PERENCANAAN PENAMBAHAN DAN FORECASTING SUMUR INFILL
PADA LAPANGAN “HRD” METODE DECLINE CURVE ANALYSIS
MENGGUNAKAN OILFIELD MANAGER SOFTWARE
SKRIPSI
OLEH:
CLAUDIA DIAH UNTARI HARDI
113170052
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA
2021
PERENCANAAN PENAMBAHAN DAN FORECASTING SUMUR INFILL
PADA LAPANGAN “HRD” METODE DECLINE CURVE ANALYSIS
MENGGUNAKAN OILFIELD MANAGER SOFTWARE
SKRIPSI
Diajukan Sebagai Salah Satu Syarat
Meraih Gelar Sarjana Teknik di Jurusan Teknik Perminyakan
Fakultas Teknologi Mineral
Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta
OLEH:
CLAUDIA DIAH UNTARI HARDI
113170052
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA
2021
i
PERENCANAAN PENAMBAHAN DAN FORECASTING SUMUR INFILL
PADA LAPANGAN “HRD” METODE DECLINE CURVE ANALYSIS
MENGGUNAKAN OILFIELD MANAGER SOFTWARE
SKRIPSI
OLEH:
CLAUDIA DIAH UNTARI HARDI
113170052
Disetujui untuk Jurusan Teknik Perminyakan,
Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Pembangunan Nasional “Veteran”
Yogyakarta,
Oleh Dosen Pembimbing:
Pembimbing I
Pembimbing II
Hariyadi, ST., MT
NIP. 2 7211 97 0158 1
Mia Ferian Helmy, ST., MT
NIP. 19831020 2019032012
ii
PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH
Saya yang bertandatangan di bawah ini menyatakan bahwa judul dan
keseluruhan isi skripsi ini yang berjudul “PERENCANAAN PENAMBAHAN
DAN FORECASTING SUMUR INFILL PADA LAPANGAN “HRD”
METODE DECLINE CURVE ANALYSIS MENGGUNAKAN OILFIELD
MANAGER SOFTWARE” adalah asli karya ilmiah saya, dan saya menyatakan
bahwa dalam rangka menyusun, berkonsultasi dengan dosen pembimbing hingga
menyelesaikan skripsi ini tidak pernah melakukan penjiplakan (plagiasi) terhadap
karya orang atau pihak lain baik karya lisan maupun tulisan, baik sengaja maupun
tidak disengaja.
Saya menyatakan bahwa apabila dikemudian hari terbukti bahwa skripsi
saya ini mengandung unsur penjiplakan (plagiasi) dari karya orang atau pihak lain,
maka sepenuhnya menjadi tanggung jawab saya, di luar tanggung jawab Dosen
Pembimbing saya. Oleh karenanya saya sanggup bertanggung jawab secara hukum
dan bersedia dibatalkan/dicabut gelar kesarjanaan saya oleh otoritas/Rektor
Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta.
Demikian pernyataan ini saya buat. Terima kasih
Yogyakarta, September 2021
Yang menyatakan
Claudia Diah Untari Hardi
No.Telepon/HP
: +6282116161734
Alamat email
: clawdiahardi@gmail.com
Nama dan Alamat Orang Tua
: Yusak Kuntardi
Kaliwesi RT 01 RW 03, Ngareanak, Kec.
Singorojo, Kab. Kendal, Jawa Tengah
iii
HALAMAN PERSEMBAHAN
Saya persembahkan skripsi ini khusus untuk :
Tuhan Yesus Kristus yang senantiasa membimbing, memberikan berkat serta
rahmat-Nya, kesehatan dan kekuatan sehingga saya dapat menyelesaikan skripsi
ini.
Orang tua, adik – adik, dan seluruh keluarga besar saya yang selalu memberikan
dorongan, semangat dan doa yang tidak henti-hentinya.
Dosen pembimbing, pembimbing lapangan dan semua pihak yang membantu
dalam pengerjaan skripsi saya ini.
Teman – teman seperjuangan (brogly, gacuma buat Netflix, foto, hypermart, mpc
line), Mark Lee dan 22NCT, Bang Ferdi, Mas Eko, dan seluruh angkatan 2017
(Petronius) yang selalu memberikan bantuan.
iv
KATA PENGANTAR
Puji dan syukur kehadirat Tuhan YME atas segala berkat rahmat-Nya
sehingga penulis mampu menyelesaikan skripsi ini. Penulis mengucapkan terima
kasih kepada semua pihak yang telah memberikan dukungan baik secara moral
maupun material, sehingga penyusunan skripsi ini dapat selesai dengan baik.
1. Dr. Mohammad Irhas Effendi., M.S. selaku Rektor UPN “Veteran”
Yogyakarta.
2. Dr. Ir. Sutarto, MT. selaku Dekan Fakultas Teknologi Mineral UPN
“Veteran” Yogyakarta.
3. Dr. Boni Swadesi, S.T., M.T., selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan
UPN “Veteran” Yogyakarta
4. Hariyadi, S.T., M.T., selaku Koordinator Program Studi Program Sarjana
Teknik Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta dan selaku Dosen
Pembimbing I.
5. M. Th. Kristiati EA, S.T., M.T. selaku Sekretaris Jurusan Teknik
Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta.
6. Mia Ferian Helmy, S.T., M.T., selaku Dosen Pembimbing II.
7. Mas Ulda Aryatama Purwita selaku Pembimbing Lapangan Pertamina EP
Asset 4 Field Cepu.
8. Kedua orang tua dan keluarga yang selalu mendukung.
9. Rekan-rekan Angkatan 2017 (Petronius) dan semua teman terdekat saya.
Penulis menyadari bahwa dalam penulisan ini masih terdapat kekurangan
dan belum sempurna, oleh karena itu penulis mengharapkan kritik dan saran yang
sifatnya membangun guna peningkatan kualitas dari skripsi ini di masa yang akan
datang.
Yogyakarta, September 2021
Claudia Diah Untari Hardi
v
RINGKASAN
Berdasarkan data produksi actual yang ada, Lapangan “HRD” memiliki
nilai kumulatif produksi sebesar 0,53 MMSTB dengan recovery factor sebesar
1,8%. Dilihat dari nilai kumulatif produksi dan recovery factor yang kecil, maka
pada Lapangan “HRD” ini diperlukan adanya pengembangan lapangan lebih lanjut.
Skenario pengembangan lapangan yang dipilih untuk meningkatkan perolehan
minyak adalah penambahan sumur infill atau sumur sisipan yang bertujuan untuk
mempercepat pengurasan dan menguras area yang memiliki sisa cadangan sehingga
dapat meningkatkan perolehan minyak.
Pada penelitian ini dilakukan analisa dengan metode decline curve yang
dibantu oilfield manager Software (OFM). Analisa decline curve digunakan untuk
peramalan produksi dan sisa cadangan dikarenakan telah terjadinya penurunan
produksi pada lapangan ini. Analisa pengembangan lapangan dilakukan pada peta
remaining moveable dan besarnya radius pengurasan sumur existing pada setiap
lapisan berproduksi sehingga direkomendasikan untuk Lapisan G akan
ditambahkan 4 sumur Infill, pada Lapisan K1 ditambahkan 8 sumur Infill, dan pada
Lapisan L5 akan ditambahkan 2 sumur Infill. Dilakukan pula penentuan laju
produksi awal berdasarkan korelasi data produksi dan nilai kh.
Berdasarkan data produksi harian yang diolah dan selanjutnya dilakukan
analisa dengan decline curve untuk menentukan trend decline dan decline rate
masing-masing lapisan sehingga didapatkan decline rate sebesar 17% pada Lapisan
G, 19% pada Lapisan K1, dan 29% pada Lapisan L5. Dilakukan forecast untuk
basecase sampai tahun 2035 dengan economic limit 20 bopd/sumur. Pada Lapisan
G didapatkan EUR sebesar 401,94 Mbbl dengan RF 14,6%, Lapisan K1 didapatkan
EUR 706,38 Mbbl dengan RF 2,1%, dan pada Lapisan L5 didapatkan EUR 275,62
Mbbl dengan RF 35,8%. Selanjutnya, dilakukan forecasting pada skenario
penambahan sumur Infill sehingga didapatkan hasil pada Lapisan G menghasilkan
EUR sebesar 690,47 Mbbl dengan RF 25%. Sedangkan pada Lapisan K1
menghasilkan EUR sebesar 1764,62 Mbbl dengan RF 5,2% serta Lapisan L5
mendapatkan EUR sebesar 287,35 Mbbl dengan RF 37,3%. Terjadinya kenaikan
nilai RF pada tiap lapisan berproduksi mengindikasikan bahwa skenario
penambahan sumur Infill yang direkomendasikan berhasil meningkatkan produksi
pada lapisan – lapisan yang berproduksi.
vi
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL .............................................................................................. i
HALAMAN PENGESAHAN ............................................................................... ii
PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH.............................................. iii
HALAMAN PERSEMBAHAN .......................................................................... iv
KATA PENGANTAR ........................................................................................... v
RINGKASAN ....................................................................................................... vi
DAFTAR ISI ........................................................................................................ vii
DAFTAR GAMBAR ............................................................................................. x
DAFTAR TABEL .............................................................................................. xiii
DAFTAR LAMPIRAN ....................................................................................... xv
BAB I PENDAHULUAN .................................................................................... 1
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN ......................................................... 6
2.1. Tinjauan Geografis Lapangan “HRD” ............................................ 6
2.2. Tinjauan Geologi Lapangan “HRD” ................................................ 6
2.2.1. Stratigrafi Lapangan “HRD” .....................................................7
2.2.2. Geologi Struktur Lapangan “HRD” ........................................11
2.2.3. Petroleum System Cekungan Jawa Timur Utara .....................12
2.2.3.1. Batuan Induk (Source Rock) ................................... 14
2.2.3.2. Batuan Reservoir (Reservoir Rock) ........................ 15
2.2.3.3. Batuan Penutup (Seal Rock) ................................... 19
2.2.3.4. Ekspulsi dan Migrasi .............................................. 19
2.2.3.5. Perangkap (Trap) .................................................... 20
2.3. Karakteristik Reservoir Lapangan “HRD”................................... 21
2.3.1. Karakteristik Batuan ................................................................22
2.3.2. Sifat Fisik Fluida .....................................................................22
2.4. Sejarah Produksi Lapangan “HRD” .............................................. 23
BAB III DASAR TEORI ................................................................................... 25
3.1. Sifat Fisik Reservoir ......................................................................... 25
vii
3.1.1. Sifat Fisik Batuan Reservoir ...................................................25
3.1.1.1. Porositas .................................................................. 25
3.1.1.2. Permeabilitas........................................................... 26
3.1.1.3. Saturasi Fluida ........................................................ 28
3.1.2. Sifat Fisik Fluida Reservoir.....................................................29
3.1.2.1. Faktor Volume Formasi Minyak ............................ 29
3.1.2.2. Kelarutan Gas dalam Minyak ................................. 31
3.1.2.3. Viskositas ................................................................ 32
3.2. Decline Curve Analysis ..................................................................... 33
3.2.1. Metode Decline Curve Analysis ..............................................33
3.2.2. Jenis Decline Curve .................................................................36
3.2.2.1. Exponential Decline Curve ..................................... 38
3.2.2.2. Hyperbolic Decline Curve ...................................... 39
3.2.2.3. Harmonic Decline Curve ........................................ 39
3.2.3. Penentuan Tipe Decline Curve ................................................39
3.2.3.1. Metode Loss - Ratio................................................ 40
3.2.3.2. Metode Trial Error and X2 Chisquare-Test ........... 40
3.2.4. Kumulatif Produksi (Np) .........................................................42
3.2.5. Estimated Ultimate Recovery (EUR) .......................................42
3.2.6. Recovery Factor ......................................................................42
3.3. Perencanaan Pengembangan Lapangan ........................................ 43
3.3.1. Perencanaan Titik Serap ..........................................................44
3.3.1.1. Hydrocarbon Pore Volume (HCPV) ...................... 45
3.3.1.2. Original Oil In Place (OOIP) ................................. 45
3.3.1.3. Moveable Oil .......................................................... 46
3.3.1.4. Remaining Moveable .............................................. 46
3.3.1.5. Oil Producing Potential .......................................... 47
3.3.1.6. Penentuan Radius Pengurasan Sumur .................... 47
3.3.2. Penentuan Laju Alir Awal Sumur Infill (Qi) ...........................48
3.4. Pengenalan Oilfield Manager Software ........................................... 49
3.4.1. Langkah Awal Menggunakan Oilfield Manager Software .....51
BAB IV ANALISA DATA PERENCANAAN PENAMBAHAN DAN
FORECASTING SUMUR INFILL LAPANGAN “HRD” ............................... 52
viii
4.1. Pengolahan Data Lapangan pada Microsoft Excel ....................... 52
4.2. Pembuatan Database pada Microsoft Access ................................. 52
4.3. Input Database Menuju Oilfield Manager Software ...................... 55
4.4. Peta Persebaran Reservoir Properties ............................................. 55
4.4.1 Peta Persebaran Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan G ..55
4.4.2 Peta Persebaran Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan K1 58
4.4.3 Peta Persebaran Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan L5.61
4.5. Persebaran Cadangan Lapangan “HRD” ..................................... 64
4.5.1 Persebaran Hydrocarbon Pore Volume (HCPV) ....................64
4.5.2 Persebaran Original Oil In Place (OOIP) ...............................66
4.5.3 Persebaran Moveable Oil ........................................................68
4.6
Perhitungan Recovery Factor SCAL (RFscal) ............................... 70
4.7
Estimasi Sisa Cadangan Lapangan “HRD” .................................. 70
4.7.1 Persebaran Remaining Moveable ............................................70
4.7.2 Persebaran Oil Producing Potential ........................................72
4.8
Perencanaan Pengembangan Lapangan ........................................ 73
4.8.1 Penentuan Titik Infill untuk Pengembangan Lapangan ..........73
4.8.2 Prediksi Laju Produksi Awal Sumur Infill (Qi) ......................78
4.8.3 Analisa Decline Curve Lapisan Berproduksi ..........................80
4.8.3.1 Penentuan Periode (Trend) Produksi Analisa Decline
Curve 80
4.8.3.2 Penentuan Nilai Eksponen Decline (b), Decline rate
(Di), dan Tipe Kurva Decline Metode Trial Error and X2Chisquare Test ........................................................................ 81
4.8.4 Forecasting dengan Metode Decline Curve Analysis .............92
4.8.4.1 Skenario Basecase ................................................... 92
4.8.4.2 Skenario Penambahan Sumur Infill ......................... 94
BAB V PEMBAHASAN .................................................................................... 99
BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN ........................................................... 106
DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................ 108
LAMPIRAN
ix
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 1.1. Flowchart Metodologi Penelitian ...................................................... 4
Gambar 2. 1 Letak Lapangan "HRD" ..................................................................... 6
Gambar 2. 2 Kolom Stratigrafi Daerah Cepu dan Sekitarnya ............................... 10
Gambar 2. 3 Petroleum System Chart Cekungan Jawa Timur Utara.................... 13
Gambar 2. 4 Habitat Hidrokarbon Cekungan Jawa Timur ................................... 14
Gambar 2. 5 Grafik Sejarah Produksi Lapangan “HRD” ..................................... 24
Gambar 3.1. Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas ............................... 27
Gambar 3.2. Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air ............ 28
Gambar 3.3. Perbandingan Antara Faktor Volume Formasi Minyak dengan Flash
Liberation dan Differential Liberation ......................................................... 31
Gambar 3.4. Hubungan Faktor Volume Formasi Minyak dengan Tekanan ......... 31
Gambar 3.5. Kelarutan Gas dalam Minyak sebagai Fungsi Tekanan ................... 32
Gambar 3.6. Hubungan Viskositas Minyak dengan Tekanan Reservoir .............. 32
Gambar 3.7. Grafik q vs t pada Decline Curve ..................................................... 34
Gambar 3 8. Grafik q vs Np pada Decline Curve ................................................. 34
Gambar 3.9. Tipe Dasar Decline Curve ................................................................ 36
Gambar 3.10. Interface Oilfield Manager ver. 2009 ............................................ 51
Gambar 4. 1 Contoh Tabel Data Harian Produksi pada Database Microsoft
Access ............................................................................................................ 53
Gambar 4. 2 Contoh Tabel Data Parameter Reservoir pada Database Microsoft
Access ............................................................................................................ 53
Gambar 4. 3 Contoh Tabel Data Lokasi Titik Sub Surface pada Database
Microsoft Access ........................................................................................... 54
Gambar 4. 4 Contoh Tabel Sort Category pada Database Microsoft Access ...... 54
Gambar 4. 5 Hasil Input Database Pada Oilfield Manager Software.................. 55
Gambar 4. 6 Peta Persebaran Porositas pada Lapisan G pada Oilfield Manager
Software ........................................................................................................ 56
Gambar 4. 7 Peta Persebaran Permeabilitas pada Lapisan G pada Oilfield
Manager Software ......................................................................................... 56
x
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 4. 8 Peta Persebaran Saturasi Air pada Lapisan G pada Oilfield Manager
Software ........................................................................................................ 57
Gambar 4. 9 Peta Persebaran Residual Oil Saturation pada Lapisan G pada
Oilfield Manager Software ............................................................................ 57
Gambar 4. 10 Peta Persebaran Ketebalan Net Pay pada Lapisan G pada Oilfield
Manager Software ......................................................................................... 58
Gambar 4. 11 Peta Persebaran Porositas pada Lapisan K1 pada Oilfield Manager
Software ........................................................................................................ 59
Gambar 4. 12 Peta Persebaran Permeabilitas pada Lapisan K1 pada Oilfield
Manager Software ......................................................................................... 59
Gambar 4. 13 Peta Persebaran Saturasi Air pada Lapisan K1 pada Oilfield
Manager Software ......................................................................................... 60
Gambar 4. 14 Peta Persebaran Residual Oil Saturation pada Lapisan K1 pada
Oilfield Manager Software ............................................................................ 60
Gambar 4. 15 Peta Persebaran Ketebalan Net Pay pada Lapisan K1 pada Oilfield
Manager Software ......................................................................................... 61
Gambar 4. 16 Peta Persebaran Porositas pada Lapisan L5 pada Oilfield Manager
Software ........................................................................................................ 62
Gambar 4. 17 Peta Persebaran Permeabilitas pada Lapisan L5 pada Oilfield
Manager Software ......................................................................................... 62
Gambar 4. 18 Peta Persebaran Saturasi Air Lapisan L5 pada Software Oilfield
Manager ........................................................................................................ 63
Gambar 4. 19 Peta Persebaran Residual Oil Saturation Lapisan L5 pada Software
Oilfield Manager ........................................................................................... 63
Gambar 4. 20 Peta Persebaran Ketebalan Net Pay Lapisan L5 pada Software
Oilfield Manager ........................................................................................... 64
Gambar 4. 21 Peta Persebaran Hydrocarbon Pore Volume Lapisan G ............... 65
Gambar 4. 22 Peta Persebaran Hydrocarbon Pore Volume Lapisan K1 ............. 65
Gambar 4. 23 Peta Persebaran Hydrocarbon Pore Volume Lapisan L5 .............. 66
Gambar 4. 24 Peta Persebaran Original Oil In Place Lapisan G ........................ 67
Gambar 4. 25 Peta Persebaran Original Oil In Place Lapisan K1 ...................... 67
Gambar 4. 26 Peta Persebaran Original Oil In Place Lapisan L5 ....................... 68
Gambar 4. 27 Peta Persebaran Moveable Oil Lapisan G ..................................... 69
Gambar 4. 28 Peta Persebaran Moveable Oil Lapisan K1 ................................... 69
Gambar 4. 29 Peta Persebaran Moveable Oil Lapisan L5 ................................... 70
Gambar 4. 30 Peta Persebaran Remaining Moveable Lapisan G ......................... 71
Gambar 4. 31 Peta Persebaran Remaining Moveable Lapisan K1 ....................... 71
xi
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 4. 32 Peta Persebaran Remaining Moveable Lapisan L5 ....................... 72
Gambar 4. 33 Peta Oil Producing Potential Lapisan G ....................................... 72
Gambar 4. 34 Peta Oil Producing Potential Lapisan K1 ..................................... 73
Gambar 4. 35 Peta Oil Producing Potential Lapisan G ....................................... 73
Gambar 4. 36 Lokasi Titik Infill pada Peta Remaining Moveable Lapisan G ..... 75
Gambar 4. 37 Lokasi Titik Infill pada Peta Oil Producing Potential Lapisan G . 75
Gambar 4. 38 Lokasi Titik Infill pada Peta Remaining Moveable Lapisan K1 ... 76
Gambar 4. 39 Lokasi Titik Infill pada Peta Oil Producing Potential Lapisan K1 77
Gambar 4. 40 Lokasi Titik Infill pada Peta Remaining Moveable Lapisan L5 .... 78
Gambar 4. 41 Lokasi Titik Infill pada Peta Oil Producing Potential Lapisan L5 78
Gambar 4. 42 Trend Peak Production (Qpeak) vs Transmissibility (kh) Lapangan
“HRD” ........................................................................................................... 79
Gambar 4. 43 Periode Penarikan Trend Decline Lapisan G ................................ 80
Gambar 4. 44 Periode Penarikan Trend Decline Lapisan K1 .............................. 81
Gambar 4. 45 Periode Penarikan Trend Decline Lapisan L5............................... 81
Gambar 4. 46 Forecast Decline Curve Analysis Basecase pada Lapisan G ........ 92
Gambar 4. 47 Forecast Decline Curve Analysis Basecase pada Lapisan K1 ...... 93
Gambar 4. 48 Forecast Decline Curve Analysis Basecase pada Lapisan L5 ...... 94
Gambar 4. 49 Forecast Decline Curve Analysis Setelah Penambahan Sumur Infill
Lapisan G ...................................................................................................... 95
Gambar 4. 50 Forecast Decline Curve Analysis Setelah Penambahan Sumur Infill
Lapisan K1 .................................................................................................... 97
Gambar 4. 51 Forecast Decline Curve Analysis Setelah Penambahan Sumur Infill
Lapisan L5 ..................................................................................................... 98
xii
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel II-1. Tabulasi Data PVT Lapangan “HRD” ................................................ 23
Tabel II-2. Ringkasan Sejarah Produksi Lapangan “HRD” .................................. 24
Tabel III- 1 Persamaan-Persamaan Decline Curve ............................................... 38
Tabel IV- 1 Contoh Tabel Pengolahan Data Produksi Harian Sumur CLD-001TW
pada Microsoft Excel .....................................................................................52
Tabel IV- 2 Tabel Data Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan G .................... 55
Tabel IV- 3 Tabel Data Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan K1 .................. 58
Tabel IV- 4 Tabel Data Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan L5 .................. 61
Tabel IV- 5 Tabel Hasil Prediksi HCPV Lapangan “HRD” berdasarkan Software
OFM .............................................................................................................. 64
Tabel IV- 6 Tabel Hasil Perkiraan OOIP Lapangan “HRD” berdasarkan Software
OFM .............................................................................................................. 66
Tabel IV- 7 Tabel Hasil Perkiraan Moveable Oil Lapangan “HRD” dengan
Software OFM ............................................................................................... 68
Tabel IV- 8 Hasil Perhitungan Recovery Factor Berdasarkan Data SCAL .......... 70
Tabel IV- 9 Tabulasi Hasil Perkiraan Remaining Moveable Lapangan “HRD”
pada Software OFM ...................................................................................... 71
Tabel IV- 10 Rekomendasi Titik Infill Lapisan G ................................................ 74
Tabel IV- 11 Tabel Sumur Sekitar Rekomendasi Titik Infill Lapisan G .............. 74
Tabel IV- 12 Rekomendasi Titik Infill Lapisan K1 .............................................. 76
Tabel IV- 13 Tabel Sumur Sekitar Rekomendasi Titik Infill Lapisan K1 ............ 76
Tabel IV- 14 Rekomendasi Titik Infill Lapisan L5............................................... 77
Tabel IV- 15 Tabel Sumur Sekitar Rekomendasi Titik Infill Lapisan L5 ............ 77
Tabel IV- 16 Prediksi Laju Produksi Awal (Qi) Lapangan “HRD” ..................... 79
Tabel IV- 17 Contoh Hasil Perhitungan Nilai Di Metode Trial Error and X2 Chisquare Test Lapisan G................................................................................... 89
Tabel IV- 18 Contoh Hasil Perhitungan X2 untuk Penentuan Tipe Decline Lapisan
G .................................................................................................................... 89
Tabel IV- 19 Contoh Hasil Perhitungan Nilai Di Metode Trial Error and X2 Chisquare Test Lapisan K1 ................................................................................. 90
Tabel IV- 20 Contoh Hasil Perhitungan X2 untuk Penentuan Tipe Decline
Lapisan K1 .................................................................................................... 90
Tabel IV- 21 Contoh Hasil Perhitungan Nilai Di Metode Trial Error and X2 Chisquare Test Lapisan L5 ................................................................................. 91
Tabel IV- 22 Contoh Hasil Perhitungan X2 untuk Penentuan Tipe Decline Lapisan
L5 .................................................................................................................. 91
Tabel IV- 23 Hasil Forecasting pada Basecase Lapisan G .................................. 92
xiii
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel IV- 24 Hasil Forecasting pada Basecase Lapisan K1 ................................ 93
Tabel IV- 25 Hasil Forecasting pada Basecase Lapisan L5 ................................. 94
Tabel IV- 26 Schedule Skenario Pengembangan Lapisan G Lapangan “HRD” ... 95
Tabel IV- 27 Hasil Analisa Decline Curve Setelah Penambahan Sumur Infill
Lapisan G ...................................................................................................... 95
Tabel IV- 28 Perbandingan Recovery Factor Masing-Masing Skenario Lapisan G
....................................................................................................................... 96
Tabel IV- 29 Schedule Skenario Pengembangan Lapangan Lapisan K1 Lapangan
“HRD” ........................................................................................................... 96
Tabel IV- 30 Hasil Analisa Decline Curve Setelah Penambahan Sumur Infill
Lapisan K1 .................................................................................................... 97
Tabel IV- 31 Perbandingan Recovery Factor Masing-Masing Skenario Lapisan
K1 .................................................................................................................. 97
Tabel IV- 32 Schedule Skenario Pengembangan Lapisan L5 Lapangan “HRD” . 98
Tabel IV- 33 Hasil Analisa Decline Curve Setelah Penambahan Sumur Infill
Lapisan L5 ..................................................................................................... 98
Tabel IV- 34 Perbandingan Recovery Factor Masing-Masing Skenario Lapisan L5
....................................................................................................................... 98
xiv
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran A Contoh Pengolahan Data pada Microsoft Excel
Lampiran B Sejarah Laju Produksi Minyak, Air, Gas per Lapisan
Lampiran C Tabulasi Cadangan Hasil Pengolahan Software OFM per Lapisan
Lampiran D Perhitungan Nilai b, Di, dan Tipe Kurva Decline Tiap Lapisan
Lampiran E Penentuan Laju Produksi Awal (Qi)
Lampiran F Langkah Awal Penggunaan Oilfield Manager Software
xv
BAB I
PENDAHULUAN
1.1.
