengangkat cepat dan erosi atas fitur inversi bertepatan dengan

    deposisi lebih lanjut antara lipatan untuk menghasilkan morfologi struktural saat

    ini.

    2.4 Petrolleum System

    Potensi Batuan Dasar Sebelum Tersier

    Potensi batuan dasar yang baik sulit ditentukan karena tingkat kematangan

    yang rendah. Terdapat tiga area yang terbukti memiliki potensi yang baik, dua di

    Sub-Cekungan Jambi (PSC B Jambi Selatan dan bagian utara UEP II Jambi

    Barat) dan satu di selatan Sub Cekungan Palembang (area Beringan). Faktor yang

    mempengaruhi potensi dari batuan dasar adalah keefektifan reservoir, perubahan

    gas oleh kandungan karbon dioksida dan batuan penutup.

    Potensi Formasi Talang Akar Bawah

    Formasi Talang Akar Bawah adalah lokasi utama untuk terdapatnya

    minyak di utara dan berupa lajur sepanjang bagian timur dari cekungan, denga

    potensi gas di bagian tengah dari cekungan. Faktor yang mempengaruhi potensi

    tersebut adalah terdapatnya reservoir (batu pasir berkualitas tinggi terkonsentrasi

    di bagian batas timur), migrasi dan waktu terjebaknya, serta sumber.

    Potensi Formasi Batu Raja

    Area yang terbukti memiliki potensi di Formasi Batu Raja terdapat di

    bagian timur dan selatan dari cekungan. Faktor yang mempengaruhi potensi

  • tersebut yaitu terdapatnya reservoir (karbonat dengan dengan porositas tinggi

    terkonsentrasi di timur dan selatan dari cekungan dengan suplai sedimen yang

    tinggi dari utara dan kurangnya pertumbuhan porositas sekunder di bagian barat)

    dan batuan penutup (yang tidak sempurna pada bagian timur dari cekungan, pada

    batas batuan penutup Formasi Gumai)

    Potensi Formasi Gumai

    Potensi formasi gumai terletak di bagian utara dan selatan dari cekungan.

    Faktor yang mempengaruhi potensi dari formasi adalah terdapatnya reservoir

    (reservoir batu pasir dengan porositas tinggi terkonsentrasi di timur laut didalam

    lingkungan laut dangkal dengan energi tinggi dan dekat dengan sumber sedimen

    dari Lempeng Sunda) dan batuan penutup (mengontrol batas potensi bagian timur)

    Potensi Formasi Air Benakat

    Potensi formasi air benakat terdapat di bagian lajur tengah dari cekungan.

    Faktor yang mempengaruhi potensi adalah batuan penutup, dengan sumber,

    migrasi dan terdapatnya reservoir semuanya dengan resiko rendah sepanjang jalur

    migrasi. Batuan petutup intraformasional terdapat dibagian paling bawah dari

    formasi air benakat diatas bagian tengah dari cekungan tetapi banyak kehilangan

    suksesi.

  • Gambar 1. Skema kronostragirafi Cekungan Sumatera Selatan

  • Gambar 2. Kunci elemen Strkural CSS

  • Gambar 3. Pre-Tersier dan Tersier Awal kondisi batuan dasar Sumatera Selatan

  • Gambar 4. Interpretasi paleogeografi Miosen Awal

  • Gambar 5. Paleogeografi Miosen Awal (Formasi Batu Raja)

  • Gambar 6. Interpretasi paleogeorafi pada transgresi maksimum dalam awal Miosen (Setara

    Formasi Batu Raja) dan Miosen Tengah (Formasi Gumai) da ekstensi penutup

    regional efektif

  • BAB 3

    METODOLOGI

    3.1 Data Lapangan dan Perangkat Lunak

    Data-data yang diperlukan dalam penelitian ini adalah data seismik, data

    log sumur dan data informasi geologi. Data seismik yang digunakan adalah data

    seismik 3D dalam bentuk CDP gather dan data log sumur yang dibutuhkan adalah

    semua data log sumur seperti log Gamma Ray (GR), log densitas (RhoB), log

    resistivitas (Laterolog atau Induction), log sonic (DT) dan lainnya. Informasi

    geologi diperlukan untuk mengetahui karakter reservoarnya. Perangkat lunak

    yang digunakan yaitu Hampson Russell yang akan digunakan untuk pembuatan

    sintetik seismogram, ekstraksi wavelet, dan proses inversi seismik.