Latar Belakang
Lapangan “HRD” merupakan Lapangan yang berada di Cekungan Jawa
Timur Utara, Lapangan “HRD” terdiri dari tiga lapisan berproduksi yaitu Lapisan
G, K1, dan L5 yang berada pada Formasi Wonocolo, Bulu, dan Ngrayong.
Berdasarkan data POD, Lapangan “HRD” memiliki nilai OOIP sebesar
37,50 MMbbl dengan kumulatif produksi sebesar 0,53 MMSTB dan recovery
factor sebesar 1,8%. Pada penelitian ini, dilakukan analisa pada tiga lapisan
berproduksi yaitu Lapisan G, K1, dan L5. Lapangan “HRD” mulai berproduksi
pada tahun 2013. Jumlah sumur berproduksi pada Lapangan “HRD” ini adalah 5
sumur yaitu CLD-001TW, CLD-003, CLD-004, CLD-005, dan CLD-006.
Dilihat dari nilai kumulatif produksi dan recovery factor yang kecil, maka
pada Lapangan “HRD” dilakukan perencanaan dan peramalan skenario
pengembangan dengan penambahan sumur infill. Penambahan sumur infill atau
sumur sisipan ini bertujuan untuk mempercepat pengurasan dan menguras area
yang memiliki sisa cadangan sehingga perolehan minyak dapat meningkat.
Perencanaan pengembangan lapangan dengan penambahan sumur infill ini
dilakukan dengan metode Decline Curve Analysis (DCA). Metode decline curve
analysis dipilih karena telah terjadi penurunan produksi pada lapangan ini dan
karena keterbatasan data. Analisa decline curve ini dibantu dengan Software
Oilfield Manager (OFM). Dengan OFM, dapat ditentukan waktu produksi (trend)
yang digunakan untuk menganalisa jenis decline curve serta dapat diketahui
cadangan yang diperkirakan akan dapat diproduksikan pada jangka waktu tertentu
dalam rangka meningkatkan nilai recovery factor. Peramalan/forecasting dilakukan
pada skenario yang direncanakan untuk pengembangan lapangan ini. Dari
peramalan ini dapat disimpulkan bagaimana pengaruh dari skenario penambahan
sumur infill ini terhadap nilai perolehan minyak. Forecasting akan menunjukkan
1
2
seberapa banyak cadangan yang dapat diproduksikan dengan skenario yang
diterapkan pada Lapangan “HRD” ini.
Dari analisa pada Lapisan G, K1, dan L5 Lapangan “HRD” dapat diketahui
bagaimana sisa cadangan yang ada untuk selanjutnya dilakukan perencanaan dan
peramalan skenario pengembangan untuk meningkatkan perolehan minyak yang
optimum di masa yang akan datang.
1.2.
Rumusan Masalah
1. Bagaimana potensial cadangan yang dapat diproduksikan pada Lapisan
G, K1, dan L5 Lapangan “HRD”?
2. Bagaimana perencanaan penambahan sumur infill pada masing –
masing lapisan?
3. Bagaimana penentuan laju produksi awal tiap – tiap sumur infill?
4. Tipe decline curve apa yang sesuai dengam penurunan produksi pada
Lapisan G, K1, dan L5?
5. Berapa nilai recovery factor yang diperoleh pada setiap skenario
pengembangan pada Lapisan G, K1, dan L5?
1.3.
Maksud dan Tujuan
Maksud dari dilakukannya penulisan skripsi ini adalah merencanakan dan
melakukan forecasting pengembangan lapangan dengan penambahan sumur Infill
pada Lapangan “HRD” berdasarkan metode decline curve analysis.
Tujuan dari penulisan skripsi ini adalah untuk mengetahui pengaruh dari
skenario pengembangan lapangan dengan penambahan sumur infill ini terhadap
nilai perolehan minyak masing-masing lapisan berproduksi pada Lapangan “HRD”.
1.4.
Batasan Masalah
Pada penelitian ini, dilakukan perencanaan dengan lokasi dan jumlah
sumur Infill yang berbeda pada tiap lapisan dengan hanya mempertimbangkan
faktor keteknikan tanpa mempertimbangkan aspek keekonomian. Pada penelitian
ini, data SCAL yang berupa Sor diasumsikan berdasarkan grafik pada draft plan of
development (POD).
3
1.5.
Metodologi
Berikut adalah gambaran sistematik langkah kerja selama penelitian yang
dapat diuraikan sebagai berikut:
1. Pengumpulan data lapangan yang digunakan:
a. Data produksi harian (Qo, Ql, Np, date)
b. Data reservoir properties (porositas, permeabilitas, saturasi, tebal
net pay)
c. Data SCAL (residual oil saturation)
2. Pengolahan data lapangan pada microsoft excel.
3. Pembuatan database pada Microsoft access.
4. Input database ke Software oilfield manager untuk dianalisa lebih
lanjut.
5. Pembuatan peta persebaran reservoir properties serta data SCAL
lapisan G, K1, dan L5.
6. Pembuatan peta persebaran cadangan dan perkiraan besarnya cadangan
pada Lapisan G, K1, dan L5.
7. Perhitungan recovery factor scal (RFscal).
8. Melakukan estimasi sisa cadangan yaitu remaining moveable, serta
membuat peta oil producing potential.
9. Penentuan titik Infill pada tiap lapisan dengan meng-overlay bubble map
radius pengurasan sumur existing dengan peta remaining moveable dan
oil producing potential.
10. Prediksi laju alir awal sumur Infill (Qi) dengan plotting peak production
dan transmissibility lapangan.
11. Plotting data produksi masing-masing lapisan pada Software OFM
bersama dengan active wells untuk digunakan sebagai grafik dasar
penentuan trend decline.
12. Penentuan trend produksi analisa decline curve.
13. Penentuan tipe kurva decline dan nilai eksponen decline (b) dengan
Metode Trial Error and X2-Chisquare Test.
4
14. Penentuan nilai Di (decline rate) berdasarkan tipe kurva dan nilai b yang
sudah didapatkan.
15. Forecasting (peramalan) pada skenario basecase dengan analisa decline
curve.
16. Menentukan schedule skenario penambahan sumur Infill sesuai dengan
jumlah dan titik yang direkomendasikan.
17. Forecasting
pada
skenario
pengembangan
lapangan
dengan
penambahan sumur Infill berdasarkan analisa decline curve.
18. Penentuan recovery factor, EUR, serta production lifetime masingmasing skenario pada Lapisan G, K1, dan L5.
Untuk memperjelas metodologi penelitian dapat dilihat pada flowchart di
bawah ini.
Gambar 1.1.
Flowchart Metodologi Penelitian
5
1.6.
Hasil Penelitian
Hasil dari penelitian ini menunjukkan bahwa Lapangan “HRD” dapat
diproduksikan dengan lebih optimum selama 4—14 tahun ke depan dengan
skenario penambahan sumur Infill ini. Hasil penelitian ini juga dapat digunakan
untuk pembelajaran dan pertimbangan apabila akan dilakukan skenario
pengembangan lapangan lanjut.
1.7.
Sistematika Penelitian
Sistematika dari penulisan Tugas Akhir ini adalah sebagai berikut:
Bab I. Pendahuluan, yang membahas tentang latar belakang,
permasalahan, maksud dan tujuan, metodologi penelitian, hasil penelitian serta
sistimatika penelitian. Bab II. Tinjauan Umum Lapangan, yang terdiri dari letak
geografis, tinjauan geologi, serta sejarah lapangan. Bab III. Dasar Teori yang
menguraikan teori – teori yang digunakan untuk menyelesaikan permasalahan
berdasarkan literatur yang berkaitan serta penjelasan mengenai Software yang
digunakan untuk analisa yaitu Oilfield Manager (OFM). Bab IV Analisa Data
Perencanaan Penambahan dan Forecasting Sumur Infill, membahas mengenai
analisa data lapangan untuk merencanakan penambahan sumur Infill dan
peramalan/forecasting berdasarkan metode decline curve analysis. Bab V
Pembahasan yang akan membahas hasil analisa yang dilakukan terhadap
penelitian ini. Bab VI Kesimpulan dan Saran, berisi bagaimana kesimpulan dan
saran yang diperoleh dan menjadi hasil dari dilakukannya penelitian ini.
BAB II
TINJAUAN UMUM LAPANGAN
2.1.
Tinjauan Geografis Lapangan “HRD”
Berdasarkan data tinjauan lapangan, lapangan “HRD” adalah lapangan
yang termasuk ke dalam wilayah kerja PT. Pertamina EP Field Cepu Regional 4
Zona 11. Lapangan ini berada di Desa Jatisari, Kecamatan Senori, Kabupaten
Tuban seperti tertera pada Gambar 2.1.
Secara geografis, Lapangan “HRD” berada pada koordinat 7°02' LS 111°44' BT. Sampai tahun 2021, Lapangan “HRD” memiliki 5 sumur yang
berproduksi yaitu Sumur CLD-001TW, CLD-003, CLD-004, CLD-005, dan CLD006.
Gambar 2. 1
Letak Lapangan "HRD"
(PT. Pertamina EP Asset 4, 2012)
2.2.
Tinjauan Geologi Lapangan “HRD”
Letak geologi Lapangan “HRD” berada di Zona Rembang, Cekungan
Jawa Timur Utara (Van Bemmelen, 1949). Lapangan “HRD” berada pada
pegunungan lipatan Antiklinorium Rembang yang memanjang dari Barat-Timur
6
7
dari Kota Purwodadi, Blora, Tuban hingga Madura, Cekungan Jawa Timur
bagian Utara. Cekungan Jawa Timur Utara merupakan geosinklin dengan
ketebalan sedimen Tersier lebih dari 6000 meter dan merupakan gejala tektonik
Tersier Muda.
2.2.1.
Stratigrafi Lapangan “HRD”
Secara umum, stratigrafi yang ada di Lapangan “HRD” dapat dilihat pada
Gambar 2.2. (kolom stratigrafi) yang berturut-turut dari tua ke muda adalah:
1.
Formasi Ngimbang
Satuan ini juga tidak tersingkap di permukaan, dan diamati dari data sumur
pemboran minyak (seperti: Ngimbang-1, sebagai stratotipe). Formasi Ngimbang
adalah satuan batuan Tersier tertua di daerah ini. Susunan, bagian bawah adalah
perulangan batupasir kuarsa, serpih dan lanau dengan sisipan tipis batubara, ke arah
atas kembang perselingan batugamping bioklastik dengan sisipan tipis serpih
gampingan dan napal. Formasi Ngimbang mempunyai ketebalan 600—700 m.
Berdasarkan fosil foram besar dan kecil umur satuan ini adalah Oligosen Awal (Tcd), diendapkan pada lingkungan neritik tepi – transisi. Batas formasi ini dengan
formasi diatasnya sulit ditentukan karena perubahan yang berangsur. Hadirnya
batugamping yang tebal, dapat digunakan sebagai tanda batas Formasi Ngimbang
dengan satuan di atasnya.
2.
Formasi Kujung
Tersusun oleh serpih dengan sisipan lempung dan secara batuan setempat
berupa batugamping baik klastik maupun terumbu. Diendapkan pada lingkungan
laut dalam sampai dangkal pada kala Oligosen Akhir sampai Miosen Awal dan
memiliki ketebalan 220—760 meter.
3.
Formasi Prupuh
Diendapkan pada lingkungan laut dalam sampai dangkal pada kala
Oligosin. Formasi ini tersingkap di daerah tuban dan dijumpai pada kedalaman
3000 meter dan memiliki ketebalan 50—75 meter.
4.
Formasi Tuban
Tersusun oleh lapisan batulempung dengan sisipan batugamping.
Semakin ke selatan berubah menjadi fasies serpih dan batulempung (Soejono,
8
1981, dalam Panduan Fieldtrip GMB 2006). Diendapkan pada lingkungan neritik
sedang-neritik dalam. Memiliki ketebalan lapisan 140—660 meter.
5.
Formasi Tawun
Formasi Tawun mempunyai kedudukan selaras di atas Formasi Tuban,
dengan batas Formasi Tawun yang dicirikan oleh batuan lunak (batulempung dan
napal). Bagian bawah dari Formasi Tawun, terdiri dari batulempung, batugamping
pasiran, batupasir dan lignit, sedangkan pada bagian atasnya (Anggota Ngrayong)
terdiri dari batupasir yang kaya akan moluska, lignit dan makin ke atas dijumpai
pasir kuarsa yang mengandung mika dan oksida besi. Lingkungan pengendapan
Formasi Tawun adalah paparan dangkal yang terlindung, tidak terlalu jauh dari
pantai dengan kedalaman 0—50 meter di daerah tropis. Formasi Tawun merupakan
reservoir minyak utama pada Zona Rembang. Berdasarkan kandungan fosil yang
ada, Formasi Tawun diperkirakan berumur Miosen Awal bagian Atas sampai
Miosen Tengah.
6.
Formasi Bulu
Posisi stratigrafi Formasi Bulu terletak selaras di atas Formasi Tawun dan
Formasi Ngrayong. Ciri litologi dari Formasi Bulu terdiri dari perselingan antara
batugamping dengan kalkarenit, kadang-kadang dijumpai adanya sisipan
batulempung.
Pada
batugamping
pasiran
berlapis
tipis
kadang-kadang
memperlihatkan struktur silang siur skala besar dan memperlihatkan adanya sisipan
napal. Pada batugamping pasiran memperlihatkan kandungan mineral kwarsa
mencapai 30%, foraminifera besar, ganggang, bryozoa dan echinoid. Formasi ini
diendapkan pada lingkungan laut dangkal antara 50—100 meter. Tebal dari formasi
ini mencapai 248 meter. Formasi Bulu diperkirakan berumur Miosen Tengah
bagian atas.
7.
Formasi Wonocolo
Formasi Wonocolo terletak selaras di atas Formasi Bulu, terdiri dari napal
pasiran dengan sisipan kalkarenit dan kadang-kadang batulempung. Pada napal
pasiran sering memperlihatkan struktur paralel laminasi. Formasi Wonocolo
diendapkan pada kondisi laut terbuka dengan kedalaman antara 100—500 meter.
Tebal dari formasi ini antara 89 meter sampai 339 meter. Formasi Wonocolo
9
diperkirakan berumur Miosen Akhir bagian bawah sampai Miosen Akhir bagian
tengah.
8.
Formasi Ledok
Formasi Ledok secara umum tersusun oleh batupasir glaukonitan dengan
sisipan kalkarenit yang berlapis bagus serta batulempung yang berumur Miosen
Akhir. Ketebalan dari Formasi Ledok ini sangat bervariasi antara 50—500 meter.
Batupasirnya kaya akan kandungan glaukonit dengan kenampakan struktur silang
siur. Secara keseluruhan bagian bawah dari formasi ini cenderung tersusun oleh
batuan yang berbutir lebih halus dari bagian atas, menunjukkan kecendrungan
kondisi pengendapan laut yang semakin mendangkal (shallowing-upward
sequence).
9.
Formasi Mundu
Formasi ini tersusun oleh napal masif berwarna putih abu-abu, kaya akan
fosil foraminifera plangtonik. Secara stratigrafis Formasi Mundu terletak tidak
selaras di atas formasi ledok, penyebarannya luas, dengan ketebalan 200—300 m
di daerah antiklin Cepu area, ke arah selatan menebal menjadi sekitar 700 m.
Formasi ini terbentuk antara Miosen Akhir hingga Pliosen (N 17–N 21), pada
lingkungan laut dalam (bathyial).
10.
Formasi Selorejo
Harsono (1983) menyimpulkan bahwa Selorejo ini merupakan anggota
dari Formasi Mundu. Anggota Selorejo ini tersusun oleh perselingan antara
batugamping keras dan lunak, kaya akan foraminifera plangtonik serta mineral
glaukonit. Ketebalannya berkisar antara 50—100 meter. Berdasarkan kandungan
foraminifera plangtonik, umur dari Anggota Selorejo adalah Pliosen.
11.
Formasi Paciran
Secara umum penyusunnya terdiri atas batugamping pejal, dengan
permukaan singkapan-singkapannya mengalami erosi membentuk apa yang disebut
sebagai karren surface. Formasi ini dijumpai hanya dibagian utara dari Zona
Rembang. Harsono (1983) menempatkannya pada Kala Pliosen–Awal Pleistosen,
yang secara lateral setara dengan Formasi Mundu dan Lidah. Namun di beberapa
tempat terdapat bukti umur yang menunjukkan bahwa Formasi Paciran telah
10
berkembang pada saat pembentukan Formasi Ledok dan Wonocolo.
12.
Formasi Lidah
Formasi ini terdiri atas batulempung kebiruan, napal berlapis dengan
sisipan batupasir dengan lensa-lensa coquina. Bagian terbawah dari formasi ini
diduga merupakan endapan neritik tengah hingga neritik luar, yang tercirikan oleh
banyaknya fauna plangtonik tetapi masih mengandung foraminifera bentonik yang
mencirikan air relatif dangkal seperti pseudorotalia sp. Dan Asterorotalia sp. Ke
arah atas, terjadi urutan yang mendangkal ke atas (shallowing upward sequence),
yang dicirikan oleh lapisan-lapisan yang kaya akan moluska.
Gambar 2. 2
Kolom Stratigrafi Daerah Cepu dan Sekitarnya
(Harsono Pringgoprawiro,1983)
11
2.2.2. Geologi Struktur Lapangan “HRD”
Struktur ini terbentuk pada Cekungan Jawa Timur, dimana Kendeng dan
Rembang terletak, kemungkinan terletak pada kerak perantara (intermediate crust)
dari kelompok mélange yang berangsur berubah menjadi kerak samudra, yang
mungkin terdapat pada penghujung timur dari cekungan ini.
Pada bagian barat cekungan Jawa Timur nampak adanya kecenderungan
arah morfologi dan struktur timur–barat. Hal ini dapat dibandingkan dengan
cekungan selatan (Southern Basin). Daratan tersebut mencakup zona Rembang dan
Zona Kendeng serta kelanjutannya, yang dibagian utara dibatasi oleh tinggian
Kujung-Kangean–Madura–Sepanjang yang terbentuk sebagai akibat sesar geser
(wrench related). Ke arah selatan zona ini dibatasi oleh jalur gunung api kuarter.
Cekungan ini kemungkinan terbentuk sejak Eosen hingga akhir Oligosen oleh suatu
tektonik ekstensional, yang kemudian diikuti oleh fase tektonik inverse sejak awal
Miosen hingga Holosen. Pada fase inversi ini dibagian utara dari cekungan ini
mengalami pengangkatan (zona Rembang) sedangkan pada bagian selatannya
masih berupa cekungan laut dalam (zona Kendeng).
Dalam kerangka tektonik regional maka proses pembentukan struktur
Tersier di Pulau Jawa dapat dibagi menjadi 3 periode :
1. Paleogen Extension Rifting
2. Neogen Compressional Wrenching
3. Plio – Pleistocene Compressing Thrust-Folding
Fase ekstensional Paleogene menghasilkan graben / half graben dan sesarsesar yang mempunyai arah pemanjangan timur–barat. Selanjutnya pada fase
kompresi pada Awal Miosen terjadi reaktivasi dari sesar ekstensional yang
sebelumnya telah ada, yang menunjukkan adanya kontrol tektonik terhadap
pembentukan awal cekungan.
Periode Neogen Compressional Wrenching ditandai oleh pembentukan
sesar-sesar geser, yang terutama terjadi akibat gaya kompresif dari tumbukan
lempeng Hindia. Sesar geser yang terjadi membentuk orientasi tertentu, yang
berhubungan dengan kompresi utama. Sebagian besar pergeseran sesar merupakan
reaktivasi dari sesar-sesar normal yang terbentuk pada periode Paleogen.
12
Periode Plio – Pleistocene Compressional Thrust – Folding ditandai oleh
pembentukan lipatan yang
berlanjut pada pembentukan
sesar-sesar naik.
Antiklinorium dan thrust belt yang terjadi memiliki orientasi tertentu yang
berhubungan dengan arah kompresi dan kinematika pembentukannya. Pada zaman
Neogen cekungan Jawa Timur bagian utara mengalami rezim kompresi yang
menyebabkan reaktivasi sesar-sesar normal tersebut dan menghasilkan sesar-sesar
naik.
Pada jaman Pre-Tersier lempeng Jawa Timur mengalami penunjaman
dibawah lempeng Sunda, mengikuti arah memanjang zona penunjaman kurang
lebih N 600 E, penunjaman ini berakibat pemendekan lempeng pada arah tegak
lurus arah penunjaman. Pada saat itu cekungan Jawa Timur barangkali masih
berupa cekungan muka busur (fore arc basin). Pada Awal Miosen atau lebih tua,
tektonik ekstensi bekerja di zona Rembang. Ekstensi ini kemudian diikuti oleh
serangkaian tegasan kompresif yang menjadi aktif sejak Akhir Miosen hingga
Holosen dengan arah yang bergeser dari arah timur laut. Kompresi ini juga bekerja
pada zona Kendeng sejak Akhir Miosen dan seterusnya. Namun rekaman
stratigrafis dari peristiwa ini hanya dapat diamati pada bagian bawah dari Formasi
Kerek. Kompresi ini juga menjadi semakin lemah selama pembentukan sedimen
yang lebih muda.
2.2.3.
Petroleum System Cekungan Jawa Timur Utara
Petroleum system merupakan konsep yang mendeskripsikan hubungan
antara unsur dan proses yang saling berkesinambungan dalam pembentukan dan
akumulasi hidrokarbon. Petroleum system memiliki 5 unsur penting, yaitu:
1. Adanya batuan induk (source rock) matang.
2. Adanya batuan reservoir (reservoir rock), yaitu batuan yang memiliki
porositas
dan
permeabilitas
yang
baik
sehingga
mampu
mengakumulasikan dan mengalirkan hidrokarbon dengan baik.
3. Adanya batuan penutup (seal rock), adalah batuan yang bersifat
impermeable (tidak dapat mengalirkan fluida) yang terletak diatas
reservoir yang memiliki peran sebagai penutup yang menghalangi
keluarnya fluida dari reservoir rock.
13
4. Adanya jalur migrasi,
yaitu perpindahan
hidrokarbon hasil
pematangan di batuan induk (source rock) menuju ke batuan reservoir.
5. Adanya jebakan (trap), yaitu bentuk geometri di bawah permukaan
yang bertujuan untuk menghentikan pergerakan hidrokarbon di batuan
reservoir sehingga hidrokarbon akan terperangkap dan terakumulasi di
batuan reservoir.
Kelima unsur petroleum system biasanya ditampilkan dalam sebuah chart
(Gambar 2.3) yang menunjukkan hubungan antara umur geologi dengan kelima
unsur dari petroleum system.
Petroleum system ini akan sangat berpengaruh dalam melakukan analisa
keberadaan akumulasi hidrokarbon, dari hasil pemboran eksplorasi, telah terbukti
bahwa keberhasilan terjadi ketika kelima faktor tersebut diatas terpenuhi sedangkan
kegagalan disebabkan oleh tidak terpenuhinya salah satu atau lebih, faktor-faktor
tersebut diatas (Budiyani, 1994). Berikut ini pembahasan mengenai kelima aspek
penting dalam petroleum system di Cekungan Jawa Timur Utara.
Gambar 2. 3
Gambar
2.1. Jawa Timur Utara
Petroleum System Chart
Cekungan
(Puji Pratiknyo, 2016)
14
2.2.3.1. Batuan Induk (Source Rock)
Batuan induk (source rock) adalah batuan yang mempunyai banyak
kandungan material terakumulasi, terawetkan, dan termatangkan secara termal.
Batuan induk ini biasanya merupakan batuan yang mempunyai sifat mampu
mengawetkan kandungan material seperti batu lempung atau batuan yang memang
mengandung banyak material organik seperti batu gamping. Disamping kaya akan
material organik, syarat untuk dapat menjadi batuan induk yang baik adalah
mengalami proses pematangan secara termal, proses pematangan inipun juga
berbeda-beda tiap jenis kerogen.
Menurut studi dan analisis dari petroleum system dari minyak dan gas
yang terletak di kawasan Cekungan Jawa Timur menunjukkan empat wilayah
habitat hidrokarbon: (1) Ngimbang Trend, (2) Kujung Trend, (3) Ngrayong Trend,
dan (4) Tawun - Mundu Trend (Satyana, 2003) (Gambar 2.4).
Gambar 2. 4
Habitat Hidrokarbon Cekungan Jawa Timur
(Satyana, 2003)
Hidrokarbon di Ngimbang Trend mengisi perangkap stratigrafi dan
struktur yang berhubungan dengan synrift deposits berumur Eosen di bagian
selatan; sedangkan hidrokarbon di Kujung Trend berkaitan dengan batugamping
terumbu Kujung-Tuban-Rancak berumur Oligo-Miosen berkembang sepanjang
paleohigh berdekatan dengan graben Ngimbang, Kujung III, dan kemungkinan
15
batuan induk bawah Tuban diendapkan dalam graben inversi.
Hidrokarbon di Ngrayong Trend berkaitan dengan akumulasi minyak di
daerah Cepu, yang terutama mengisi reservoir batupasir Ngrayong dan batupasir
Wonocolo yang berumur Miosen. Dalam Tawun-Mundu tren , semua hidrokarbon
terakumulasi dalam di dalam formasi-formasi Miosen, Pliosen hingga Plistosen dan
diisi oleh gas biogenik. Sumber-sumber gas biogenik adalah serpih / batubara dari
formasi yang sama, sedangkan campuran dengan gas dan minyak termogenik
mungkin berasal dari batuan induk Ngimbang-Tuban Bawah.
Geokimia minyak Jawa Timur memiliki oxic hingga sub-oxic terestrial
pada marginal marine source. Minyak yang dihasilkan dari tingkat mature sampai
fairly mature. Batuan sumber yang diharapkan adalah serpih Formasi Ngimbang
Eosen Tengah, serpih Formasi Kujung Bawah Oligosen Akhir, dan serpih Formasi
Tuban Bawah berumur Awal Miosen. Gas alam di Jawa Timur dapat dibagi menjadi
tiga jenis genetik: (1) gas termogenik tercampur dan gas tak terampur, (2)
biogenik/gas bakteri, kemungkinan besar telah bersumber dari serpih dan batubara
Neogen dan (3) campuran biogenik-termogenik gas. Pada Lapangan “HRD” source
rock berasal dari Formasi Ngimbang dengan migrasi hidrokarbon secara vertical
melalui fault pada selatan Lapangan “HRD”.
2.2.3.2. Batuan Reservoir (Reservoir Rock)
Reservoir adalah batuan atau lapisan yang memiliki porositas dan
permeabilitas yang baik sehingga batuan atau lapisan ini mampu menjadi tempat
terakumulasinya hidrokarbon.
Secara teori, semua batuan baik batuan beku maupun metamorf dapat
bertindak sebagai batuan reservoir. Namun, pada kenyataannya hampir seluruh
batuan reservoir merupakan batuan sedimen. Pada sekarang ini, dikenal dua macam
jenis batuan sedimen yang merupakan jenis batuan reservoir yang baik, yaitu
batupasir dan batugamping.
Dari tinjauan lapangan yang dilakukan, didapatkan beberapa reservoir
yang menjadi reservoir ditemukannya akumulasi minyak dan gas, yaitu:
Di Cekungan Jawa Timur akumulasi utama minyak dan gas ditemukan
pada reservoir:
16
1. Batupasir Eosen pada Ngimbang Bawah
2. Batugamping Eosen pada Ngimbang Atas
3. Batugamping Miosen pada Anggota Prupuh (Kujung Unit I)
Target Reservoir sekunder adalah:
1. Batupasir Miosen pada Formasi Ngrayong
2. Batupasir Formasi Wonocolo dan,
3. Batupasir Formasi Ledok.
Namun, sekarang ini batuan yang berfungsi sebagai reservoir hidrokarbon
utama di Zona Rembang, Cekungan Jawa Timur Utara adalah batupasir Ngrayong
yang berumur Miosen Tengah.
Reservoir Utama Zona Rembang
Reservoir Eosen Batupasir Ngimbang Bawah
Formasi ini diendapkan pada lingkungan mulai dari endapan danau sampai
laut dangkal hingga laut terbuka seperti ditunjukkan oleh paleofacies rekonstruksi
Eosen di daerah ini. Batupasir tipis yang banyak menyediakan saluran untuk
hidrokarbon yang dihasilkan dari Serpih Ngimbang menjadi dalam reservoir
potensial dalam batu pasir Ngimbang sendiri. Analisis komposisi batuan
menunjukkan bahwa reservoir ini didominasi oleh serpih tebal dan batulempung
dengan sisipan lapisan batupasir. Pada batupasir menunjukkan bukti sisa minyak
pewarnaan dan memiliki warna kuning yang sangat pucat untuk fluoresensi oranye,
tapi tidak jelas potongan fluoresensinya. Properti yang kurang baik untuk kualitas
reservoir Batupasir Ngimbang Eosen ini juga ditunjukkan oleh rata-rata porositas
lebih rendah dari 13% (atau dengan kisaran 8—18%).
Reservoir Eosen Batugamping Ngimbang
Sebagian besar bagian utara cekungan (dalam Zona Rembang) ditutupi
oleh endapan dari Formasi Ngimbang. Di selatan-baratdaya, beberapa daerah dapat
secara lokal dipengaruhi oleh produk vulkanik atau non-deposisi pada tinggian
struktural. Litologi ini didominasi oleh batugamping dan batulempung atau serpih.
Salah satu sikuen adalah kehadiran di daerah utara menunjukkan ketebalan
reservoir bersih sekitar 84’. Dalam beberapa sumur, mereka memiliki sifat-sifat
17
reservoir sedang dengan rata-rata porositas rendah 10% (kisaran 8—16)% dan
saturasi air yang tinggi (74—100)%.
Reservoir Oligosen Batugamping Kujung Bawah
Akumulasi endapan karbonat laut dangkal Formasi Kujung Oligosen
Akhir-Miosen Awal terdapat luas di seluruh Cekungan Jawa Timur. Sikuen ini
merupakan target penting reservoir dan fluida minyak tampaknya merupakan jenis
utama dari hidrokarbon seperti ditemui di Blok Ketapang (Mudjiono dan Pireno,
2001). Dalam beberapa sumur, reservoir ditemukan pada interval 1300 '- 1870',
ketebalan batu gamping bersih dalam formasi ini adalah sekitar 20-30 ', dengan netto-gross 4-6%. Reservoir ini terdiri dari dominan napal neritik tengah sampai
bathyal luar dan serpih interbedded dengan batugamping dan dolomit di bagian
bawah. Batugamping boundstone menunjukkan porositas sedang hingga baik,
porositas biasanya moldic dan vuggy, plankton dan fragmen koral. Batugamping
wackestone, banyak fragmen cangkang foram besar, puing-puing fosil, sebagian
mengkristal.
Reservoir Miosen Awal Batugamping Anggota Prupuh (Kujung Unit I).
Anggota Batugamping Prupuh (Kujung Unit I) ditandai oleh banyaknya
dan luasnya penyebaran carbonate build-up di platform yang luas di bagian utara
Cekungan Jawa Timur, berisi foram besar spiroclypeous sp. yang berlimpah dan
skeletal material menunjukkan potensi pembentukan terumbu. Hasil analisa
menunjukkan batuan reservoir ini didominasi oleh batugamping tebal 156-170'
dengan perselingan serpih dan batulempung. Pada batugamping Prupuh buid-up
reefal telah terbukti menjadi oil bearing di beberapa sumur dan salah satu hasil test
menunjukkan 2150 BOPD dengan cadangan yang dapat diperoleh kembali sebesar
50 MMBO. Dalam beberapa sumur, formasi ini ditemukan pada interval kedalaman
2010'- 2102', dan ketebalan batugamping bersih 15', dengan net-to-gross sebesar
17%. Kualitas reservoir di beberapa sumur ditunjukkan dengan rata-rata porositas
baik 30% (11—37)% tetapi permeabilitasnya rendah, hanya 0,5 mD diukur dari
analisis inti.
Reservoir Sekunder di Zona Rembang
Reservoir Miosen Tengah-Akhir Batupasir Ngrayong
18
Ngrayong sebagian besar terdiri dari batupasir kuarsa, coklat, merah
kecoklatan, merah, lignit, sisipan batugamping, batulempung karbonatan dan
serpih, nodul batugamping dan bioturbasi. Perkiraan ketebalan pada singkapan
mencapai 987' (301 m). Ardhana (1993) mengenali tiga unit pengendapan. Unit I
(batupasir silang-siur) dan II (turbidite) dan Unit III (channel turbidite) merupakan
sikuen regresif atas dan terletak di atas dua lainnya. Di beberapa sumur formasi ini
dijumpai pada interval kedalaman 2641 '—3156' dengan ketebalan bersih 77 'dan
net to gross 15%, dan di sumur lain pada interval kedalaman 1671'—1899’. Ciri
reservoir yang menunjukkan indikasi Batupasir Ngrayong, terdiri dari batupasir dan
serpih dengan sisipan bioklastika, kadang-kadang fosiliferous, batugamping.
Batupasir yang dominan di bagian atas dan serpih di bagian bawah, batupasir yang
umumnya berlimpah butir kuarsa, berbutir halus-sedang. Kualitas reservoir
Batupasir Ngrayong ditunjukkan baik oleh rata-rata porositas baik 25% (10—40)%,
dengan pada interval tertentu memiliki saturasi air rendah berkisar 68,5-100%,
menunjukkan oil-bearing dengan water cut tinggi.
Reservoir Miosen Tengah-Akhir Batugamping pasiran Wonocolo
Batu gamping pasiran Wonocolo terdiri dari napal, batu pasir dan
batulanau, beberapa diantaranya mengandung minyak. Sifat reservoir yang ada
dalam sumur menunjukkan interval batugamping-pasiran Wonocolo Miosen
diinterval kedalaman 1007'—2640' dengan ketebalan kotor 1633', dan ketebalan
reservoir bersih 51' dan net to gross 30%. Sementara disumur lain ditemukan pada
1669'—1800', ketebalan formasi kotor sekitar 231', ketebalan reservoir bersih 38'
dan net to gross 16,5%. Kualitas reservoir batugamping pasiran Wonocolo di sumur
adalah baik, ditandai dengan porositas rata-rata 21,5% (dari kisaran porositas 10—
40%), dengan beberapa interval telah cukup jenuh air sebesar 60—100%. Porositas
rata-rata adalah sekitar 31% (11—36%) dengan semua interval memiliki saturasi
air yang tinggi.
Reservoir Pliosen Awal Batugamping Ledok
Batu gamping Ledok Pliosen Awal dalam Sumur Ngronggah1 dijumpai
pada kedalaman
509'—947'. Ketebalan formasi kotor sekitar 353', ketebalan
reservoir bersih 22' dan net-to-gross 10%. Formasi ini terdiri dari batupasir
19
gampingan dengan sisipan batugamping tipis, gradasi ke batulempung gampingan
diselingi dengan batupasir gampingan di bagian bawah. Batupasirnya berbutir halus
hingga sedang, gampingan umumnya glauconitic. Batugampingnya adalah
packstone atau wackestone, diselingi dengan batu pasir dan batulempung
gampingan. Kualitas reservoir Fomasi Ledok di sumur ditunjukkan dengan ratarata porositas baik 30% (22—35)%, dengan sebagian besar interval memiliki
saturasi air cukup tinggi.
2.2.3.3. Batuan Penutup (Seal Rock)
Batuan penutup adalah batuan yang memiliki sifat impermeable dan
biasanya memiliki ukuran butir yang sangat halus dimana ikatan antar butirnya
sangat rapat sehingga hidrokarbon yang telah sampai di batuan reservoir akan
terperangkap dan terakumulasi hanya di batuan reservoir tersebut. Secara umum,
batuan yang biasanya berperan sebagai batuan penutup (seal rock) adalah shale,
evaporite (salt), dan batuan karbonat (limestone dan dolomite).
Pada cekungan ini, Serpih Kujung Atas bertindak sebagai seal rock
regional untuk reservoir Eosen dari batupasir Formasi Ngimbang. Seal rock
regional lain yang ada di cekungan ini adalah serpih Formasi Tuban yang terdiri
dari serpih, batulempung, dan napal yang berumur Awal-Miosen yang terletak
selaras di atas reservoir Batugamping Kujung. Secara regional, pada Cekungan
Jawa Timur ini, batuan yang berfungsi sebagai seal adalah batulempung Formasi
Wonocolo dan Formasi Mundu.
2.2.3.4. Ekspulsi dan Migrasi
Migrasi merupakan proses perpindahan hidrokarbon yang telah terbentuk
pada batuan induk menuju ke tempat akumulasi hidrokarbon. Proses migrasi
biasanya terjadi melalui batuan porous atau bidang sesar yang arahnya menuju ke
atas (permukaan) atau tempat dengan tekanan yang lebih rendah.
Migrasi secara umum dibagi menjadi dua yaitu migrasi primer (ekspulsi)
dan migrasi sekunder. Migrasi primer adalah pergerakan hidrokarbon keluar dari
batu induknya menuju batuan reservoir yang arahnya bisa ke atas, ke samping atau
bahkan ke bawah tergantung posisi reservoir yang terdekat, sedangkan migrasi
sekunder adalah pergerakan hidrokarbon dari satu reservoir ke reservoir lainnya,
20
migrasi sekunder ini akan selalu mengarah ke atas secara vertikal melalui patahan
ataupun up-dip dan ke samping (Moehadi, 2010).
Kitchen area di Cekungan Jawa Timur telah dibahas dalam berbagai
publikasi. Bagian atas kitchen efektif untuk endapan delta, biasanya diambil dimana
Ro = 0.6, sedangkan batas bawahnya sesuai dengan awal zona tekanan tinggi.
Pemodelan memprediksi puncak pembentukan minyak pada batuan induk Eosen
yang dimulai sekitar 12 Ma (Miosen Tengah) sebagai akibat dari pembebanan
tektonik dan sedimentasi yang terus berlangsung sampai sekarang. Kehadiran C2
gas termogenik (5ppm), C3 (5ppm), dan C4 (2ppm) pada beberapa interval
kedalaman (3.704—3.842 kaki) menunjukkan tingkat kematangan batuan dengan
migrasi hidrokarbon terjadi saat ini. Gradien panas bumi rata-rata di wilayah
cekungan ini berkisar antara 1,5 ° F/100ft menjadi 2,5 ° F/100ft dan heat flow 60
mW/m2. Berdasarkan ekstrapolasi Ro dari beberapa sumur, oil window tampaknya
mulai pada kedalaman 5228,1 kaki (1593,78 m). Proses akumulasi generasi-migrasi
masih terjadi pada saat ini.
Pemodelan geologi berdasarkan ketebalan sedimen memprediksi
pembentukan minyak terjadi di batuan Induk Eosen. Ketebalan diprediksi dari
sedimen Tersier di daerah cekungan rendah sekitar 20.265 ft. Bagian atas
pembentukan hidrokarbon yang potensial terjadi pada kedalaman sekitar 12.403
kaki. Hidrokarbon mulai bermigrasi (saat kritis) di Miosen Tengah. Migrasi
hidrokarbon dari batuan induk ke reservoir pada dasarnya vertikal dan lateral.
Migrasi vertikal ke reservoir lebih dangkal melalui sesar sedangkan migrasi lateral
terjadi melalui permeabilitas matriks. Semua elemen individu petroleum sistem
hadir di cekungan ini tetapi tetap ada resiko sedang apakah di suatu tempat mereka
semua memiliki hubungan yang benar dan kualitas yang memadai untuk
menghasilkan akumulasi hidrokarbon secara ekonomis.
2.2.3.5. Perangkap (Trap)
Perangkap (trap) adalah konfigurasi struktur atau perlapisan dimana
batuan reservoir yang permeable dilingkupi atau dikelilingi oleh batuan penutup
yang bersifat impermeable. Sehingga dari konfigurasi ini akan tercipta jebakan
dengan suatu kondisi yang mampu menahan hidrokarbon sehingga hidrokarbon
21
akan terakumulasi. Secara umum, perangkap (trap) dibagi menjadi 2 yaitu
perangkap struktur (structural trap) dan perangkap stratigrafi (stratigraphic trap).