    Dari data-data yang ada dan dengan menggunakan perangkat lunak

    tersebut diatas, maka kemudian dilakukan analisis mengenai parameter-parameter

    petrofisik yang ada dalam data log sumur dan dilakukan crossplottingdengan

    atribut seismiknya.

    Analisis ini disebut juga sebagai analisis sensitivitas, untuk melihat

    korelasi antara data sumur dengan data seismiknya. Kemudian setelah itu baru

    dilakukan langkah-langkah pemodelan sehingga didapatkan karakter reservoar

    ditempat yang diamati

    Yang pertama dilakukan untuk melakukan penelitian ini adalah loading

    datadata yang ada ke dalam workstation dengan menggunakan perangkat lunak

    Hampson Russell. Data-data tersebut adalah :

    1) Data Seismik

    Data seismik yang digunakan adalah data seismik 3D dalam format penampang

    sgy. Data seismik ini nantinya akan diekstrak atribut-atributnya seperti

    ekstraksi wavelet, intercept, gradient dan scaled poissons ratio dan lain-lain.

    Range seismik 3D yang digunakan disajikan dalam informasi header berikut :

  • SEGY FILE MP2014_3D_HRSOrig

    Name : MP2014_3D Realized 1 Type: 3D

    seismic

    First inline : 1000 Last inline: 2693

    First xline : 5000 Last xline: 5908

    X min : 309823.17 max: 338828.49 delta:

    29005.32

    Y min : 9855689.21 max: 9893812.96 delta:

    38123.74

    Time min : -3002.00 max: 2.00 delta: 3004.00

    Trace min : -3000.00 max: 0.00 delta: 3000.00

    Seismic min : -10.58 max: 10.88 delta: 21.45

    Amplitude min: -10.58 max : 10.88 delta: 21.45

    Trace sample format : IBM floating point

    Coordinate scale factor : 1.00000

    Sample interval : bytes 17-18

    Number of samples per trace : bytes 21-22

    Trace date format : bytes 25-26

    Trace header locations:

    Inline number : bytes 5-8

    Xline number : bytes 21-24

    Coordinate scale factor : bytes 71-72

    X coordinate : bytes 73-76

    Y coordinate : bytes 77-80

    Trace start time/depth : bytes 109-110

    Number of samples per trace : bytes 115-116

    Sample interval : bytes 117-118

  • 2) Data Sumur Pemboran

    Data sumur yang digunakan adalah Sumur MP-A, MP-B dan MP-C, dengan

    informasi yang disajikan dalam tabel berikut :

    Well Well Type X (m) Y (m) KB

    (ft)

    TD

    (MDft)

    Well

    Marker

    TVDSS

    (ft)

    MD

    (ft)

    MP-

    A Vertical 331991 9870086 53 6520

    U-1 5529 5582

    U-2 5551 5604

    M-1 5614 5667

    M-2 5677 5730

    M-3 5753 5806

    M-4 5779 5832

    L-1 5815 5868

    L-2 5854 5907

    L-3 5876 5929

    L-4 5939 5992

    S-1 6037 6090

    S-2 6297 6350

    MP-B Vertical 332073 9869485 46 6375

    U-1 5549 5595

    U-2 5572 5618

    M-1 5629 5675

    M-2 5712 5758

    M-3 5776 5823

    M-4 5806 5852

    L-1 5846 5892

    L-2 5869 5915

    L-3 5894 5940

    L-4 5981 6027

    S-1 6040 6087

    MP-

    C Directional 331847 9867882 62 6640

    U-1 5687 5830

    U-2 5716 5861

    M-1 5778 5927

  • M-2 5856 6010

    M-3 5910 6068

    M-4 5956 6117

    L-1 5993 6156

    L-2 6023 6188

    L-3 6050 6217

    L-4 6148 6321

    S-1 6226 6405

    Dengan data aviability sebagai berikut :

    Well Mud

    log

    Comp.