Pada Cekungan Jawa Timur Utara ini terdapat perangkap struktur dan
perangkap stratigrafi. Perangkap struktur di cekungan ini dikontrol oleh adanya
peristiwa tektonik pada Plio-Pleistosen yang menghasilkan jalur perlipatan dan
sesar. Jenis perangkap yang ada di cekungan ini dapat dideskripsikan sebagai
berikut:
1. Perangkap struktur, pada umumnya merupakan antiklin yang
pembentukannya berkaitan dengan aktivitas tektonik. Perangkap
struktur dapat berupa antiklin yang menunjam ke dua arah (4-way
closure) atau antiklin menunjam yang terpotong oleh adanya sesar naik
atau sesar normal (3-way closure). Perangkap struktur merupakan
target eksplorasi yang sering dicari, hal ini dikarenakan perangkap
struktur mudah diidentifikasi.
2. Perangkap stratigrafi, merupakan perangkap yang terbentuk dan
memiliki hubungan erat dengan perubahan tipe batuan yang terjadi baik
secara lateral maupun vertikal dan ketidakselarasan. Pada Cekungan
Jawa Timur Utara, perangkap stratigrafi adalah carbonate build-up
pada masa Oligosen yaitu batugamping-terumbu Oligosen Formasi
Kujung dan batugamping Eosen Formasi Ngimbang.
2.3.
Karakteristik Reservoir Lapangan “HRD”
Berdasarkan analisa dan tinjauan lapangan yang dilakukan, reservoir
Lapangan “HRD” merupakan saturated reservoir. Saturated reservoir merupakan
kondisi reservoir dimana tekanan reservoir awal lebih kecil dari tekanan saturasi
atau bubble point (Pi > Pb). Dalam kondisi ini, gas yang terlarut dalam minyak akan
terbebas atau keluar dari minyak sehingga menghasilkan kondisi 2 fasa yaitu fasa
minyak dan gas. Kondisi awal dari reservoir ini yaitu tekanan awal reservoir (Pi)
dan temperature awal reservoir (Ti) dapat diperkirakan dari data survei tekanan dan
temperature dari hasil uji Pressure Build Up (PBU) yang dilakukan dan survei
tekanan statik. Menurut analisa pada sumur eksplorasi CLD-01, tenaga pendorong
(drive mechanism) pada sumur ini adalah solution gas drive.
22
2.3.1.
Karakteristik Batuan
Menurut tinjauan lapangan yang dilakukan, pada Lapangan “HRD” telah
dilakukan pemboran eksplorasi sumur CLD-01 dan berhasil menemukan cadangan
minyak. Berdasarkan interpretasi data petrofisika dan coring maka ditentukan lima
titik perforasi pada sumur CLD-01, yaitu : Lapisan a01 pada interval (1756—1761)
, lapisan a02 (1675—1682), lapisan a03 (1482—1487), lapisan a04 (1383—1390)
dan lapisan a05 (1362—1368,5).
Reservoir yang berkembang pada zona prospek Sumur CLD-01 adalah
batu gamping (Limestone) pada Formasi Ngrayong dan Formasi Bulu serta batu
pasir (Sandstone) pada Formasi Wonocolo.
Karakteristik batuan di Struktur Lapangan “HRD” diperoleh dari analisa
sumur CLD-01 lapisan A pada zona interest. Jenis batuan yang terdapat pada sumur
CLD-01 adalah limestone dan juga sandstone, dan sifat fisik batuan pada lapangan
“HRD” terdiri dari porositas yang besarnya 15—26 %, permeabilitas berkisar 10—
300 mD, dan saturasi air berkisar 40—70 %.
2.3.2.
Sifat Fisik Fluida
Sifat fisik fluida reservoir diperoleh dari hasil pengujian laboratorium
sampel fluida hidrokarbon (PVT) sumur CLD-01. Tabel II-1. merupakan Tabulasi
Data PVT dan Struktur Lapangan “HRD” dan sifat fisik fluida reservoir sumur
CLD-01. Dari analisa data sample well tersebut dapat disimpulkan bahwa jenis
fluida reservoir struktur Lapangan “HRD” adalah Black Oil.
23
Tabel II-1.
Tabulasi Data PVT Lapangan “HRD”
(PT. Pertamina EP Asset 4)
2.4.
Sejarah Produksi Lapangan “HRD”
Lapangan “HRD” dikelola oleh PT. Pertamina EP Field Cepu Regional 4.
Pada Lapangan “HRD” ini pertama kali dilakukan pemboran untuk sumur
eksplorasi yaitu sumur CLD-01 pada tahun 1998 oleh PT. Humpuss Patragas
namun ditinggalkan permanen tanpa dilakukan tes karena hanya didapatkan
indikasi gas. Selanjutnya, pada tahun 2012 PT. Pertamina EP melakukan pemboran
sumur eksplorasi CLD-001TW yang berjarak 10 meter dari CLD-01, pada sumur
ini dilakukan DST sebanyak 5 lapisan. Kemudian dilanjutkan pemboran sumur
eksplorasi CLD-003 pada 2014 sebagai sumur deepening dengan target formasi
Upper Tuban. Terakhir dilakukan pemboran sumur eksplorasi CLD-002 pada 2016
sebagai sumur delineasi untuk menentukan batas kontak fluida luar. Dilakukan juga
pemboran sumur produksi yaitu CLD-004, CLD-005 dan CLD -006.
Pada saat ini, Lapangan “HRD” memiliki 5 sumur berpoduksi yaitu :
• Sumur CLD-001TW berproduksi pada Lapisan G dan K1 secara
commingle.
24
• Sumur CLD-003 berproduksi pada Lapisan K1 dan L5 secara
commingle.
• Sumur CLD-004 berproduksi pada Lapisan L5.
• Sumur CLD-005 berproduksi pada Lapisan L5.
• Sumur CLD-006 berproduksi pada Lapisan K1.
Pada lapangan ini, sumur yang diproduksikan dengan pengangkatan
buatan (artificial lift) berupa electric submersible pump (ESP).
Grafik yang menunjukkan bagaimana sejarah produksi pada Lapangan
“HRD” mulai dari awal hingga saat ini dapat dilihat pada Gambar 2.5. Pada
Lapangan “HRD” dilakukan monitoring data produksi yang dapat digunakan untuk
melihat performance produksinya seperti yang terlihat pada Tabel II-2.
Tabel II-2
Ringkasan Sejarah Produksi Lapangan “HRD”
(PT. Pertamina EP Asset 4, 2021)
Sumur
Tanggal Produksi
Awal Produksi Akhir Produksi
Rate Awal
(bopd)
CLD-001
29-Jul-13
18-Apr-21
259
CLD-003
31-Oct-14
18-Apr-21
93
CLD-004
16-Nov-17
18-Apr-21
146
CLD-005
27-Dec-17
18-Apr-21
187
CLD-006
01-Mar-18
18-Apr-21
105
Rate Akhir Rate Puncak
(bopd)
(bopd)
391
125
14-Aug-13
111
31
13-Nov-14
226
76
16-Nov-17
246
35
27-Dec-17
155
63
01-Mar-18
Status
Metode
Pengangkatan
Oil Production
ESP
Oil Production
ESP
Oil Production
ESP
Oil Production
ESP
Oil Production
ESP
Gambar 2. 5
Grafik Sejarah Produksi Lapangan “HRD”
BAB III
DASAR TEORI
3.1.
Sifat Fisik Reservoir
Reservoir merupakan batuan tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon
(minyak dan gas bumi) dan air. Unsur-unsur yang menjadi penyusun reservoir
adalah batuan reservoir (reservoir rock), lapisan penutup (cap rock), perangkat
reservoir (reservoir trap), dan kondisi reservoir yang meliputi tekanan dan
temperatur (Rukmana dkk, 2011). Pada umumnya setiap reservoir memiliki
karakteristik reservoir yang berbeda, bergantung pada karakteristik batuan dan
fluida reservoirnya.
3.1.1.
Sifat Fisik Batuan Reservoir
Secara umum batuan reservoir minyak dapat tersusun dari batuan pasir
ataupun batuan karbonat. Pengetahuan tentang sifat fisik batuan dan interaksi yang
ada antara sistem hidrokarbon dan formasi sangatlah penting untuk memahami dan
mengevaluasi kinerja reservoir (Ahmed, 2006).
3.1.1.1. Porositas
Porositas adalah kemampuan batuan untuk menyimpan fluida reservoir.
Besar kecilnya nilai porositas menunjukkan kemampuan batuan tersebut untuk
menyimpan fluida reservoir. Porositas juga dapat didefinisikan sebagai
perbandingan antara volume pori dari batuan dengan volume total batuan. Secara
matematis, porositas dapat dinyatakan dengan :
ø=
ø=
𝑉𝑝
𝑉𝑏
.....................................................................................................(3-1)
𝑉𝑏−𝑉𝑠
𝑉𝑏
..............................................................................................(3-2)
Keterangan:
Vb = Volume batuan total (bulk volume)
Vs = Volume padatan batuan total (volume grain)
Vp = Volume ruang pori-pori batuan.
25
26
Porositas pada batuan reservoir berdasarkan hubungan antar porinya dapat
diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :
a. Porositas absolut, adalah perbandigan antara volume pori total dengan
volume total batuan (bulk volume).
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑃𝑜𝑟𝑖 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙
ø=
𝐵𝑢𝑙𝑘 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒
x 100% .......................................................(3-3)
b. Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori yang saling
berhubungan terhadap volume total batuan (bulk volume).
ø=
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑃𝑜𝑟𝑖 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝐵𝑒𝑟ℎ𝑢𝑏𝑢𝑛𝑔𝑎𝑛
𝐵𝑢𝑙𝑘 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒
x 100% .................................(3-4)
3.1.1.2. Permeabilitas
Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu ukuran yang menunjukkan
“kemampuan batuan berpori untuk meloloskan suatu fluida pada suatu perbedaan
tekanan yang ada” (Usman dan Carry, 1989). Persamaan permeabilitas dapat dilihat
dalam Persamaan (3-5) berikut:
Vf =
𝑄
𝐴𝑝
𝐾 𝜕𝑃
=- .
𝜇 𝜕𝐿
...................................................................................(3-5)
Keterangan:
vf
= Kecepatan aliran, cm/sec
Q
= Laju aliran fluida, cc/sec
Ap
= Luas penampang media berpori, cm2
K
= Permeabilitas, darcy

= Viskositas fluida, cp
P
L
= Gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm.
Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang
dilakukan oleh Henry Darcy. Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa
Q..L/Ap.(P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan
yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang
digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran
27
turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan. Seperti yang
ditunjukkan pada Gambar 3.1.
Gambar 3.1.
Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas
(Nind, T, E, W. 1964)
K=
Q..L
...............................................................................................(3-6)
Ap .( P1 − P2 )
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah:
K(darcy) =
Q(cm 3 /sec).μ(centipois e)L(cm)
.....................................................(3-7)
A p (sqcm).(P1 − P2 )(atm)
Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir,
permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu:
a. Permeabilitas absolut, yaitu dimana fluida yang mengalir melalui
media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya minyak atau
gas saja.
b. Permeabilitas efektif, yaitu permeabilitas batuan dimana fluida yang
mengalir lebih dari satu fasa, misal minyak dan air, air dan gas, gas dan
minyak, atau ketiga-tiganya.
c. Permeabilitas relatif, merupakan perbandingan antara permeabilitas
efektif dan permeabilitas absolut.
Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa,
kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa. Untuk itu dikembangkan pula
konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga
permeabilitas efektif dinyatakan sebagai Ko, Kg, Kw, dimana masing-masing untuk
28
minyak, gas, dan air. Sedangkan permeabilitas relatif dinyatakan sebagai berikut :
Ko =
Qoμ o L
K
, K ro = o ............................................................................(3-8)
A p (P1 − P2 )
K
Kw =
Qwμ w L
Kw
, K rw =
...........................................................................(3-9)
A p (P1 − P2 )
K
Kg =
Qgμ g L
A p (P1 − P2 )
, K rg =
Kg
K
.........................................................................(3-10)
Berikut adalah gambar yang menunjukkan hubungan permeabilitas relatif
minyak dan air :
Gambar 3.2.
Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air
(Nind, T, E, W. 1964)
3.1.1.3. Saturasi Fluida
Saturasi merupakan perbandingan antara volume batuan yang terisi fluida
formasi tertentu terhadap total volume pori batuan yang terisi fluida. Saturasi secara
umum dinyatakan dalam fraksi atau persen (Craft & Hawkins, 1991).
Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam
fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke seluruh bagian
reservoir.
Saturasi minyak (So) adalah:
So =
volume pori − pori yang diisi oleh min yak
...................................(3-11)
volume pori − pori total
29
Saturasi air (Sw) adalah:
Sw =
volume pori − pori yang diisi air
.................................................(3-12)
volume pori − pori total
Saturasi gas (Sg) adalah:
Sg =
volume pori − pori yang diisi oleh gas
.......................................(3-13)
volume pori − pori total
Sg
= Saturasi gas
So
= Saturasi minyak
Sw
= Saturasi air
Jika pori-pori batuan diisi oleh gas, minyak, dan air maka berlaku
hubungan:
Sg + So + Sw = 1 ....................................................................................(3-14)
Sedangkan jika pori-pori batuan hanya terdiri dua macam fluida yaitu
minyak dan air, maka:
So + Sw = 1 ............................................................................................(3-15)
3.1.2.
Sifat Fisik Fluida Reservoir
Fluida minyak bumi dijumpai dalam bentuk cair, sehingga sesuai dengan
sifat cairan pada umumnya, pada fasa cair jarak antara molekul – molekulnya relatif
lebih kecil daripada gas. Sifat – sifat minyak bumi yang akan dibahas adalah
densitas, viskositas, faktor volume formasi, dan kompressibilitas.
3.1.2.1. Faktor Volume Formasi Minyak
Faktor volume formasi minyak adalah perbandingan relatif antara volume
minyak awal (kondisi reservoir) terhadap volume minyak akhir (kondisi tangki
pengumpul), bila dibawa ke keadaan standart.
Pada saat tekanan reservoir diatas tekanan gelembung (Pb), maka minyak
dan gas yang terlarut didalamnya berada dalam pori-pori batuan bersama-sama,
sehingga keadaan ini disebut faktor volume formasi total (Bt).
Bt didefinisikan sebagai banyaknya volume minyak dan gas yang terlarut
didalamnya dalam barrel pada kondisi reservoir yang ditempati oleh satu stock tank
barrel (STB) minyak dan gas yang terlarut didalamnya. Harga Bt dapat ditentukan
dengan menggunakan persamaan berikut:
30
Bt = Bo + Bg(Rsi – Rs).......................................................................... (3-16)
Keterangan :
Bt
= Faktor volume formasi total, BBL/STB
Bo = Faktor volume formasi minyak, BBL/STB
Bg = Faktor volume formasi gas, BBL/STB
Rsi = Kelarutan gas dalam minyak mula-mula, SCF/STB
Rs = Kelarutan gas dalam minyak pada tekanan tertentu, SCF/STB.
Harga Bt dapat pula tentukan dengan menggunakan korelasi Standing
(1947), dengan terlebih dahulu mengetahui tekanan, temperatur, gravity minyak,
gravity gas, dan kelarutan gas dalam minyak.
Standing melakukan perhitungan Bo secara empiris:
 γg
Bo = 0.972 + ( 0.000147. [ R s .
 γo

 + 1.25T ]1.175 ) ..............................(3-17)

Keterangan :
Rs = Kelarutan gas dalam minyak, scf/stb
o = Specific gravity minyak, lb/cuft
g = Specific gravity gas, lb/cuft
T
= Temperatur, oF.
Harga faktor volume formasi
(Bo) dipengaruhi oleh beberapa harga
tekanan, yaitu :
•
Tekanan dibawah Pb (P < Pb), Bo akan turun akibat sebagian gas
terbebaskan.
•
Tekanan diantara Pi dan Pb (Pb < P < Pi), Bo akan naik sebagai akibat
terjadinya pengembangan gas.
Korelasi antara tekanan dengan faktor volume formasi dapat dilihat pada
gambar berikut:
31
Gambar 3.3.
Perbandingan Antara Faktor Volume Formasi Minyak dengan Flash
Liberation dan Differential Liberation
(Amyx, J.W, 1960)
Gambar 3.4.
Hubungan Faktor Volume Formasi Minyak dengan Tekanan
(Mc Cain, 1973)
3.1.2.2. Kelarutan Gas dalam Minyak
Kelarutan gas (Rs) adalah banyaknya volume gas yang terbebaskan (pada
kondisi standart) dari suatu minyak mentah di dalam reservoir, yang di permukaan
volumenya sebesar satu stock tank barrel.
Faktor yang mempengaruhi Rs adalah :
• Tekanan, pada suhu tetap, kelarutan gas dalam sejumlah zat cair tertentu
berbanding lurus dengan tekanan, kelarutan gas akan naik dengan
bertambahnya tekanan sampai mencapai tekanan bubble, setelah mencapai
tekanan bubble maka kelarutan gas akan konstan.
• Komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas dalam minyak semakin besar
dengan menurunnya specific gravity minyak.
• Temperatur, Rs akan berkurang dengan naiknya temperatur.
32
Berikut ini adalah gambar yang menunjukkan korelasi antara tekanan
reservoir dengan perubahan nilai kelarutan gas.
Gambar 3.5.
Kelarutan Gas dalam Minyak sebagai Fungsi Tekanan
(Mc Cain, 1973)
3.1.2.3. Viskositas
Viskositas minyak (µo) didefinisikan sebagai ukuran ketahanan minyak
terhadap aliran, dengan satuan centi poise (cp) atau 0.01 gr/cm-sec. Viskositas
minyak tergantung dari tekanan, temperatur, gravity minyak dan kelarutan gas
dalam minyak. Viskositas minyak akan turun dengan naiknya temperatur dan akan
naik dengan bertambahnya berat molekul. Viskositas minyak dipengaruhi oleh P,
T, dan Rs. Viskositas minyak akan turun dengan naiknya tekanan sampai mencapai
tekanan bubble, setelah mencapai tekanan bubble maka viskositas akan naik.
Berikut ini adalah gambar yang menunjukkan korelasi antara tekanan
reservoir dengan perubahan nilai kelarutan gas.
Gambar 3.6.
Hubungan Viskositas Minyak dengan Tekanan Reservoir
33
3.2.
Decline Curve Analysis
3.2.1.
Metode Decline Curve Analysis
Metode decline curve merupakan salah satu
metode
untuk
memperkirakan besarnya cadangan minyak berdasarkan data–data produksi
setelah selang waktu tertentu. Perkiraan cadangan kumulatif dan cadangan sisa
dengan menggunakan metode ini didasarkan pada data produksi. Syarat
penggunaan metode decline curve adalah telah terjadi penurunan laju produksi
dan tidak dilakukan perubahan metode produksi.
Penurunan laju produksi dipengaruhi oleh berbagai macam faktor,
diantaranya mekanisme pendorong reservoir, tekanan, sifat fisik batuan dan fluida
reservoir. Pada dasarnya perkiraan jumlah cadangan hidrokarbon, yaitu minyak
atau gas menggunakan metode decline curve adalah memperkirakan hasil
ekstrapolasi (penarikan garis lurus) yang diperoleh dari suatu kurva yang dibuat
berdasarkan plotting antara data produksi atau produksi kumulatif terhadap waktu
produksinya. Beberapa macam tipe grafik yang dapat digunakan untuk peramalan
cadangan dan produksi hidrokarbon adalah :
1. Laju produksi terhadap waktu (q vs t)
2. Laju produksi terhadap produksi kumulatif (q vs Np)
3. Persen minyak terhadap produksi kumulatif (% oil vs Np)
4. Produksi kumulatif gas terhadap produksi kumulatif minyak (Gp vs Np)
5. Tekanan reservoir terhadap waktu (P vs t)
6. P/Z vs produksi kumulatif (untuk reservoir gas)
Grafik yang umum digunakan adalah tipe pertama (q vs t) dan kedua (q
vs Np) dimana keduanya memberikan pendekatan grafis yang dinamakan decline
curve, seperti terlihat pada Gambar 3.7.
34
Gambar 3.7.
Grafik q vs t pada Decline Curve
(Smith, C.R., Tracy, G., Farrar, R.L., 1992)
Gambar 3 8.
Grafik q vs Np pada Decline Curve
(Smith, C.R., Tracy, G., Farrar, R.L., 1992)
Kurva penurunan (decline curve) terbentuk akibat adanya penurunan
produksi yang disebabkan penurunan tekanan statis reservoir seiring dengan
diproduksikannya hidrokarbon, yaitu minyak dan gas. Para ahli reservoir mencoba
menarik hubungan antara laju produksi terhadap waktu dan terhadap produksi
kumulatif dengan tujuan memperkirakan produksi yang akan datang (future
production) dan umur reservoir (future life). Kurva atau pola decline suatu produksi
dicirkan oleh 3 (tiga) faktor:
35
1. Laju Produksi awal atau laju produksi dalam kurung waktu tertentu
2. Kelengkungan kurva penurunan produksi
3. Konstanta decline
Ketiga faktor di atas merupakan hasil kombinasi dari faktor :
1. Parameter geologi : fasies
2. Parameter reservoir : porositas, permeabilitas, saturasi, permeabilitas
relatif, dan dimensi reservoir
3. Parameter sifat fisik dan batuan reservoir
4. Pengaruh kondisi sumur: ukuran choke, lubang sumur, diameter lubang,
interval komplesi, kerusakan formasi, ketinggian fluida
5. Fasilitas dan mekanisme pengangkatan
Syarat-syarat dalam menganalisa kurva decline adalah sebagai berikut :
1. Jumlah sumur aktif harus konstan
2. Tidak ada perubahan choke atau perubahan kapasitas /mekanisme
pengangkatan dan perubahan komplesi untuk DCA per sumur.
3. Tidak ada masalah di lubang sumur (kepasiran)
4. Tidak ada masalah dengan fasilitas atau gangguan dari surface
Decline curve yang digunakan pada saat ini merupakan plot dari rate
produksi vs waktu pada kertas semilog, log-log dan kertas dengan skala tertentu.
Semilog lebih umum digunakan dibandingkan yang lain. Jika log rate produksi
diplot terhadap waktu maka akan terjadi straight line (garis lurus), hal ini
dinamakan dengan exponential decline. Pada Gambar 3.9 menunjukkan tipe dasar
dari decline curve.
Metode ini memerlukan suatu asumsi, bahwa makin lama rate produksi
sumur akan makin menurun, oleh karena itu analisa decline curve hanya dapat
digunakan selama kondisi mekanis dan radius pengurasan tetap konstan didalam
suatu sumur mampu berproduksi pada kapasitasnya.
36
Gambar 3.9.