    Log Checkshot

    Well

    Info Wireline Petrofisika

    Survei

    Deviasi

    Well

    Data

    Base

    HRS

    Well

    Data

    Base

    Petrel

    Project

    Data

    HRS

    SGY

    Seismic

    Data

    Data

    Literatur

    MP-A V V V V V V - V V V V V

    MP-B V V V V V V - V V V V V

    MP-C V V V V V V V V V V V V

    Kemudian data curve tiap well tersajikan dalam tabel berikut :

    Log (Amp.Units) Well

    MP-A MP-B MP-C

    BHC (.uS/ft) - V V

    CGR (.api) V V V

    CLD (.inch) - V -

    CLI (.inch) V - V

    CNL (.LimestonePorosity) V V V

    DRH (.gm/cc) V V -

    GRI (.api) V V V

    GRN (.api) V V V

    GRST (.api) - V -

    HRL1 (.ohm-M) - V -

  • HRL2 (.ohm-M) - V -

    HRL3 (.ohm-M) - V -

    HRL4 (.ohm-M) - V -

    HRL5 (.ohm-M) - - -

    LDL (.gm/cc) V V V

    LLD (.ohm-M) V - V

    LLS (.ohm-M) V - V

    LSS (.uS/ft) V - -

    MSF (.ohm-M) V - V

    PEF (.c.u.) V V V

    POT (.%) V V V

    RT (.ohm-M) V V V

    RXO (.ohm-M) - V -

    SP (.mV) V V V

    THO (.ppm) V V V

    TNS (.lbs) - - V

    URA (.ppm) V V V

    C1 (.ppm) V V -

    C2 (.ppm) V V -

    C5 (.ppm) V - -

    IC4 (.ppm) V - -

    MTI (.DegreesF) V - -

    MTO (.DegreesF) V - -

    MW (.lb/gal) V - -

    MWO (.lb/gal) V - -

    NC4 (.ppm) V - -

    ROP (.ft/hr) V - -

  • RPM V - -

    TG (.units) V - -

    WOB (.Klbs) V - -

    DHC (.gm/cc3) V V V

    DMX (.gm/cc3) V V V

    KWYR (.mD) V - V

    KPOR (.mD) V V -

    NPY - V -

    POR (.fractional) V V V

    SEC (.fractional) V V V

    SW (.fractional) V V V

    SXO (.fractional) V V V

    VSH (.fractional) V V V

    3.2 Alur Kerja

    Pada alur kerja penelitian ini, digunakan perencanaan investasi terlebih

    dahulu kemudian dilakukan pengolahan data lapangan dengan asumsi yang

    dipakai dalam memodelkan reservoarnya berupa prospeksi material di daerah

    proyek kerja. Masing-masing parameter dalam model ini sebenarnya mempunyai

    distribusi probabilitas yang menjelaskan mengenai nilai ketidakpastian dari

    parameter-parameter tersebut. Shales dideskripsikan oleh parameter-parameter

    utama berupa Vp, Vs dan Densitas. Sedangkan batupasir dideskripsikan oleh

    beberapa parameter-parameter petrofisik seperti modulus dan densitas fluida

    (brine, oil dan gas), modulus dan densitas matrix, porositas, volume shale, saturasi

    air dan ketebalan. Pada penelitian ini akan lebih memfokuskan kepada nilai

    intercept dan gradien yang menunjukkan material prospek di dalam reservoarnya.

    Setelah itu dilaukan analisis pendapatan dengan asumsi perencanaan

    investasi awal secara implisit lalu dapat dihasilkan perencanaan kuantitif denga

  • proyeksi arus kas, Net Percent Value, Internal Rate of Return serta Profitability

    Index yang akan digunakan dalam pengambilan keputusan investasi.

    3.3 Time Line

    Plot

    Manajemen

    Periode (dalam minggu)

    1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 -

    Rencana

    Investasi

    Pengolahan

    Data HRS

    Perencanaan

    Investasi

    Pengolahan Data

    - HRS

    - Petrel

    Proses Kuantitatif

    - Proyeksi Arus Kas

    - NPV

    - IRR

    - PI

    Keputusan

    Investasi

  • Pengolahan

    Data Petrel

    Proyeksi

    Arus Kas

    NPV

    IRR

    PI

    Keputusan

    Investasi

    Final

    Mulai

    Pengerjaan

    Proyek

    3.4 Cost Planning

    Pekerjaan proyek oleh Al-Gafar Inc. ditentukan dari perkiraan kebutuhan

    dana investasi awal sampai dengan proyek itu selesai 10 tahun kemudian. Nilai

    investasi yang dilakukan atas proyek Al-Gafar Inc. ini adalah 100% equity,

    antara lain:

    1) Biaya Pembangunan dan Pengerjaan

    (Exploration/Development/Workover Cost)

    Biaya ini dikeluarkan untuk operasi pengeboran minyak dan gas bumi,

    misalnya untuk pembelian atau penyewaan alat-alat berat untuk

    pengeboran dan alat pendukungnya, juga untuk pemeliharaan dari alat-alat itu

    selama proyek berlangsung. Dalam pengembangan wilayah kerja

    cekunganSumatera Selatan, proyeksi kebutuhan dana investasi AP adalah

    AS$ 3.023.837. Sebagai awal dari kegiatan eksplorasi, Al-Gafar sudah

    mengeluarkan dana sebesar AS$ 102.000 untuk akuisisi data seismik yang

  • merupakan hasil joint study antara pihak pre-project, beberapa perusahaan

    minyak dan gas, dan universitas. Kemudian berdasarkan perkiraan

    kandungan hasil dari survey seismik tadi, untuk melakukan liftingatas seluruh

    cadangan 11 TCF, diperlukan kurang lebih 78 sumur baik untuk eksplorasi

    maupun untuk infill dengan nilai total AS$ 2.075.926.000 selama periode

    kontrak. Sumur infill tadi diperlukan untuk Nilai Investasi Wilayah Kerja

    proyek mengantisipasi penurunan cadangan gas dari wilayah kerja

    cekungan Sumatera Selatan. Namun untuk project ini akan digunakan hanya

    pada eksplorasi 3 sumur yaitu sumur MP-A, MP-B dan MP-C sehingga biaya

    workoveruntuk ke-3 sumur itu diproyeksikan akan menghabiskan menjadi

    AS$691.975.000

    Sementara untuk pembangunan dan pemeliharaan fasilitas produksi

    akan menyerap dana sebesar AS$ 473.894.000. Sebenarnya biaya fasilitas

    ini tidak seluruhnya diserap untuk wilayah kerja Al-Gafar Inc. saja. Karena AP

    akan mengoptimalkan fasilitas di TGH untuk produksi gas dari Al-Gafar Inc.,

    hampir 60% dari biaya fasilitas itu akan digunakan untuk menambah

    pembangunan dan pemeliharaan fasilitas di terminal TGH yang

    didedikasikan untuk pengilangan gas hasil dari wilayah kerja Al-Gafar Inc.

    Pengeluaran Modal :

    (Dalam ribuan AS$)

    Akuisisi Data 102

    Pengeboran Eksplorasi 490.767

    Pengeboran Infill 1.585.159

    Workovers 473.915

    Fasilitas 371.052

    Fasilitas Sumur Infill 95.044

    Fasilitas Lain 7.798

  • Total Pengeluaran Modal 3.023.837

    2) Biaya Operasional (Operating Expenses)

    Yang termasuk ke dalam biaya ini adalah biaya atas kegiatan

    operasional proyek Al-Gafar Inc., seperti biaya pemeliharaan sumur gas,

    pemeliharaan jalur pipa, dan biaya produksi gas selama proyek berlangsung.

    Kemudian terdapat biaya Umum dan Administrasi (General & Administration

    Expenses). Biaya ini dikeluarkan untuk hal-hal umum dan administratif yang

    terjadi baik di kantor pusat maupun di wilayah kerja Al-Gafar Inc. selama

    proyek berlangsung. Biaya operasi sebesar AS$ 1.052.440 paling banyak

    diserap oleh bagian teknik untuk mendukung aktivitas pengeboran dan produksi

    sebanyak AS$ 714.398. Pengapalan, pekerjaan subsurface, dan fungsi-

    fungsi administratif lain akan menyerap dana sebesar AS$ 338.041.

    Dalam hal upah tenaga kerja, terutama untuk pekerjaan yang

    berhubungan dengan fasilitas-fasilitas produksi, akan terjadi tumpang

    tindih pembiayaan dengan proyek TGH karena fasilitas TGH sudah

    memiliki plan of development sendiri. Untuk menghindari hal yang

    demikian, AP mengaplikasikan time allocation pada pekerja-pekerjanya yang

    melakukan pekerjaan multi proyek.