Tipe Dasar Decline Curve
(Smith, C.R., Tracy, G., Farrar, R.L., 1992)
Analisa decline curve memerlukan beberapa data produksi, data ini
merupakan data yang paling mudah diperoleh karena selalu dicatat dengan teliti
sehingga cara yang paling mudah untuk penafsiran adalah mencari hubungan antara
rate
produksi
terhadap
waktu
dan
produksi
komulatif,
kemudian
mengekstrapolasikan hubungan itu sampai suatu batas ekonomis. Titik potong
ekstrapolasi dengan batas ekonomis itu menunjukkan kemungkinan sumur dan
recovery di masa mendatang. Anggapan yang digunakan pada metode ini adalah:
1. Reservoir atau sumur diproduksikan pada kapasitasnya.
2. Performance reservoir di masa datang tetap sama dengan performance
reservoir dimasa lalu.
3.2.2.
Jenis Decline Curve
Secara umum decline dapat dibagi menjadi 3 jenis yaitu exponential
decline, hyperbolic decline dan harmonic decline berdasarkan harga eksponen
decline-nya atau lebih dikenal dengan "b". Harga b berkisar 0 sampai dengan 1. Jika
harga b=0 maka disebut sebagai exponential decline, jika harga (0<b<1) maka
disebut hyperbolic decline dan jika harga b=l disebut dengan harmonic decline.
Untuk harga b=0 (exponential decline) dan b=l (harmonic decline) merupakan
kasus yang khusus dan jarang ditemukan, tipe hyperbolic decline (0<b<l)
37
merupakan kasus yang umum. Untuk menentukan besarnya eksponen decline dapat
ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut (Persamaan 3-18)
𝑞
𝑑( 𝑑𝑞 )
𝑑𝑡
-b =
𝑑𝑡
...............................................................................(3-18)
Keterangan:
b
= Eksponen decline
q
= Rate produksi, BOPD
t
= Waktu, hari
Secara umum harga D (nominal decline rates) dapat ditentukan dengan
menggunakan persamaan dibawah ini :
𝑞𝑖
𝑞
( )−1
D=
𝑏
..............................................................................(3-19)
Keterangan:
qi = Laju produksi minyak pada saat initial (pertama kali), BOPD
q = Laju produksi, BOPD
t
= Waktu, bulan
b = Eksponen decline
untuk lebih jelasnya tentang persamaan decline curve dapat dilihat pada Tabel III1
38
Tabel III- 1
Persamaan-Persamaan Decline Curve
(Smith, C.R., Tracy, G., Farrar, R.L., 1992)
3.2.2.1. Exponential Decline Curve
Jika log rate produksi di plot terhadap waktu maka akan terjadi straight
line (garis lurus), hal ini dinamakan dengan exponential decline. Eksponential
decline sering disebut sebagai constant percentage decline atau geometric decline,
yang dicirikan dengan kenyataan bahwa penurunan rate produksi per satuan waktu
adalah sebanding dengan rate produksi, Kurva penurunan yang konstan ini hanya
diperoleh bila loss ratio-nya konstan.
Secara matematis bentuk kurva penurunannya dapat dituliskan sebagai
berikut:
q = qi.e-Dt ................................................................................................................ (3-20)
Keterangan :
q = Laju produksi pada waktu t, volume/waktu
qi = Laju produksi pada waktu = 0, volume/waktu
d = Nominal exponential decline rate, 1/waktu
t = Waktu
e = Bilangan logaritma (2,718)
39
3.2.2.2. Hyperbolic Decline Curve
Data produksi yang diplot dan menunjukkan garis kelengkungan ke atas
pada kertas semilog menunjukkan kasus hyperbolic decline.
Persamaan hyperbolic decline ditunjukkan pada persamaan dibawah ini:
1
q = qi(1 + 𝑏𝐷𝑖 𝑡)−𝑏 .................................................................................(3-21)
Keterangan:
q = Laju produksi pada waktu t, vol/satuan waktu
qi = Laju produksi awal (t = 0), vol/ satuan waktu
Di = Nominal decline rate awal (t = 0), 1/waktu
b = Eksponen hyperbolic
t = Waktu
Nilai b, berada pada kisaran 0 dan 1. Ketika b bernilai 0 (b = 0), maka
disebut dengan exponential decline dan jika b = 1 maka disebut dengan harmonic
decline. Nilai b yang semakin besar akan akan memperpanjang lifetime dari suatu
sumur.
3.2.2.3. Harmonic Decline Curve
Pada harmonic decline ini penurunan laju produksi persatuan waktu
berbanding lurus terhadap laju produksinya sendiri. Bentuk harmonic curve
merupakan bentuk khusus dari bentuk hyperbolic, yaitu untuk harga b = 1. Secara
matematis bentuk persamaan dari harmonic decline dapat ditulis:
q=
𝑞𝑖
1+𝐷𝑖𝑡
...............................................................................................(3-22)
Hubungan laju produksi dengan produksi kumulatif ditunjukkan dengan persamaan
sebagai berikut:
Np =
𝑞
𝐷𝑖
𝑞𝑖
ln *f........................................................................................(3-23)
𝑞
*f adalah unit waktu (jika q dalam BOPD dan Di dalam 1 tahun maka f = 365).
3.2.3.
Penentuan Tipe Decline Curve
Tipe decline curve ditentukan sebelum melakukan perkiraan jumlah
cadangan sisa dan umur dari reservoir yang dikaji berproduksi sampai qlimit.
40
Berdasarkan nilai b (eksponen decline), penentuan tipe Decline Curve yaitu
menggunakan metode Loss-Ratio, dan metode Trial Error and X2-Chisquare Test.
3.2.3.1. Metode Loss - Ratio
Arp’s J.J. (1944) mengembangkan teknik ekstrapolasi decline curve
dengan menggunakan Metode Loss-Ratio (a). Loss ratio didefinisikan sebagai laju
produksi pada akhir periode waktu produksi dibagi dengan kehilangan produksi
(loss) selama periode tersebut (q/(dq/dt)), yaitu merupakan kebalikan dari decline
rate dan disajikan dalam bentuk tabulasi untuk keperluan ekstrapolasi dan
identifikasi daripada jenis decline curve.
Langkah-langkah perhitungan eksponen decline (b) dengan metode loss
ratio adalah sebagai berikut:
1. Buat tabulasi yang meliputi: nomor, waktu (t), Δt, qo, Δqo, a (loss ratio),
∆a, dan b (eksponen decline).
2. Untuk kolom dt (time), perhitungan : ∆t = t0 - t1
3. Untuk kolom ∆q (bbl/month), perhitungan :
∆qn = q0 – q1
4. Untuk kolom a (loss ratio), perhitungan :
𝑞
an = - ∆𝑞 ...........................................................................................(3-24)
( )
∆𝑡
5. Untuk kolom Δa, perhitungan : Δan = a2 - a1
6. Untuk kolom b (eksponen decline), perhitungan :
bn =
∆𝑎
∆𝑡
...............................................................................................(3-25)
7. Ulangi prosedur perhitungan pada langkah (3) sampai langkah (6) untuk
menghitung data-data selanjutnya.
8. Kemudian untuk menentukan penentuan jenis kurva yaitu :
∑𝑏
b = |𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝐷𝑎𝑡𝑎| .................................................................................(3-26)
3.2.3.2. Metode Trial Error and X2 Chisquare-Test
Metode Trial Error and X2-Chisquare Test memperkirakan harga qo pada
asumsi berbagai macam harga b, dan kemudian menentukan selisih terkecil dari
41
qactual dengan qforecast yang sudah dihitung sebelumnya. Prosedur perhitungannya
sebagai berikut:
1.
Buat tabulasi yang meliputi: nomor, waktu (t), qo actual, kemudian qo
forecast serta D (rate of decline) dengan berbagai harga b, dan terakhir
X2 (selisih antara qo actual dengan qo forecast).
2.
Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk exponential, b =
0,1 – 0,9 untuk hyperbolic, b = 1 untuk harmonic).
3.
Hitung Di dengan perumpamaan:
•
Pada b = 0, hitung Di:
𝑞
𝑙𝑛( 𝑖 )
𝑞𝑡
D=
•
𝑡𝑡
.......................................................................(3-27)
Pada b = 0,1 – 0,9, hitung Di:
Dn =
•
(𝑞𝑖 /𝑞𝑡 )𝑏 − 1
𝑏.𝑡𝑡
..............................................................(3-28)
Pada b = 1, hitung Di:
𝑞
( 𝑖 )−1
D=
4.
𝑞𝑡
𝑡𝑡
......................................................................(3-29)
Hitung qo forecast, yaitu:
•
Pada b = 0, hitung qo forecast:
qn = qi e-D.t ......................................................................(3-30)
•
Pada b = 0.1 – 0.9, hitung qo forecast:
qn = qi (1+b D.t)-1/b .........................................................(3-31)
•
Pada b = 1, hitung qo forecast:
qn = qi (1 + D.t)-1 ...........................................................(3-32)
dimana untuk harga qi = harga qo aktual, harga D didapat dari langkah 3
dan harga dari t = ∆t.
5.
Hitung X2 (selisih antara qo actual dengan qo forecast) dengan
menggunakan rumus Chi-Square Test, seperti persamaan dibawah ini:
X2n = |
(𝑓𝑖 − 𝐹𝑖)2
𝐹𝑖
| ........................................................................(3-33)
42
6.
Ulangi prosedur perhitungan pada langkah 3 sampai langkah 5 untuk
menghitung data-data selanjutnya.
7.
Tentukan Σ harga X2 yang paling kecil. Harga X2 yang paling kecil
menunjukkan kurva yang paling fit untuk mewakili titik-titik data
yang sedang dianalisa dengan harga :
3.2.4.
•
Exponential Decline : b = 0
•
Hyperbolic Decline : b > 0, b ≠ 1
•
Harmonic Decline : b =1
Kumulatif Produksi (Np)
Kumulatif produksi (Np) adalah total minyak yang telah diproduksikan
dari reservoir ke permukaan dalam jangka waktu tertentu. Kumulatif produksi ini
dapat ditentukan berdasarkan sumur, lapangan, atau cekungan.
3.2.5.
Estimated Ultimate Recovery (EUR)
Estimated Ultimate Recovery (EUR) adalah estimasi jumlah hidrokarbon
yang dapat diproduksikan sesuai dengan teknologi, kondisi ekonomi, dan peraturan
yang ada pada saat itu dan diproduksikan sampai dengan batas ekonominya.
Penentuan estimasi jumlah minyak di reservoir yang dapat diproduksikan
berdasarkan analisa decline curve dapat dihitung dengan persamaan berikut :
EUR = Np + Nplimit ............................................................................(3-34)
Keterangan :
EUR = Estimated Ultimate Recovery, bbl
Np
= Kumulatif produksi, bbl
Nplimit = Perkiraan kumulatif produksi hingga economic limit rate-nya, bbl
3.2.6.
Recovery Factor
Recovery Factor adalah perbandingan jumlah minyak yang dapat
diambil dengan berbagai metode produksi yaitu primary recovery, secondary
recovery, dan tertiary recovery dengan jumlah minyak yang ada di reservoir
(inplace). Meningkatnya recovery factor merupakan indikasi dalam keberhasilan
metode produksi yang digunakan untuk mengangkat minyak ke permukaan.
Adapun persamaan yang digunakan untuk menentukan recovery factor (RF)
berdasarkan analisa decline curve adalah sebagai berikut:
43
𝑅𝐹 =
𝐸𝑈𝑅
𝑂𝑂𝐼𝑃
× 100% ..........................................................................(3-35)
Keterangan :
RF
= Recovery Factor
EUR = Estimated Ultimate Recovery, bbl
OOIP = Jumlah kandungan minyak mula- mula di reservoir, bbl
Menurut karakteristik batuan dan fluida reservoir, dapat ditentukan juga
recovery factor maksimal yang dapat dihasilkan dari reservoir tersebut. Nilai
recovery factor ini adalah nilai perolehan minyak maksimal yang diperoleh
dengan teknologi primary dan secondary recovery tanpa mengubah karakteristik
batuan maupun fluida reservoir dengan tertiary recovery. Oleh karena itu, nilai
EUR yang digunakan untuk menghitung recovery factor maksimal ini adalah
moveable oil yaitu volume cadangan yang dapat dipindahkan dengan primary dan
secondary recovery atau volume cadangan yang dapat dipindahkan hingga
mencapai nilai residual oil saturation (Sor). Pada penentuan nilai recovery factor
ini diperlukan adanya data special core analysis (SCAL). Secara matematis, nilai
RF maksimal ini dapat dituliskan dengan persamaan :
RFscal =
(1−𝑆𝑤 −𝑆𝑜𝑟 )
(1−𝑆𝑤 )
................................................................ (3-36)
Keterangan:
RFscal = Recovery factor berdasarkan SCAL, %
3.3.
A
= Luas area, ft2
h
= Ketebalan net pay, ft
ϕ
= Porositas, fraksi
Sw
= Saturasi air, fraksi
Sor
= Residual oil saturation, fraksi
Boi
= Faktor volume formasi minyak awal, bbl/STB
Perencanaan Pengembangan Lapangan
Dalam memproduksikan sebuah lapangan minyak dan gas, diperlukan
sebuah perencanaan pengembangan lapangan yang tepat. Pengembangan lapangan
ini bertujuan untuk meningkatkan produksi minyak dan gas dengan cara melakukan
pengurasan terhadap lapisan produktif yang masih belum terkuras oleh sumur –
44
sumur yang ada atau mempertahankan kondisi reservoir sebelumnya. Perencanaan
pengembangan yang dilakukan juga dapat memberikan informasi mengenai
keadaan reservoir secara menyeluruh dan bagaimana produksi dari reservoir yang
ada pada masa yang akan datang. Dengan dilakukannya perencanaan
pengembangan lapangan yang tepat, diharapkan terjadi kenaikan perolehan minyak
dan gas sesuai dengan kondisi reservoir lapangan.
Pengembangan lapangan yang dilakukan adalah Infill drilling. Infill
drilling adalah jenis pemboran pengembangan dengan menambahkan sumur sisipan
di antara sumur-sumur existing pada lapangan minyak yang telah berproduksi.
Dilakukannya Infill drilling bertujuan untuk melakukan akselerasi proses produksi
yaitu mempercepat pengangkatan (recoverable oil) minyak pada suatu reservoir
yang masih mungkin dapat diproduksikan atau menguras area reservoir yang belum
terkuras oleh sumur-umur produksi yang telah ada sebelumnya. Oleh karena itu,
skenario penambahan sumur Infill lebih baik dilakukan pada lapangan minyak
berproduksi namun laju produksinya telah terjadi penurunan atau laju produksi
lapangan masih dibawah laju produksi efisien.
3.3.1.
Perencanaan Titik Serap
Titik serap adalah titik yang akan menjadi posisi dari suatu sumur
pengembangan, yaitu sumur Infill pada area suatu reservoir atau lapisan produktif.
Dilakukannya penambahan titik serap ini merupakan salah satu langkah
pengembangan lapangan yang bertujuan untuk memberikan kenaikan perolehan
minyak dengan cara menguras lapisan produktif yang belum terkuras secara
maksimal dan mempercepat pengangkatan cadangan yang mungkin dapat diangkat
pada suatu reservoir. Dengan adanya titik serap baru ini, maka spasi sumur – sumur
produksi yang ada akan mengecil sehingga akan terjadi kenaikan laju produksi.
Untuk mendapatkan lokasi titik serap yang baru dari reservoir atau lapisan produktif
tersebut, maka diperlukan studi perencanaan dalam pemilihan lokasi yang tepat.
Adapun beberapa faktor yang memengaruhi pertimbangan dalam
merencanakan titik serap, antara lain:
1. Jumlah cadangan sisa minyak yang masih mungkin diproduksikan namun
belum terkuras oleh sumur-sumur produksi yang ada (sumur existing).
45
2. Luas daerah pengurasan dari sumur-sumur berproduksi.
3. Performance produksi sumur – sumur yang sudah ada sebelumnya.
4. Posisi struktur geologi.
5. Tingkat heterogenitas reservoir, dan
6. Distribusi tekanan reservoir.
3.3.1.1. Hydrocarbon Pore Volume (HCPV)
Dalam perencanaan titik Infill, peta hydrocarbon pore volume adalah salah
satu parameter penting. Hydrocarbon pore volume adalah jumlah total hidrokarbon
yang berada di dalam pori – pori batuan reservoir, sehingga peta ini menunjukkan
area jumlah hidrokarbon yang terkandung di dalam pori – pori batuan. Nilai HCPV
ini berbanding lurus dengan jumlah cadangan pada reservoir. Pada area dengan nilai
HCPV tinggi, dapat diartikan bahwa pada area tersebut reservoirnya memiliki
cadangan minyak yang tinggi juga sehingga titik serap baru dapat direncanakan
untuk ditambahkan pada area tersebut dengan anggapan bahwa area reservoir
tersebut belum terkuras secara maksimal. Secara matematis, HCPV dapat dituliskan
sebagai berikut :
HCPV = A × h × ϕ × (1-Swi) ................................................................ (3-37)
Dimana:
HCPV = Hydrocarbon pore volume, acre-ft
A
= Luas area, acre
h
= Ketebalan net pay, ft
ϕ
= Porositas, fraksi
Swi
= Saturasi air awal, fraksi
3.3.1.2. Original Oil In Place (OOIP)
Original oil in place (OOIP) adalah jumlah minyak mula-mula yang
terdapat di reservoir sebelum reservoir tersebut diproduksikan, OOIP ini tidak ada
kaitannya dengan kelakuan reservoir tersebut (Dadang, 2012).
Nilai OOIP akan menunjukkan besarnya cadangan yang ada pada
reservoir. Pada area yang memiliki nilai OOIP besar, maka pada area itu akan
menjadi salah satu titik yang direkomendasikan untuk dijadikan sebagai titik serap
46
baru. Perkiraan nilai OOIP dapat ditentukan dengan beberapa metode, salah satunya
adalah metode volumetrik. Perkiraan nilai OOIP dengan metode volumetrik dapat
dituliskan dengan persamaan berikut :
OOIP =
7758 𝑥 𝐴 𝑥 ℎ 𝑥 𝜙 𝑥 (1−𝑆𝑤𝑖 )
𝐵𝑜𝑖
....................................................(3-38)
Dimana:
OOIP = Original Oil In Place, STB
A
= Luas area, acre
h
= Ketebalan net pay, ft
ϕ
= Porositas, fraksi
Swi
= Saturasi air awal, fraksi
Boi
= Faktor volume formasi minyak awal, bbl/STB
3.3.1.3. Moveable Oil
Moveable Oil adalah nilai volume minyak per satuan volume yang dapat
diproduksi dengan proses produksi yang ada. Moveable oil juga dapat diartikan
dengan jumlah minyak yang dapat diproduksikan hingga mencapai nilai residual
oil saturation (Sor). Residual oil saturation adalah saturasi minyak minimum (sisa)
yang tidak dapat bergerak tanpa merubah sifat – sifat kimia batuan dan fluidanya.
Oleh karena itu, pada saat penentuan besarnya nilai moveable oil maka hanya
minyak yang dapat dipindahkan dengan primary dan secondary recovery yang akan
diperhitungkan. Secara matematis, moveable oil dapat dituliskan sebagai berikut :
Moveable Oil =
7758 𝑥 𝐴 𝑥 ℎ 𝑥 𝜙 𝑥 (1−𝑆𝑤 −𝑆𝑜𝑟 )
𝐵𝑜𝑖
...............................(3-39)
Keterangan :
A
= Luas area, ft2
h
= Ketebalan net pay, ft
ϕ
= Porositas, fraksi
Sw = Saturasi air, fraksi
Sor = Residual oil saturation, fraksi
Boi = Faktor volume formasi minyak awal, bbl/STB
3.3.1.4. Remaining Moveable
Remaining Moveable adalah sisa cadangan minyak yang dapat
47
diproduksikan hingga mencapai nilai residual oil saturation (Sor) yang tertinggal
di reservoir atau yang belum diproduksikan dan yang mungkin dapat
diproduksikan sesuai dengan teknologi yang ada pada saat itu. Remaining
moveable ini merupakan sisa cadangan maksimal yang dapat diproduksikan
dengan primary dan secondary recovery. Nilai remaining moveable akan
menunjukkan besarnya cadangan minyak maksimal yang dapat diproduksikan
berdasarkan sifat – sifat batuan dan fluida reservoir. Remaining moveable adalah
salah satu faktor yang penting dalam perencanaan pengembangan lapangan. Nilai
remaining moveable yang besar akan menunjukkan bahwa lapangan perlu
dikembangkan lebih lanjut untuk dapat menguras minyak dengan maksimal. Pada
area dengan nilai remaining moveable yang besar, dapat direkomendasikan titik
Infill yang lebih banyak sehingga diharapkan dapat menguras sisa cadangan yang
ada dengan maksimal. Secara matematis, remaining moveable dapat dituliskan
sebagai berikut :
Remaining Moveable = Moveable Oil – Np .................................. (3-40)
Dimana:
Np
= Kumulatif produksi minyak, STB
3.3.1.5. Oil Producing Potential
Oil producing potential merupakan besarnya volume minyak di dalam
reservoir yang dapat diproduksikan sebagai fungsi dari transmissibility (tekanan
dan permeabilitas). Nilai transmissibility menunjukkan kemampuan reservoir
untuk mengalirkan fluida reservoir. Pada penelitian ini, oil producing potential
dapat dijabarkan dengan persamaan berikut :
Oil Producing Potential = Remaining Moveable x k .................... (3-41)
Dimana:
k = Permeabilitas, mD
3.3.1.6. Penentuan Radius Pengurasan Sumur
Radius pengurasan dari sumur-sumur aktif harus diperhatikan dalam
penentuan titik-titik serap baru. Radius pengurasan merupakan fungsi dari waktu
produksi yang berarti semakin bertambahnya waktu maka jari-jari penyerapan akan
bertambah besar seiring dengan proses produksi dan akan berhenti berkembang
48
ketika telah mencapai batas reservoir (boundary) atau mencapai area penyerapan
sumur sekitar (tercapainya interferensi). Penentuan radius pengurasan sumur ini
sangat penting dalam penentuan letak titik Infill. Radius pengurasan digunakan
untuk menentukan spasi sumur – sumur Infill baru. Semakin besar atau luas radius
pengurasan dari sumur existing yang ada maka area yang dapat direkomendasikan
sebagai titik Infill akan semakin mengecil dikarenakan radius pengurasan ini
menunjukkan area dengan cadangan yang sudah terkuras oleh sumur – sumur
existing yang ada dan sebaliknya. Spasi dan jarak sumur – sumur Infill baru dengan
sumur existing atau sumur Infill ini juga akan memengaruhi prestasi dari sumur
Infill tersebut.