    Biaya Operasional :

    (dalam ribuan AS$)

    Drilling & Completion 182.684

    Engineering & Construction 246.564

    Operations 285.150

    Land & Logistic 141.329

    Subsurface 63.757

    Safety & Organization Risk 31.816

  • Finance, Legal, Human Resources 58.142

    Information Technology Infrastructure 35.995

    Special Items 7.003

    Total Beban Operasional 1.052.440

    3.5 Term and Condition

    Secara umum prinsip-prinsip rules of contract antara field owner dengan

    perusahaan atas wilayah kerja adalah sebagai berikut :

    1. Field owner bertanggung jawab atas manajemen operasi.

    2. Field owner menyediakan seluruh dana dan teknologi yang dibutuhkan

    dalam operasi.

    3. Field owner menanggung biaya dan resiko operasional dan finansial.

    4. Field owner akan memperoleh cost recovery setelah produksi komersial.

    5. Hasil produksisetelah dikurangi biaya operasidibagi antara negara dan

    kontraktor. Untuk hasil produksi minyak, pembagian umumnya

    55% untuk field owner dan 45% untuk kontraktor. Untuk hasil

    produksi gas pembagiannya adalah 65% untuk field owner dan 35% untuk

    kontraktor.

    6. Jangka waktu kontrak ini adalah 30 tahun.

    7. Kontrak akan berakhir secara otomatis dalam hal apabila tidak dapat

    menemukan cadangan minyak dan gas bumi dalam jumlah komersial

    dalam kurun waktu selama-lamanya 10 tahun terhitung sejak

    kontrak berlaku secara efektif.

    8. Seluruh barang operasi atau peralatan yang dibeli menjadi milik field

    owner setelah waktu kontrak berakhir.

    9. Fields owner wajib membayar pajak penghasilan secara langsung

    kepada pemerintah Indonesia. Ketentuan pajak yang berlaku adalah hukum

    pajak Indonesia yang berlaku dengan memperhatikan Persetujuan

    Penghindaran Pajak Berganda antara Republik Indonesia sesuai dengan

  • kebijakan field owner kepada negara sepenuhnya. Atas Pajak Pertambahan

    Nilai (PPN), field owner akan menyetor sendiri PPN atas semua jasa dan

    barang yang dipakai dalam operasi namun pada akhir tahun seluruhnya

    akan direstitusi. Karena PPN kepada kontraktor tidak dipungut lagi karena

    komponen PPN sudah termasuk dalam bagian bagi hasil yang diterima

    negara.

    10. Kontrak berlaku efektif setelah adanya persetujuan dari Field owner

    dan tembusan pihak sebelumnya, tanpa harus mendapatkan persetujuan

    lebih lanjut dari DPR.

    Dalam sebuah kontrak yang dibuat, perusahaan wajib untuk memulai

    aktivitasnya yang telah disusun dalam Plan of Development dalam waktu

    sedikitnya 6 bulan dari tanggal dimulainya kontrak selama tiga tahun pertama

    periode eksplorasi. Dalam ilustrasi perhitungan kontrak Al-Gafar Inc. akan

    digunakan dasar perhitungan model standar dengan istilah komersial yang berlaku

    antara lain:

    1. Porsi bagi hasil field owner dengan perusahaan adalah 55% dan 45%.

    2. First tranche of petroleum adalah 20% per tahun.

    3. Cost recovery adalah maksimal 33% dari beban operasional yang

    menghasilkan (successful effort).

    4. Tidak ada investment credit untuk lapangan gas.

    5. Domestic Market Obligation sebesar 25% dari hasil produksi sebelum

    pajak.

    6. Tarif pajak penghasilan adalah 48%.

  • BAB 4

    PENUTUP

    Demikian proposal penelitian ini kami susun sesuai kerangak acuan

    pelaksanaan penelitian. Semoga terjadi hubungan yang baik dan menjadi kegiatan

    penelitian ini sukses. Atas kerjasamanya kami ucapkan terimakasih.

    Malang, 6 April 2014

    Penyusun

  • DAFTAR PUSTAKA

    Adi, G. P. (2012). APLIKASI INVERSI SEISMIK DAN MULTIATRIBUT SEISMIK

    UNTUK MENENTUKAN DISTRIBUSI RESERVOIR PASIR TIPIS. Malang.

    Ginger, D. (2005). THE PETROLEUM SYSTEMS AND FUTURE POTENTIAL OF

    THE SOUTH SUMATRA BASIN. IPA.