Penentuan radius pengurasan dari sebuah sumur dapat ditentukan dengan
analisa well testing, perhitungan dengan metode volumetris atau dengan
menggunakan persamaan Darcy aliran lebih dari satu fasa. Pada persamaan
volumetris ini, salah satu faktor yang berpengaruh adalah kumulatif produksi dari
minyak karena kumulatif produksi minyak bertambah seiring waktu maka besarnya
radius akan bertambah juga. Persamaan yang digunakan yaitu :
r=√
43560𝑥𝑁𝑝 𝑥𝐵𝑜𝑖
7758𝑥3.14𝑥ℎ𝑥3.2𝑥𝜙𝑥(1−𝑆𝑤𝑖 )𝑥𝑅𝐹
.................................................(3-42)
Dengan:
r
= Jari – jari pengurasan, ft
Np = Kumulatif produksi minyak, stb
Boi = Faktor volume formasi minyak, stb/bbl
h
= Tebal lapisan produktif, ft

= Porositas, fraksi
Swi = Saturasi awal mula – mula, fraksi
Rf
3.3.2.
= Recovery factor
Penentuan Laju Alir Awal Sumur Infill (Qi)
Salah satu parameter yang harus ditentukan dalam pengembangan
lapangan dengan penambahan sumur Infill berdasarkan metode decline curve
adalah laju alir awal sumur Infill. Laju alir awal ini merupakan laju alir yang
digunakan pada saat pembukaan sumur Infill. Pada penelitian ini digunakan
49
beberapa penarikan trend korelasi (hubungan) antara beberapa parameter lapangan
sehingga didapatkan nilai Qi yang sesuai. Korelasi yang digunakan antara lain :
• Trend peak production (Qpeak) vs date
• Trend peak production (Qpeak) vs transmissibility (kh)
• Trend peak production (Qpeak) vs transmissibility per time (kh/Date)
• Trend peak production vs PI (productivity index)
Pada penelitian ini, penulis menentukan nilai productivity index dengan
persamaan productivity index yang memiliki keterbatasan data (Kermit Vol. 4)
sebagai berikut:
𝑘.ℎ
PI = 𝜇
𝑜 𝐵𝑜
.......................................................................................(3-43)
Dimana:
PI = Productivity index
K = Permeabilitas (mD)
h = Tebal net pay (ft)
µo= Viskositas minyak (Cp)
Bo= Faktor volume formasi minyak (bbl/STB)
Nilai transmissibility (kh) yang merupakan parameter yang dihasilkan dari
perkalian antara permeabilitas dan ketebalan zona net pay yang selanjutnya dapat
diklasifikasikan untuk melihat bagaimana potensi dari suatu sumur minyak atau gas
(Kermit Vol.4) untuk berproduksi. Berikut dijabarkan nilai transmissibility (kh)
dalam md-ft:
•
kh = 0 – 100 md-ft (not a very good well)
•
kh = 100 – 1000 md-ft (good well)
•
kh = 1000 – 5000 md-ft (excellent well)
•
kh > 5000 md-ft (biasanya akan melebihi sistem kapasitas piping ketika
nilai kh melebihi 5000 md-ft. jika tekanan static reservoir tinggi, maka
sebuah sumur dapat beproduksi pada segala rate yang diinginkan).
3.4.
Pengenalan Oilfield Manager Software
Oilfield Manager Software (OFM) adalah perangkat lunak keluaran dari
perusahaan
Schlumberger.
Software
ini
ditujukan
digunakan
untuk
50
mengintegrasikan data produksi dan data reservoir dari suatu lapangan menjadi satu
kesatuan sistem yang berfungsi untuk monitoring dari sebuah lapangan.. Software
ini digunakan sebagai pembantu dalam mengambil keputusan manajemen lapangan
minyak dalam tahap eksplorasi dan produksi. Software ini juga digunakan untuk
menganalisis dan meramalkan laju produksi dimasa yang akan datang berdasarkan
data produksi aktual dari suatu sumur atau reservoir. Melalui Software ini dapat
dilakukan pengembangan lapangan berdasarkan data performance produksi yang
ada dari sebuah lapangan.
Software ini menyediakan tools yang ditujukan untuk melakukan
pekerjaan secara terintegrasi dan menampilkan output dalam bentuk basemap, plot,
reports, bubble map dan decline curve analysis yang bertujuan untuk merencanakan
peningkatan produksi dalam rangka perencanaan pengembangan lapangan.
Software Oilfield Manager (OFM) menyediakan hubungan terintegritas
antara data sumur, produksi, dan reservoir melalui koneksi dengan database yang
dimiliki perusahaan. Fleksibitas dalam pengintegrasian ini merupakan metode yang
efektif untuk menampilkan, meningkatkan, dan menganalisa data reservoir dan
produksi dari suatu lapangan.
Software ini menciptakan fungsi hubungan sistem meliputi engineering,
finansial, analisa log, finansial, bahasa logika, matematis, pressure-volumetemperature (PVT), statistik, dan sistem pengoperasian yang lain yang berguna
sebagai bahan analisa produksi dan reservoir engineering. Dalam Software ini,
pengguna dapat memasukkan fungsi persamaan dan variabel perhitungan yang
digunakan untuk menyempurnakan analisa engineering.
51
Gambar 3.10.
Interface Oilfield Manager ver. 2009
(Dokumentasi Pribadi, 2021)
3.4.1.
Langkah Awal Menggunakan Oilfield Manager Software
Dalam menggunakan oilfield manager Software, maka langkah – langkah
yang harus dilakukan adalah :
1. Membuat database dalam format .mdb pada microsoft access.
2. Input database dengan cara klik file > new workspace > pilih file
database yang digunakan.
3. Klik fields yang akan digunakan pada analisa OFM dan sesuaikan
table dengan bentuk data.
4. Klik OK lalu akan muncul basemap yang berisi nama sumur dan
titik sumur yang ada.
5. Lakukan analisa yang dibutuhkan, seperti pembuatan grafik,
pembuatan report, pembuatan grid map, pembuatan base map,
maupun forecasting dengan analisa decline curve.
BAB IV
ANALISA DATA PERENCANAAN PENAMBAHAN DAN FORECASTING
SUMUR INFILL LAPANGAN “HRD”
4.1.
Pengolahan Data Lapangan pada Microsoft Excel
Dilakukan pengolahan data lapangan yaitu data produksi, reservoir
properties, dan SCAL. Pengolahan data lapangan pada microsoft excel
menghasilkan tabel data pada Tabel IV-1 berikut. Untuk contoh tabel pengolahan
data produksi harian sumur CLD-003, CLD-004, CLD-005, CLD-006 dan tabel
pengolahan data parameter reservoir dapat dilihat pada Lampiran A.
Tabel IV- 1
Contoh Tabel Pengolahan Data Produksi Harian Sumur CLD-001TW pada
Microsoft Excel
UNIQUEID
LAYER
DATE
CLD-001TW_G
CLD-001TW_G
CLD-001TW_G
CLD-001TW_G
CLD-001TW_G
CLD-001TW_G
CLD-001TW_G
CLD-001TW_G
CLD-001TW_G
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
CLD-001TW_K1
G
G
G
G
G
G
G
G
G
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
29/07/2013
30/07/2013
31/07/2013
01/08/2013
02/08/2013
03/08/2013
07/08/2013
08/08/2013
09/08/2013
02/12/2016
03/12/2016
04/12/2016
11/04/2021
12/04/2021
13/04/2021
14/04/2021
15/04/2021
16/04/2021
17/04/2021
18/04/2021
4.2.
DAILYOIL DAILYWATER DAILYLIQUID
(bopd)
(bwpd)
(blpd)
259
72
331
358
92
450
73
148
221
200
6
206
132
5
137
60
2
62
233
7
240
200
6
206
230
7
237
168
472
640
118
468
585
166
487
653
125
116
241
123
70
193
125
106
230
126
50
176
125
58
182
127
232
359
126
89
215
125
175
300
DAILYGAS
(scfd)
34359
34359
33359
54359
49359
33359
45359
32359
41359
264854
250871
258753
79610
94736
96541
86593
81640
102316
88243
89310
DAILYWC
(%)
22
20
67
3
4
4
3
3
3
74
80
75
48
36
46
28
32
65
42
58
Gross60
(bldp)
331
450
221
204
135
62
237
204
234
165
116
163
136
136
134
132
131
137
137
133
Oil60
(bopd)
259
358
73
200
132
60
233
200
230
164
115
162
136
136
134
132
130
137
137
133
Pembuatan Database pada Microsoft Access
Langkah selanjutnya adalah pembuatan database pada microsoft access.
Setelah dilakukan pembuatan database, maka dihasilkan database sebagai berikut
(Gambar 4.1 hingga Gambar 4.4).
52
53
Gambar 4. 1
Contoh Tabel Data Harian Produksi pada Database Microsoft Access
Gambar 4. 2
Contoh Tabel Data Parameter Reservoir pada Database Microsoft Access
54
Gambar 4. 3
Contoh Tabel Data Lokasi Titik Sub Surface pada Database Microsoft Access
Gambar 4. 4
Contoh Tabel Sort Category pada Database Microsoft Access
55
4.3.
Input Database Menuju Oilfield Manager Software
Setelah melakukan pembuatan database yang sesuai dengan data lapangan
yang ada, maka selanjutnya dilakukan input database yang akan digunakan ke
OFM Software dan akan didapatkan tampilan berikut apabila input yang dilakukan
sudah berhasil.
Gambar 4. 5
Hasil Input Database Pada Oilfield Manager Software
4.4.
Peta Persebaran Reservoir Properties
Peta persebaran reservoir properties ini didasarkan pada reservoir
properties tiap – tiap lapisan yaitu Lapisan G, K1, dan L5. Peta persebaran ini
dibuat pada Software OFM sesuai dengan database yang telah di-input.
4.4.1
Peta Persebaran Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan G
Pada Lapisan G, dibuat peta persebaran reservoir properties berdasarkan
data lapangan. Tabel IV-2 adalah tabulasi data reservoir properties dan SCAL pada
Lapisan G. Selanjutnya, data reservoir properties tersebut dituangkan dalam bentuk
peta persebaran seperti pada Gambar 4.6 hingga Gambar 4.10.
Tabel IV- 2
Tabel Data Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan G
Sumur
CLD-001TW
Lapisan Porositas
G
0,10
Permeabilitas
(mD)
109,00
Swi
Sor
0,34
0,20
Tebal Net Pay
(ft)
7,32
56
Gambar 4. 6
Peta Persebaran Porositas pada Lapisan G pada Oilfield Manager Software
Gambar 4. 7
Peta Persebaran Permeabilitas pada Lapisan G pada Oilfield Manager
Software
57
Gambar 4. 8
Peta Persebaran Saturasi Air pada Lapisan G pada Oilfield Manager
Software
Gambar 4. 9
Peta Persebaran Residual Oil Saturation pada Lapisan G pada Oilfield
Manager Software
58
Gambar 4. 10
Peta Persebaran Ketebalan Net Pay pada Lapisan G pada Oilfield Manager
Software
4.4.2
Peta Persebaran Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan K1
Dengan langkah yang sama pada Lapisan G, dilakukan juga pembuatan
peta persebaran reservoir properties pada lapisan K1. Berikut adalah tabulasi data
reservoir dan SCAL (Tabel IV-3) yang kemudian nilai tersebut di-plot dalam
bentuk peta persebaran reservoir properties pada lapisan K1 (Gambar 4.11 hingga
Gambar 4.15).
Tabel IV- 3
Tabel Data Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan K1
Sumur
Lapisan
Porositas
CLD-001TW
CLD-003
CLD-006
K1
K1
K1
0,18
0,19
0,21
Permeabilitas
(mD)
43,28
68,76
25,05
Swi
Sor
0,48
0,50
0,42
0,19
0,19
0,20
Tebal Net Pay
(ft)
20,27
23,51
24,32
59
Gambar 4. 11
Peta Persebaran Porositas pada Lapisan K1 pada Oilfield Manager Software
Gambar 4. 12
Peta Persebaran Permeabilitas pada Lapisan K1 pada Oilfield Manager
Software
60
Gambar 4. 13
Peta Persebaran Saturasi Air pada Lapisan K1 pada Oilfield Manager
Software
Gambar 4. 14
Peta Persebaran Residual Oil Saturation pada Lapisan K1 pada Oilfield
Manager Software
61
Gambar 4. 15
Peta Persebaran Ketebalan Net Pay pada Lapisan K1 pada Oilfield Manager
Software
4.4.3
Peta Persebaran Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan L5
Dilakukan juga pembuatan peta persebaran reservoir properties pada
lapisan L5. Tabel IV-4 adalah tabel yang menunjukkan nilai dari masing – masing
reservoir properties dan SCAL Lapisan L5. Gambar 4.16 hingga Gambar 4.20
merupakan peta persebaran reservoir properties yang merupakan hasil plot data –
data reservoir properties pada lapisan L5.
Tabel IV- 4
Tabel Data Parameter Reservoir dan SCAL Lapisan L5
Sumur
Lapisan
Porositas
CLD-003
CLD-004
CLD-005
L5
L5
L5
0,15
0,16
0,17
Permeabilitas
(mD)
19,70
6,21
9,45
Swi
Sor
0,60
0,65
0,53
0,18
0,18
0,18
Tebal Net Pay
(ft)
6,10
7,70
6,20
62
Gambar 4. 16
Peta Persebaran Porositas pada Lapisan L5 pada Oilfield Manager Software
Gambar 4. 17
Peta Persebaran Permeabilitas pada Lapisan L5 pada Oilfield Manager
Software
63
Gambar 4. 18
Peta Persebaran Saturasi Air Lapisan L5 pada Software Oilfield Manager
Gambar 4. 19
Peta Persebaran Residual Oil Saturation Lapisan L5 pada Software Oilfield
Manager
64
Gambar 4. 20
Peta Persebaran Ketebalan Net Pay Lapisan L5 pada Software Oilfield
Manager
4.5.
Persebaran Cadangan Lapangan “HRD”
Pada penelitian ini, dilakukan pembuatan peta persebaran cadangan dari 3
lapisan yaitu Lapisan G, K1, dan L5 pada lapangan “HRD”.
4.5.1
Persebaran Hydrocarbon Pore Volume (HCPV)
Peta HCPV akan dibuat berdasarkan Persamaan 3-37. Peta HCPV dibuat
dengan bantuan Software OFM yaitu dengan peta persebaran ketebalan net pay,
porositas, serta saturasi air awal. Tabel IV-5 akan menunjukkan hasil perkiraan
nilai HCPV pada setiap lapisan. Gambar 4.21 hingga Gambar 4.23 merupakan
output dari perkiraan nilai HCPV dalam bentuk peta pada Lapisan G, K1, dan L5.
Tabel IV- 5
Tabel Hasil Prediksi HCPV Lapangan “HRD” berdasarkan Software OFM
Lapisan
G
K1
L5
TOTAL
HCPV (acre-ft)
333,07
4354,85
99,29
4787,21
65
Gambar 4. 21
Peta Persebaran Hydrocarbon Pore Volume Lapisan G
Gambar 4. 22
Peta Persebaran Hydrocarbon Pore Volume Lapisan K1
66
Gambar 4. 23
Peta Persebaran Hydrocarbon Pore Volume Lapisan L5
4.5.2
Persebaran Original Oil In Place (OOIP)
Pada perkiraan nilai OOIP Lapangan “HRD” digunakan metode
volumetrik dengan Persamaan 3-38. Tabel IV-6 dibawah menunjukkan nilai hasil
perkiraan besarnya OOIP pada masing- masing lapisan. Gambar 4.24 hingga
Gambar 4.26 merupakan output dari perkiraan nilai OOIP dalam bentuk peta pada
masing-masing lapisan berproduksi yaitu Lapisan G, K1, dan L5.
Tabel IV- 6
Tabel Hasil Perkiraan OOIP Lapangan “HRD” berdasarkan Software OFM
Lapisan
G
K1
L5
TOTAL
OOIP (MMbbl)
2,76
33,78
0,77
37,31
67
Gambar 4. 24
Peta Persebaran Original Oil In Place Lapisan G
Gambar 4. 25
Peta Persebaran Original Oil In Place Lapisan K1
68
Gambar 4. 26
Peta Persebaran Original Oil In Place Lapisan L5
4.5.3
Persebaran Moveable Oil
Sesuai dengan Persamaan 3-39, peta ini ditentukan berdasarkan peta
persebaran reservoir properties pada masing-masing lapisan. Tabel IV-7 dibawah
merupakan tabel yang menunjukkan nilai besarnya moveable oil yang dihasilkan
dari perhitungan Software OFM. Sedangkan, Gambar 4.27 hingga Gambar 4.29
adalah peta area moveable oil pada Lapisan G, K1, dan L5 hasil analisa Software
OFM.
Tabel IV- 7
Tabel Hasil Perkiraan Moveable Oil Lapangan “HRD” dengan Software OFM
Lapisan
G
K1
L5
TOTAL
Moveable Oil
(MMbbl)
1,66
18,72
0,48
20,86
69
Gambar 4. 27
Peta Persebaran Moveable Oil Lapisan G
Gambar 4. 28
Peta Persebaran Moveable Oil Lapisan K1
70
Gambar 4. 29
Peta Persebaran Moveable Oil Lapisan L5
4.6
Perhitungan Recovery Factor SCAL (RFscal)
Pada penelitian ini, dilakukan perhitungan dengan Persamaan 3-36
berdasarkan nilai moveable oil dan OOIP yang dihasilkan dari analisa pada
Software OFM. Setelah dilakukan perhitungan, maka didapatkan nilai RFscal pada
masing – masing lapisan yang ditunjukkan pada Tabel IV-8.
Tabel IV- 8
Hasil Perhitungan Recovery Factor Berdasarkan Data SCAL
Lapisan
G
K1
L5
OOIP
(MMbbl)
2,76
33,78
0,77
Moveable Oil
(MMbbl)
1,66
18,72
0,48
4.7
Estimasi Sisa Cadangan Lapangan “HRD”
4.7.1
Persebaran Remaining Moveable
RFscal
60,3%
55,4%
61,8%
Dilakukan perkiraan nilai remaining moveable sesuai dengan Persamaan
3-40. Dilakukan analisa pada Software OFM sehingga didapatkan nilai perkiraan
remaining moveable lapangan “HRD” yang ditunjukkan pada Tabel IV-9.
Dihasilkan juga output berupa peta remaining moveable pada setiap lapisan
berproduksi yaitu Lapisan G, K1, dan L5 yang ditunjukkan pada Gambar 4.30
hingga Gambar 4.32.
71
Tabel IV- 9
Tabulasi Hasil Perkiraan Remaining Moveable Lapangan “HRD” pada
Software OFM
Lapisan
G
K1
L5
TOTAL
Remaining Moveable
(MMbbl)
1,34
18,52
0,17
20,04
Gambar 4. 30
Peta Persebaran Remaining Moveable Lapisan G
Gambar 4. 31
Peta Persebaran Remaining Moveable Lapisan K1
72
Gambar 4. 32
Peta Persebaran Remaining Moveable Lapisan L5
4.7.2
Persebaran Oil Producing Potential
Untuk melihat area oil producing potential-nya, maka digunakan
perhitungan dengan Persamaan 3–41. Gambar 4.33 hingga Gambar 4.35
merupakan peta oil producing potential hasil analisa pada Software OFM untuk
Lapisan G, K1, dan L5.
Gambar 4. 33
Peta Oil Producing Potential Lapisan G
73
Gambar 4. 34
Peta Oil Producing Potential Lapisan K1
Gambar 4. 35
Peta Oil Producing Potential Lapisan G
4.8
Perencanaan Pengembangan Lapangan
4.8.1
Penentuan Titik Infill untuk Pengembangan Lapangan
Pada penentuan titik Infill ini, digunakan peta remaining moveable dan
peta producing potential. Kedua peta ini akan di-overlay dengan bubble map radius
pengurasan sumur-sumur existing untuk menghindari adanya interferensi.
74
Setelah dilakukan analisa dan pertimbangan lebih lanjut pada Lapisan G,
K1, dan L5 Lapangan “HRD” maka ditentukan 13 titik sumur Infill baru yang
direkomendasikan yang akan dibagi pada tiga lapisan berproduksi.
Dari hasil analisa yang dilakukan maka pada Lapisan G direkomendasikan
empat sumur Infill. Titik yang direkomendasikan sebagai titik Infill pada Lapisan
G pada peta remaining moveable dapat dilihat pada Gambar 4.36 dan pada peta oil
producing potential dapat dilihat pada Gambar 4.37 serta koordinatnya dapat
dilihat pada Tabel IV-10. Pada Tabel IV-11 ditunjukkan sumur yang ada di sekitar
rekomendasi titik Infill. Pada Lapisan G, hanya terdapat satu sumur produksi yaitu
CLD-001TW sehingga rekomendasi titik Infillnya berada disekitar sumur tersebut.
Tabel IV- 10
Rekomendasi Titik Infill Lapisan G
Sumur
Lapisan
INF-01
INF-02
INF-03
INF-04
Koordinat
x
582534,67
582749,99
582513,14
582965,30
G
G
G
G
y
9222662,53
9222590,65
9222432,50
9222425,31
k
h
Remaining Moveable
(mD)
104,5
107
107
105
(ft)
6,9
7,1
7
7,1
(Mbbl)
1,90
2,20
1,85
1,60
Tabel IV- 11
Tabel Sumur Sekitar Rekomendasi Titik Infill Lapisan G
Sumur
Lapisan
CLD-001TW
G
Koordinat
x
582404,42
y
9222322,64
Q awal
Q akhir
k
h
(bopd)
259
(bopd)
110
(mD)
109
(ft)
7,32
Remaining
Moveable
(Mbbl)
1,05
75
Gambar 4. 36
Lokasi Titik Infill pada Peta Remaining Moveable Lapisan G
Gambar 4. 37
Lokasi Titik Infill pada Peta Oil Producing Potential Lapisan G
Berdasarkan faktor – faktor yang harus diperhatikan dalam penentuan titik
Infill, maka pada Lapisan K1 akan ditambahkan delapan sumur Infill. Gambar 4.38
akan menunjukkan titik Infill pada lapisan K1 pada peta remaining moveable dan
Gambar 4.39 akan menunjukkan titik Infill lapisan K1 peta oil producing potential,
serta koordinatnya akan ditunjukkan pada Tabel IV-12. Terdapat tiga sumur
76
berproduksi yang ada pada Lapisan K1. Rekomendasi titik Infill INF-05, INF-07,
dan INF-11 berada di sekitar sumur CLD-003. Sedangkan titik Infill INF-06, INF09, INF-10, dan INF-11 berada di sekitar sumur CLD-001TW. Serta titik Infill INF08 dan INF-12 berada di sekitar sumur CLD-006. Sumur sekitar rekomendasi titik
Infill dapat dilihat pada Tabel IV-13.
Tabel IV- 12
Rekomendasi Titik Infill Lapisan K1
Sumur
Lapisan
INF-05
INF-06
INF-07
INF-08
INF-09
INF-10
INF-11
INF-12
Koordinat
x
583459,56
582578,16
583144,20
583962,92
582721,28
582843,29
583453,35
583467,70
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
y
9221633,93
9221804,01
9222565,32
9222029,95
9221584,27
9222382,19
9222576,28
9221907,75
k
h
Remaining Moveable
(mD)
56,5
38
47
66
32
40
50
57
(ft)
21
23
23
24
28
22
20
24
(Mbbl)
6,50
6,20
7,50
10
6,80
6,20
7,20
9,60
Tabel IV- 13
Tabel Sumur Sekitar Rekomendasi Titik Infill Lapisan K1
Sumur
Lapisan
CLD-001TW
CLD-003
CLD-006
K1
K1
K1
Koordinat
x
583254,67
583784,38
583061,12
y
9222040,87
9221836,81
9221775,59
Q awal
Q akhir
k
h
(bopd)
134
93
105
(bopd)
52
31
63
(mD)
43,28
68,76
25,05
(ft)
20,27
23,51
24,32
Remaining
Moveable
(Mbbl)
6,35
6,10
8,20
Gambar 4. 38
Lokasi Titik Infill pada Peta Remaining Moveable Lapisan K1
77
Gambar 4. 39
Lokasi Titik Infill pada Peta Oil Producing Potential Lapisan K1
Berdasarkan
analisa
yang dilakukan,
maka pada Lapisan L5,
direkomendasikan untuk ditambahkan satu sumur Infill. Pada Gambar 4.40
menunjukkan titik Infill pada peta remaining moveable lapisan L5 dan Gambar
4.41 menunjukkan titik Infill pada peta oil producing potential lapisan L5 serta
Tabel IV-14 akan menunjukkan koordinat dari titik Infill ini. Pada Tabel IV-15
ditunjukkan sumur sekitar titik rekomendasi sumur Infill. Berdasarkan peta,
rekomendasi titik Infill INF-13 berada di antara sumur CLD-003 dan CLD-005.
Tabel IV- 14
Rekomendasi Titik Infill Lapisan L5
Sumur
Lapisan
INF-13
L5
Koordinat
x
y
583216,98
9221857,13
k
(mD)
17,5
h
(ft)
6,30
Remaining Moveable
(Mbbl)
0,08
Tabel IV- 15
Tabel Sumur Sekitar Rekomendasi Titik Infill Lapisan L5
Sumur
Lapisan
CLD-003
CLD-005
L5
L5
Koordinat
x
582876,42
581693,90
y
9222107,28
9222740,45
Q awal
Q akhir
k
h
(bopd)
12
187
(bopd)
9
35
(mD)
19,70
9,45
(ft)
6,10
6,20
Remaining
Moveable
(Mbbl)
0,06
0,02
78
Gambar 4. 40
Lokasi Titik Infill pada Peta Remaining Moveable Lapisan L5
Gambar 4. 41
Lokasi Titik Infill pada Peta Oil Producing Potential Lapisan L5
4.8.2
Prediksi Laju Produksi Awal Sumur Infill (Qi)
Setelah didapatkan titik Infill yang tepat, maka selanjutnya dilakukan
prediksi untuk mengetahui laju produksi awal sumur Infill.
Berdasarkan analisa berbagai korelasi, maka dipilih penarikan trendline
dengan nilai persamaan yang akan menghasilkan Qi yang optimis. Pada Lapangan
79
“HRD” yang akan dikembangkan ini, dipilih trend peak production (Qpeak) vs
transmissibility (kh) karena persamaan yang ada menghasilkan nilai Qi yang
optimis. Grafik korelasi yang dipilih ditunjukkan pada Gambar 4.42.
Gambar 4. 42
Trend Peak Production (Qpeak) vs Transmissibility (kh) Lapangan
“HRD”
Selanjutnya pada Tabel IV-16 dapat dilihat hasil prediksi Qi berdasarkan
persamaan dari penarikan trendline diatas dengan nilai transmissibility (kh) pada
masing – masing titik Infill. Nilai Qi ini yang akan digunakan sebagai laju produksi
awal (pembukaan) sumur Infill.
Tabel IV- 16
Prediksi Laju Produksi Awal (Qi) Lapangan “HRD”
Sumur
Lapisan
INF-01
INF-02
INF-03
INF-04
INF-05
INF-06
INF-07
INF-08
INF-09
INF-10
INF-11
INF-12
INF-13
G
G
G
G
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
L5
h
(ft)
6,9
7,1
7,0
7,1
21
23
23
24
28
22
20
24
5,5
k
(mD)
104,5
107
107
105
56,5
38
47
66
32
40
50
57
15,0
Transmissibility
(mD.ft)
721,1
759,7
749
745,5
1186,5
874
1081
1584
896
880
1000
1368
82,5
Qi
(bopd)
188
191
190
190
225
200
216
257
202
200
210
239
117
80
4.8.3
Analisa Decline Curve Lapisan Berproduksi
4.8.3.1 Penentuan Periode (Trend) Produksi Analisa Decline Curve
Berdasarkan kriteria pemilihan trend decline, pada Lapisan G penurunan
produksi yang paling memungkinkan untuk di analisa yaitu bulan Oktober 2014—
April 2015 seperti yang ditunjukkan pada Gambar 4.43. Sedangkan pada lapisan
K1, dipilih trend penurunan produksi mulai bulan April 2018—Oktober 2018
seperti yang terlihat pada Gambar 4.44. Pada lapisan L5 dipilih trend penurunan
produksi pada bulan November 2019—Maret 2020 seperti ditunjukkan pada
Gambar 4.45.
Gambar 4. 43
Periode Penarikan Trend Decline Lapisan G
81
Gambar 4. 44
Periode Penarikan Trend Decline Lapisan K1
Gambar 4. 45
Periode Penarikan Trend Decline Lapisan L5
4.8.3.2 Penentuan Nilai Eksponen Decline (b), Decline rate (Di), dan Tipe
Kurva Decline Metode Trial Error and X2-Chisquare Test
Langkah-langkah perhitungan untuk menentukan nilai b, Di, dan tipe
kurva decline dari trend Lapisan G adalah sebagai berikut:
82
1.
Buat tabulasi yang meliputi: nomor, waktu (t), qo actual, kemudian qo
forecast serta D (rate of decline) dengan berbagai harga b, dan terakhir
X2 (selisih antara qo actual dengan qo forecast) seperti dicontohkan
Tabel IV-17.
2.
Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk exponential, b = 0,1
– 0,9 untuk hyperbolic, b = 1 untuk harmonic).
3.
Pada data produksi diambil dua titik data (ti = 0 hari; qi = 234 bopd
dan t = 183 hari; qt = 214,74 bopd)
4.
Menghitung Di dengan perumpamaan :
•
b=0
Menghitung Di dengan (Persamaan 3-27)
𝑞
𝑙𝑛( 𝑖 )
𝑞𝑡
Di =
𝑡𝑡
Di = ln (234/214,74)/183
= 0,0004787 / hari
•
b = 0,1
Menghitung Di dengan (Persamaan 3-28)
Di =
(𝑞𝑖 /𝑞𝑡 )𝑏 − 1
𝑏.𝑡𝑡
(
Di =
234 0,1
) −1
214,74
0,1 𝑥 183
= 0,0004808 / hari
•
b=1
Menghitung Di dengan (Persamaan 3-29)
𝑞
( 𝑖 )−1
Di =
Di =
𝑞𝑡
𝑡𝑡
(
234
)−1
214,74
183
= 0,0005003 / hari
5.
Menghitung q dengan perumpamaan :
•
b = 0 dan t = 1 dengan (Persamaan 3-30)
83
qn = qi e-D.t
qn = 234e-0,0004787(1)
= 234 bopd
•
b = 0,1 dan t = 1 dengan (Persamaan 3-31)
qn = qi (1+b D.t)-1/b
qn = 234 (1+(0,1)(0,0004808)(1))-1/0,1
= 234 bopd
•
b = 1 dan t = 1 dengan Persamaan (3-32)
qn = qi (1 + D.t)-1
qn = 234 (1+0,0005003(1)-1)
= 234 bopd
6.
Hitung X2 (selisih antara qo actual dengan qo forecast) dengan
menggunakan rumus Chi-Square Test, seperti persamaan dibawah ini:
X2n = |
(𝑓𝑖 − 𝐹𝑖)2
𝐹𝑖
|
Keterangan :
fi = Data observasi (aktual)
Fi = Data yang diharapkan (perkiraan)
Perhitungan pada t = 1, yaitu :
•
b=0
X2 =
•
= 0,0255
(232 − 234,29)2
234,29
= 0,0255
b=1
X2 =
7.
234,29
b = 0,1
X2 =
•
(232 − 234,29)2
(232 − 234,28)2
234,28
= 0,0254
Ulangi prosedur perhitungan pada langkah 3 sampai langkah 6 untuk
menghitung data-data selanjutnya.
8.
Tentukan Σ harga X2 yang paling kecil. Harga X2 yang paling kecil
menunjukkan kurva yang paling fit untuk mewakili titik-titik data
84
yang sedang di analisa. Contoh hasil perhitungan dapat dilihat pada
Tabel IV-18.
9.
Berdasarkan perhitungan Tabel IV-18, nilai X2 yang terkecil untuk
trend Lapisan G berada pada harga b = 0 (exponential) dengan Di
0,0004787/hari atau 17% per tahun.
Langkah-langkah diatas juga digunakan untuk melakukan penentuan b, Di,
dan tipe kurva decline dari trend lapisan K1 sebagai berikut :
1.
Buat tabulasi yang meliputi: nomor, waktu (t), qo actual, kemudian qo
forecast serta D (rate of decline) dengan berbagai harga b, dan terakhir
X2 (selisih antara qo actual dengan qo forecast) seperti dicontohkan
Tabel IV-19.
2.
Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk exponential, b = 0,1
– 0,9 untuk hyperbolic, b = 1 untuk harmonic).
3.
Pada data produksi diambil dua titik data (ti = 0 hari; qi = 145 bopd
dan t = 198 hari; qt = 131 bopd)
4.
Menghitung Di dengan perumpamaan :
•
b=0
Menghitung Di dengan (Persamaan 3-27)
𝑞
𝑙𝑛( 𝑖 )
𝑞𝑡
Di =
𝑡𝑡
Di = ln (145/131)/198
= 0,0005 / hari
•
b = 0,1
Menghitung Di dengan (Persamaan 3-28)
Di =
(𝑞𝑖 /𝑞𝑡 )𝑏 − 1
𝑏.𝑡𝑡
(
Di =
145 0,1
) −1
131
0,1 𝑥 198
= 0,000503 / hari
•
b=1
Menghitung Di dengan (Persamaan 3-29)
85
𝑞
( 𝑖 )−1
𝑞𝑡
Di =
Di =
𝑡𝑡
(
145
)−1
131
198
= 0,000526 / hari
5.
Menghitung q dengan perumpamaan:
•
b = 0 dan t = 1 dengan (Persamaan 3-30)
qn = qi e-D.t
qn = 145e-0,0005(1)
= 144,57 bopd
•
b = 0,1 dan t = 1 dengan (Persamaan 3-31)
qn = qi (1+b D.t)-1/b
qn = 145 (1+(0,1)(0,000503)(1))-1/0,1
= 144,57 bopd
•
b = 1 dan t = 1 dengan (Persamaan 3-32)
qn = qi (1 + D.t)-1
qn = 145 (1+0,000526(1)-1)
= 144,56 bopd
6.
Hitung X2 (selisih antara qo actual dengan qo forecast) dengan
menggunakan rumus Chi-Square Test, seperti persamaan dibawah ini:
X2n = |
(𝑓𝑖 − 𝐹𝑖)2
𝐹𝑖
|
Keterangan:
fi = Data observasi (aktual)
Fi = Data yang diharapkan (perkiraan)
Perhitungan pada t = 1, yaitu :
•
b=0
X2 =
•
(147 − 144,57)2
144,57
= 0,0274
b = 0,1
X2 =
(147 − 144,57)2
144,57
= 0,0275
86
•
b=1
(147 − 144,56)2
X2 =
7.
144,56
= 0,275
Ulangi prosedur perhitungan pada langkah 3 sampai langkah 6 untuk
menghitung data-data selanjutnya.
8.
Tentukan Σ harga X2 yang paling kecil. Harga X2 yang paling kecil
menunjukkan kurva yang paling fit untuk mewakili titik-titik data
yang sedang dianalisa. Contoh hasil perhitungan dapat dilihat pada
Tabel IV-20.
9.
Berdasarkan perhitungan Tabel IV-20, nilai X2 yang terkecil untuk
trend lapisan K1 berada pada harga b = 1 (harmonic) dengan Di
0,000526/hari atau 19% per tahun.
Untuk penentuan b, Di, dan tipe kurva pada lapisan L5 dilakukan langkahlangkah sebagai berikut:
1.
Buat tabulasi yang meliputi: nomor, waktu (t), qo actual, kemudian qo
forecast serta D (rate of decline) dengan berbagai harga b, dan terakhir
X2 (selisih antara qo actual dengan qo forecast) seperti dicontohkan
Tabel IV-21.
2.
Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk exponential, b = 0,1
– 0,9 untuk hyperbolic, b = 1 untuk harmonic).
3.
Pada data produksi diambil dua titik data (ti = 0 hari; qi = 164 bopd
dan t = 131 hari; qt = 154 bopd)
4.
Menghitung Di dengan perumpamaan :
•
b=0
Menghitung Di dengan (Persamaan 3-27)
𝑞
𝑙𝑛( 𝑖 )
Di =
𝑞𝑡
𝑡𝑡
Di = ln (164/148)/132
= 0,0008 / hari
•
b = 0,1
Menghitung Di dengan (Persamaan 3-28)
87
Di =
(𝑞𝑖 /𝑞𝑡 )𝑏 − 1
𝑏.𝑡𝑡
(
Di =
164 0,1
) −1
148
0,1 𝑥 132
= 0,000804 / hari
•
b=1
Menghitung Di dengan (Persamaan 3-29)
𝑞
( 𝑖 )−1
𝑞𝑡
Di =
Di =
𝑡𝑡
(
164
)−1
148
132
= 0,000844 / hari
5. Menghitung q dengan perumpamaan :
•
b = 0 dan t = 1 dengan (Persamaan 3-30)
qn = qi e-D.t
qn = 164e-0,0008(1)
= 164,3485 bopd
•
b = 0,1 dan t = 1 dengan (Persamaan 3-31)
qn = qi (1+b D.t)-1/b
qn = 164 (1+(0,1)(0,000804)(1))-1/0,1
= 164,3487 bopd
•
b = 1 dan t = 1 dengan (Persamaan 3-32)
qn = qi (1 + D.t)-1
qn = 164 (1+0,000844(1)-1)
= 164,3414 bopd
6.
Hitung X2 (selisih antara qo actual dengan qo forecast) dengan
menggunakan rumus Chi-Square Test, seperti persamaan di bawah
ini:
X2n = |
(𝑓𝑖 − 𝐹𝑖)2
𝐹𝑖
Keterangan :
|
88
fi = Data observasi (aktual)
Fi = Data yang diharapkan (perkiraan)
Perhitungan pada t = 1, yaitu:
•
b=0
X2 =
•
= 0,000105
(164 − 164,471)2
164,3471
= 0,000106
b=1
X2 =
7.
164,3485
b = 0,1
X2 =
•
(164 − 164,3485)2
(164 − 164,3414)2
164,3414
= 0,000117
Ulangi prosedur perhitungan pada langkah 3 sampai langkah 5 untuk
menghitung data-data selanjutnya.
8.
Tentukan Σ harga X2 yang paling kecil. Harga X2 yang paling kecil
menunjukkan kurva yang paling fit untuk mewakili titik-titik data
yang sedang dianalisa. Contoh hasil perhitungan dapat dilihat pada
Tabel IV-22.
9.
Berdasarkan perhitungan Tabel IV-22, nilai X2 yang terkecil untuk
trend lapisan L5 berada pada harga b = 0 (exponential) dengan Di
0,0008/hari atau 29% per tahun.
89
Tabel IV- 17
Contoh Hasil Perhitungan Nilai Di Metode Trial Error and X2 Chi-square Test Lapisan G
t
day
0
1
2
3
114
115
116
181
182
183
Qactual
Date
(STB/D)
15/10/2014
16/10/2014
17/10/2014
18/10/2014
06/02/2015
07/02/2015
08/02/2015
14/04/2015
15/04/2015
16/04/2015
234
232
234
228
236
244
231
213
214
215
0
0,1
0,2
0,0004787 0,0004808 0,0004829
234,40
234,40
234,40
234,29
234,29
234,29
234,18
234,17
234,17
234,06
234,06
234,06
221,95
221,93
221,91
221,84
221,82
221,80
221,74
221,72
221,70
214,94
214,84
214,74
214,94
214,84
214,74
214,94
214,84
214,74
0,3
0,4
0,0004851
234,40
234,29
234,17
234,06
221,89
221,79
221,68
0,0004872
234,40
234,29
234,17
234,06
221,87
221,77
221,66
214,94
214,84
214,74
214,94
214,84
214,74
Qforecast
b
0,5
0,6
D
0,0004894
0,0004915
234,40
234,40
234,29
234,28
234,17
234,17
234,06
234,05
221,85
221,83
221,75
221,73
221,64
221,62
214,94
214,84
214,74
214,94
214,84
214,74
0,7
0,8
0,9
1
0,0004937
234,40
234,28
234,17
234,05
221,81
221,71
221,60
0,0004959
234,40
234,28
234,17
234,05
221,79
221,69
221,58
0,0004981
234,40
234,28
234,17
234,05
221,77
221,67
221,56
0,0005003
234,40
234,28
234,17
234,05
221,75
221,65
221,54
214,94
214,84
214,74
214,94
214,84
214,74
214,94
214,84
214,74
214,94
214,84
214,74
Tabel IV- 18
Contoh Hasil Perhitungan X2 untuk Penentuan Tipe Decline Lapisan G
t
day
0
1
2
3
114
115
116
181
182
183
Date
15/10/2014
16/10/2014
17/10/2014
18/10/2014
06/02/2015
07/02/2015
08/02/2015
14/04/2015
15/04/2015
16/04/2015
SUM X2
0
0
0,0256
0,0002
0,1655
0,8469
2,1675
0,4092
0,0226
0,0057
0,0000
0,1
0
0,0256
0,0002
0,1654
0,8494
2,1716
0,4109
0,0226
0,0057
0,0000
0,2
0
0,0256
0,0002
0,1653
0,8520
2,1757
0,4127
0,0226
0,0057
0,0000
0,3
0
0,0255
0,0002
0,1653
0,8545
2,1799
0,4144
0,0226
0,0056
0,0000
0,4
0
0,0255
0,0002
0,1652
0,8571
2,1840
0,4162
0,0226
0,0056
0,0000
X2
b
0,5
0
0,0255
0,0002
0,1651
0,8596
2,1881
0,4179
0,0225
0,0056
0,0000
86,1093
86,2363
86,3635
86,4908
86,6182
86,7457
Qactual
(STB/D)
234
232
234
228
236
244
231
213
214
215
0,6
0
0,0255
0,0002
0,1650
0,8622
2,1922
0,4196
0,0225
0,0056
0,0000
0,7
0
0,0255
0,0002
0,1649
0,8647
2,1963
0,4214
0,0225
0,0056
0,0000
0,8
0
0,0255
0,0002
0,1649
0,8673
2,2004
0,4231
0,0225
0,0056
0,0000
0,9
0
0,0255
0,0002
0,1648
0,8698
2,2045
0,4248
0,0225
0,0056
0,0000
1
0
0,0255
0,0002
0,1647
0,8724
2,2086
0,4266
0,0225
0,0056
0,0000
86,8734
87,0011
87,1290
87,2570
87,3851
90
Tabel IV- 19
Contoh Hasil Perhitungan Nilai Di Metode Trial Error and X2 Chi-square Test Lapisan K1
t
day
0
1
2
3
124
125
126
196
197
198
Qactual
Date
(STB/D)
16/04/2018
17/04/2018
18/04/2018
19/04/2018
18/08/2018
19/08/2018
20/08/2018
29/10/2018
30/10/2018
31/10/2018
145
147
145
152
130
131
132
122
121
131
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,000500 0,000503 0,000505 0,000508
144,64
144,64
144,64
144,64
144,57
144,57
144,57
144,57
144,50
144,49
144,49
144,49
144,42
144,42
144,42
144,42
0,00051
144,64
144,57
144,49
144,42
Qforecast
b
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
D
0,000513 0,000515 0,000518 0,000521 0,000523 0,000526
144,64
144,64
144,64
144,64
144,64
144,64
144,57
144,57
144,57
144,56
144,56
144,56
144,49
144,49
144,49
144,49
144,49
144,49
144,42
144,42
144,42
144,41
144,41
144,41
135,94
135,87
135,80
135,92
135,86
135,79
135,91
135,84
135,77
135,89
135,83
135,76
135,88
135,81
135,74
135,86
135,80
135,73
135,85
135,78
135,71
135,83
135,76
135,70
135,82
135,75
135,68
135,80
135,73
135,67
135,79
135,72
135,65
131,13
131,07
131,00
131,13
131,07
131,00
131,13
131,06
131,00
131,13
131,06
131,00
131,13
131,06
131,00
131,13
131,06
131,00
131,13
131,06
131,00
131,13
131,06
131,00
131,13
131,06
131,00
131,13
131,06
131,00
131,12
131,06
131,00
Contoh Hasil Perhitungan
X2
Tabel IV- 20
untuk Penentuan Tipe Decline Lapisan K1
day
0
1
2
3
16/04/2018
17/04/2018
18/04/2018
19/04/2018
(STB/D)
145
147
145
152
0
0,00
0,03
0,00
0,36
0,1
0,00
0,03
0,00
0,36
0,2
0,00
0,03
0,00
0,36
0,3
0,00
0,03
0,00
0,36
0,4
0,00
0,03
0,00
0,37
X2
b
0,5
0,00
0,03
0,00
0,37
124
125
126
18/08/2018
19/08/2018
20/08/2018
130
131
132
0,27
0,21
0,08
0,27
0,21
0,08
0,26
0,21
0,08
0,26
0,20
0,08
0,26
0,20
0,08
0,26
0,20
0,08
0,26
0,20
0,08
0,26
0,20
0,08
0,26
0,20
0,08
0,25
0,20
0,07
0,25
0,20
0,07
196
197
198
29/10/2018
30/10/2018
31/10/2018
122
121
131
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
0,69
0,78
0,00
62,89
62,77
62,66
62,54
62,43
62,32
62,21
62,09
61,98
61,88
61,77
t
Date
SUM X2
Qactual
0,6
0,00
0,03
0,00
0,37
0,7
0,00
0,03
0,00
0,37
0,8
0,00
0,03
0,00
0,37
0,9
0,00
0,03
0,00
0,37
1
0,00
0,03
0,00
0,37
91
Tabel IV- 21
Contoh Hasil Perhitungan Nilai Di Metode Trial Error and X2 Chi-square Test Lapisan L5
t
Qactual
0
0,1
(STB/D)
0,0008
0,0008
0,000808 0,000813 0,000817 0,000821 0,000826
164
164
165
167
173
168
170
150
148
164,48
164,3485
164,2171
164,48
164,348
164,216
164,48
164,48
164,48
164,48
164,48
164,48
164,48
164,48
164,48
164,3471 164,3464 164,3457 164,345 164,3443 164,3436 164,3428 164,3421 164,3414
164,2144 164,213 164,2116 164,2102 164,2087 164,2073 164,2059 164,2044 164,203
155,0274
154,9035
154,7796
148,2369
148,1184
148
155,006
154,882
154,759
148,236
148,118
148
154,9849
154,8612
154,7375
148,2345
148,1172
148
Date
day
0
1
2
74
75
76
130
131
132
08/11/2019
09/11/2019
10/11/2019
21/01/2020
22/01/2020
23/01/2020
17/03/2020
18/03/2020
19/03/2020
0,2
Contoh Hasil Perhitungan
t
0,3
X2
154,9637
154,84
154,7165
148,2333
148,1166
148
0,4
154,9425
154,8189
154,6956
148,2321
148,116
148
08/11/19
09/11/19
10/11/19
21/01/20
22/01/20
23/01/20
17/03/20
18/03/20
19/03/20
SUM X2
154,9001
154,7768
154,6537
148,2297
148,1148
148
0,7
0,00083
154,879
154,7558
154,6328
148,2285
148,1142
148
0,8
0,9
1
0,000835 0,000839 0,000844
154,8579
154,7348
154,6119
148,2273
148,1136
148
154,8368
154,7139
154,5911
148,2262
148,113
148
154,8157
154,6929
154,5703
148,225
148,1124
148
X2
b
Date
0
1
2
74
75
76
130
131
132
154,9213
154,7979
154,6746
148,2309
148,1154
148
0,6
Tabel IV- 22
untuk Penentuan Tipe Decline Lapisan L5
Qactual
day
Qforecast
b
0,5
D
(STB/D)
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
164
164
165
167
173
168
170
150
148
0
0,000105
0,002069
0,950758
2,117233
1,15486
3,12811
0,029253
5,46E-30
0
0,000106
0,002079
0,954223
2,122476
1,158659
3,128493
0,029271
4,91E-29
0
0,000107
0,002089
0,957692
2,12772
1,162459
3,128874
0,029288
4,91E-29
0
0,000109
0,002099
0,961164
2,132966
1,166262
3,129251
0,029306
5,46E-30
0
0,00011
0,002109
0,964639
2,138212
1,170066
3,129627
0,029323
5,46E-30
0
0,000111
0,002119
0,968117
2,143459
1,173872
3,129999
0,02934
5,46E-30
0
0,000112
0,002129
0,971598
2,148707
1,177679
3,130369
0,029357
5,46E-30
0
0,000113
0,002139
0,975082
2,153956
1,181489
3,130737
0,029374
5,46E-30
0
0,000114
0,00215
0,978568
2,159204
1,185299
3,131102
0,02939
5,46E-30
0
0,000116
0,00216
0,982056
2,164454
1,189111
3,131465
0,029407
5,46E-30
0
0,000117
0,002171
0,985547
2,169703
1,192924
3,131825
0,029423
5,46E-30
1094,807 1094,845 1094,883 1094,921 1094,959 1094,995 1095,032 1095,068 1095,103 1095,138 1095,173
92
4.8.4
Forecasting dengan Metode Decline Curve Analysis
4.8.4.1 Skenario Basecase
Selanjutnya dilakukan forecasting dengan analisa decline curve untuk
memprediksikan sisa cadangan yang dapat diproduksikan dan recovery factor dari
Lapisan G, K1, dan L5 pada Lapangan “HRD”.
Gambar 4.46 merupakan forecast untuk basecase dari skenario
pengembangan Lapisan G. Analisa forecasting dilakukan selama 19 tahun dari
tanggal 26 Maret 2016 sampai 31 Desember 2035. Tabel IV-23 dibawah
menunjukkan hasil forecasting basecase dengan analisa decline curve pada Lapisan
G.
Tabel IV- 23
Hasil Forecasting pada Basecase Lapisan G
Gambar 4. 46
Forecast Decline Curve Analysis Basecase pada Lapisan G
93
Dilakukan juga forecast basecase pada Lapisan K1. Pada Lapisan K1
dilakukan forecast selama 14 tahun dari tanggal 18 April 2021 hingga 31 Desember
2035. Gambar 4.47 merupakan forecast untuk basecase dari Lapisan K1. Dari
analisa ini didapatkan hasil nilai cadangan yang dapat diproduksikan pada skenario
basecase dan recovery factor-nya yang ditunjukkan pada Tabel IV-24.
Tabel IV- 24
Hasil Forecasting pada Basecase Lapisan K1
Gambar 4. 47
Forecast Decline Curve Analysis Basecase pada Lapisan K1
Forecast pada basecase juga dilakukan pada Lapisan L5. Pada Lapisan L5
dilakukan forecast selama 14 tahun dari tanggal 18 April 2021 hingga 31 Desember
2035. Gambar 4.48 merupakan forecast untuk basecase dari Lapisan L5. Dari
analisa ini didapatkan hasil nilai cadangan yang dapat diproduksikan pada skenario
basecase dan recovery factor-nya yang ditunjukkan pada Tabel IV-25.
94
Tabel IV- 25
Hasil Forecasting pada Basecase Lapisan L5
Gambar 4. 48
Forecast Decline Curve Analysis Basecase pada Lapisan L5
4.8.4.2 Skenario Penambahan Sumur Infill
Analisa dilanjutkan dengan forecast skenario penambahan sumur Infill.
Pada forecasting skenario sumur Infill ini, digunakan economic limit sebesar 20
bopd/sumur sesuai dengan ketentuan perusahaan.
Gambar 4.49 merupakan forecast untuk skenario Infill dari skenario
pengembangan Lapisan G. Forecasting ini dilakukan selama 19 tahun dari tanggal
26 Maret 2016 sampai 31 Desember 2035. Pada Lapisan ini, sumur Infill
ditambahkan pada Januari 2016 hingga September 2016, schedule skenario Infill
pada Lapisan G dapat dilihat pada Tabel IV-26. Pada Tabel IV-27 akan
ditunjukkan hasil forecasting skenario Infill pada Lapisan G. Tabel IV-28 akan
95
menunjukkan perbandingan nilai recovery factor pada kondisi sekarang serta
prediksi sebelum dan sesudah dilakukan skenario pengembangan.
Tabel IV- 26
Schedule Skenario Pengembangan Lapisan G Lapangan “HRD”
Skenario
Sumur
Jenis Kegiatan
Initial Date
End Date
Basecase
Existing
INF-01
INF-02
INF-03
INF-04
Tanpa Penambahan Sumur
Infill
Infill
Infill
Infill
Jul-13
Jan-16
Apr-16
Jun-16
Sep-16
Mar-16
Aug-30
Sep-30
Oct-30
Apr-31
Skenario Pengembangan
Gambar 4. 49
Forecast Decline Curve Analysis Setelah Penambahan Sumur Infill Lapisan G
Tabel IV- 27
Hasil Analisa Decline Curve Setelah Penambahan Sumur Infill Lapisan G
96
Tabel IV- 28
Perbandingan Recovery Factor Masing-Masing Skenario Lapisan G
Sebelum prediksi
Tanpa penambahan sumur
OOIP
(Mbbl)
2759
2759
Np
(Mbbl)
249,21
401,94
Infill Drilling
2759
690,47
Skenario
Sumur
Jenis Kegiatan
Current
Basecase
existing
existing
existing + 4
sumur infill
Skenario Pengembangan
RFscal
60,3%
RF
9,0%
14,6%
25,0%
Pada lapisan K1 juga dilakukan skenario pengembangan lapangan dengan
penambahan sumur Infill. Pada lapisan ini dilakukan analisa decline curve dengan
nilai b = 1 (harmonic) dan Di = 19% per tahun seperti ditunjukkan pada Gambar
4.50. Forecasting ini dilakukan selama 14 tahun dari tanggal 18 April 2021 sampai
31 Desember 2035. Untuk schedule skenario Infill pada Lapisan K1 dapat dilihat
pada Tabel IV-29. Pada Tabel IV-30 akan ditunjukkan hasil forecasting skenario
Infill pada Lapisan K1. Tabel IV-31 akan menunjukkan perbandingan nilai
recovery factor pada masing – masing skenario.
Tabel IV- 29
Schedule Skenario Pengembangan Lapangan Lapisan K1 Lapangan “HRD”
Skenario
Sumur
Jenis Kegiatan
Initial Date
End Date
Basecase
Existing
Tanpa Penambahan
Sumur
Oct-14
Apr-21
Skenario Pengembangan
INF-05
INF-06
INF-07
INF-08
INF-09
INF-10
INF-11
INF-12
Infill
Infill
Infill
Infill
Infill
Infill
Infill
Infill
Des 21
Jun-22
Dec-22
Jun-23
Dec-23
Jun-24
Dec-24
Jun-25
Feb-33
Sep-33
Apr-33
Apr-33
Jun-33
Nov-33
Aug-34
Jul-35
97
Gambar 4. 50
Forecast Decline Curve Analysis Setelah Penambahan Sumur Infill Lapisan K1
Tabel IV- 30
Hasil Analisa Decline Curve Setelah Penambahan Sumur Infill Lapisan K1
Tabel IV- 31
Perbandingan Recovery Factor Masing-Masing Skenario Lapisan K1
Sebelum prediksi
Tanpa penambahan sumur
OOIP
(Mbbl)
33785
33785
Np
(Mbbl)
166,51
706,38
Infill Drilling
33785
1764,62
Skenario
Sumur
Jenis Kegiatan
Current
Basecase
existing
existing
Skenario Pengembangan existing + 8 sumur infill
RFscal
55,4%
RF
0,5%
2,1%
5,2%
Pada Lapisan L5 dilakukan skenario pengembangan dengan penambahan
sumur Infill dan kemudian dilakukan forecasting untuk melihat pengaruh dari
penambahan sumur Infill ini. Pada lapisan ini dilakukan analisa decline curve
seperti ditunjukkan pada Gambar 4.51. Forecasting ini dilakukan selama 14 tahun
dari tanggal 18 April 2021 sampai 31 Desember 2035. Untuk schedule skenario
Infill pada Lapisan L5 dapat dilihat pada Tabel IV-32. Pada Tabel IV-33 akan
98
ditunjukkan hasil forecasting skenario Infill pada Lapisan L5. Tabel IV-34 akan
menunjukkan perbandingan nilai recovery factor pada masing – masing skenario.
Tabel IV- 32
Schedule Skenario Pengembangan Lapisan L5 Lapangan “HRD”
Skenario
Basecase
Skenario Pengembangan
Sumur
Existing
INF-13
Initial Date End Date
Jenis Kegiatan
Tanpa Penambahan Sumur
Nov-17
Apr-21
Infill
Jun-21
Mar-23
Gambar 4. 51
Forecast Decline Curve Analysis Setelah Penambahan Sumur Infill Lapisan L5
Tabel IV- 33
Hasil Analisa Decline Curve Setelah Penambahan Sumur Infill Lapisan L5
Tabel IV- 34
Perbandingan Recovery Factor Masing-Masing Skenario Lapisan L5
Sebelum prediksi
Tanpa penambahan sumur
OOIP
(Mbbl)
770
770
Np
(Mbbl)
245,17
275,62
Infill Drilling
770
287,35
Skenario
Sumur
Jenis Kegiatan
Current
Basecase
existing
existing
Skenario Pengembangan
existing + 1
sumur infill
RFscal
61,8%
RF
31,8%
35,8%
37,3%
BAB V
PEMBAHASAN
Penelitian ini dilakukan pada Lapangan “HRD” yang terletak di Zona
Rembang, Cekungan Jawa Timur Utara seperti ditunjukkan pada Gambar 2.1
tepatnya pada Formasi Bulu, Wonocolo, dan Ngrayong. Lapangan ini terdiri dari
tiga lapisan yaitu Lapisan G, K1, dan L5. Penelitian yang dilakukan oleh penulis
dilakukan pada setiap lapisan berproduksi untuk mengetahui potensi produksi dari
masing – masing lapisan pada Lapangan “HRD” ini. Pada penelitian ini digunakan
Software Oilfield Manager untuk membantu dalam menganalisa data.
Lapangan ini mulai berproduksi pada tahun 2013 dan pengumpulan data
terakhir ada pada tahun 2021. Lapisan G berproduksi mulai bulan Juli 2013 sampai
Maret 2016 dengan satu sumur produksi (CLD-001TW). Lapisan G tercatat
memiliki OOIP sebesar 2129 MSTB dan kumulatif produksi (Np) sebesar 203
MSTB. Lapisan K1 tercatat berproduksi mulai bulan Oktober 2014 hingga April
2021 dan memiliki OOIP sebesar 26494 MSTB dengan kumulatif produksi (Np)
sebesar 126 MSTB. Pada Lapisan K1, terdapat tiga sumur produksi yaitu sumur
CLD-001TW, CLD-003, dan CLD-006. Sedangkan, pada Lapisan L5 memiliki tiga
sumur produksi yaitu sumur CLD-003, CLD-004, dan CLD-005 yang produksinya
tercatat mulai bulan November 2017 hingga April 2021. Lapisan L5 memiliki nilai
OOIP sebesar 607 MSTB dengan kumulatif produksi (Np) sebesar 200 MSTB.
Perencanaan pengembangan lapangan yang dilakukan pada Lapangan
“HRD” ini adalah dengan penambahan sumur Infill dan memprediksikan
produksinya dengan analisa decline curve. Penambahan sumur Infill dilakukan pada
tiga lapisan berproduksi yaitu Lapisan G, K1, dan L5 dengan jumlah penambahan
sumur Infill yang berbeda pada tiap lapisannya sesuai dengan perkiraan sisa
cadangan yang ada pada masing-masing lapisan. Dilakukan prediksi sisa cadangan
yang dapat diproduksikan (remaining moveable) pada masing-masing lapisan
dengan cara pembuatan peta distribusi remaining moveable yang juga akan
menghasilkan prediksi besarnya remaining moveable sebelum dilakukan skenario
99
100
penambahan sumur Infill. Setelah ditentukan titik dan jumlah sumur Infill yang
direkomendasikan, maka dilakukan forecasting (prediksi) produksi kedepannya
dengan analisa decline curve untuk mengetahui potensi cadangan yang dapat
diproduksikan sebelum maupun sesudah dilakukan skenario penambahan sumur
Infill pada masing – masing lapisan yang diteliti.
Dilakukan pembuatan peta persebaran reservoir properties untuk melihat
bagaimana persebaran parameter reservoirnya sekaligus sebagai bahan perhitungan
atau perkiraan sisa cadangan. Peta yang dibuat adalah peta persebaran porositas (ϕ),
permeabilitas (k), saturasi air awal (Swi), residual oil saturation (Sor), dan
ketebalan net pay (h). Peta persebaran reservoir properties ini dibuat pada masingmasing lapisan yaitu Lapisan G, K1, dan L5. Dilakukan pembuatan dan perkiraan
besarnya nilai cadangan pada masing – masing lapisan berproduksi. Peta persebaran
cadangan yang dibuat adalah peta hydrocarbon pore volume (HCPV), original oil
in place (OOIP), dan moveable oil. Dari pembuatan peta ini dilakukan juga prediksi
besarnya HCPV, OOIP, moveable oil per lapisan yang didapatkan dari analisa pada
Software OFM (Tabel IV-5 hingga Tabel IV-7). Berdasarkan perkiraan nilai
HCPV maka didapatkan nilai HCPV terbesar dimiliki oleh Lapisan K1 yaitu
sebesar 4354,85 MMbbl. Pada hasil perkiraan nilai OOIP pun didapatkan nilai
OOIP terbesar dimiliki oleh Lapisan K1 sebesar 33,78 MMbbl. Berdasarkan
perkiraan nilai moveable oil dapat dilihat juga bahwa Lapisan K1 memiliki nilai
cadangan moveable oil yang terbesar yaitu sebesar 18,72 MMbbl.
Dilakukan perhitungan nilai RFscal yang akan menjadi nilai tertinggi dari
perolehan minyak lapisan tersebut . Pada perhitungan nilai RFscal diperlukan data
SCAL berupa Sor yang digunakan untuk menentukan besarnya moveable oil.
Berdasarkan nilai moveable oil dan OOIP pada Lapisan G, K1, dan L5 didapatkan
nilai RFscal seperti pada Tabel IV-8. Berdasarkan perhitungan dapat dilihat bahwa
nilai RFscal pada Lapangan “HRD” berada pada nilai 55,4% untuk Lapisan K1,
60,3% untuk Lapisan G, dan 61,8% untuk Lapisan L5.
Berdasarkan perbandingan nilai CRF dan RFscal, didapatkan hasil bahwa
nilai RFscal lebih besar jika dibandingkan dengan CRF sehingga pada lapisan
berproduksi ini dianggap masih memiliki sisa cadangan yang dapat diproduksikan.
101
Maka, dilakukan estimasi cadangan sisa dari masing – masing lapisan berproduksi.
Dilakukan perkiraan nilai remaining moveable pada Lapisan G, K1, dan L5 untuk
melihat bagaimana cadangan sisa yang mungkin dapat diproduksikan pada masing
– masing lapisan. Estimasi ini dilakukan dengan Software OFM dan didapatkan
hasil seperti pada Tabel IV-9. Dari peta oil producing potential, didapatkan area
persebaran volume minyak yang dapat diproduksikan sebagai fungsi dari
permeabilitas. Berdasarkan perkiraan nilai remaining moveable, maka Lapisan K1
memiliki nilai remaining moveable yang paling besar yaitu sebesar 18,52 MMbbl
dan Lapisan L5 memiliki nilai remaining moveable terkecil yaitu sebesar 0,17
MMbbl. Peta persebaran cadangan ini, khususnya peta remaining moveable dan
peta oil producing potential, akan menjadi acuan dalam penentuan titik dan jumlah
sumur Infill yang akan ditambahkan.
Selanjutnya
dilakukan
perencanaan
titik
Infill
yang
akan
direkomendasikan. Dari peta persebaran yang telah dibuat dapat disimpulkan pada
lapisan dengan nilai remaining moveable yang besar dan area yang terkuras belum
luas, maka pada lapisan tersebut dapat direkomendasikan titik Infill dengan jumlah
yang lebih banyak dibandingkan dengan titik Infill pada lapisan dengan nilai
remaining moveable yang lebih kecil dan area yang terkuras sudah meluas. Peta
remaining moveable dan oil producing potential ini harus di-overlay dengan bubble
map radius pengurasan dari sumur-sumur existing untuk memastikan tidak terjadi
interferensi dari sumur-sumur existing kepada sumur Infill nantinya. Apabila peta
remaining moveable dan oil producing potential sudah di-overlay dengan bubble
map radius pengurasan sumur existing, maka selanjutnya dilakukan penentuan titik
Infill dan jumlah Infill yang sesuai dengan sisa cadangan serta luas radius
pengurasannya. Dari peta persebaran ini diketahui pada Lapisan K1 perbedaan nilai
dari moveable oil dan remaining moveable kecil yang menandakan bahwa lapisan
ini masih memiliki sisa cadangan yang dapat diproduksikan dengan nilai yang
cukup besar. Karena masih memiliki nilai remaining moveable yang cukup besar,
maka untuk akselerasi produksinya dibutuhkan penambahan sumur Infill yang lebih
banyak dibandingkan dengan Lapisan G dan L5. Pada Lapisan K1, radius
pengurasan sumur-sumur existing juga belum luas sehingga masih memiliki area
102
rekomendasi titik Infill yang lebih luas dibandingkan dengan Lapisan G dan L5.
Oleh karena pertimbangan-pertimbangan ini, maka dilakukan penentuan titik Infill
pada masing-masing lapisan yaitu Lapisan G, K1, dan L5. Pada Lapisan G
direkomendasikan untuk ditambahkan 4 sumur Infill, pada Lapisan K1 sebanyak 8
sumur Infill, dan pada Lapisan L5 sebanyak 1 sumur Infill dikarenakan pada
Lapisan L5 sisa cadangan yang dapat diproduksikan (remaining moveable) sudah
kecil dan areanya sudah banyak terkuras oleh produksi sumur – sumur existing.
Jumlah dan koordinat titik Infill yang direkomendasikan dapat dilihat pada Tabel
IV-10, Tabel IV-12 dan Tabel IV-13.
Setelah merekomendasikan titik Infill yang sesuai pada setiap lapisan,
maka selanjutnya dilakukan prediksi laju produksi awal sumur Infill (Qinitial). Pada
proses ini digunakan beberapa korelasi yang selanjutnya dilakukan penarikan
trendline pada grafik korelasi tersebut. Pada pembuatan grafik korelasi ini
digunakan data lapangan dikarenakan apabila digunakan data per lapisan maka
datanya akan terlalu terbatas sehingga tidak terbentuk trendline dengan hasil
interpretasi yang baik. Pada prediksi nilai Qi ini, dipilih trendline dengan
persamaan yang menghasilkan nilai Qi optimis. Penarikan trendline pada grafik
korelasi dengan persamaan yang menghasilkan nilai Qi optimis adalah korelasi
antara peak production (Qpeak) vs transmissibility (kh). Dipilih persamaan yang
menghasilkan nilai Qi yang optimis dikarenakan laju produksi akan terus menurun
seiring dengan berjalannya waktu sehingga dengan Qi yang optimis maka
production lifetime dari sumur baru akan panjang karena penurunan produksi untuk
mencapai economic limit-nya akan membutuhkan waktu yang lebih lama. Dengan
nilai Qi yang optimis, maka nilai estimated ultimate recovery (EUR) akan lebih
besar sehingga akan meningkatkan nilai recovery factor (RF). Karena digunakan
korelasi antara Qpeak dan transmissibility (kh), sehingga untuk mendapatkan nilai
Qi harus diketahui nilai permeabilitas dan ketebalan net pay dari titik Infill yang
direkomendasikan berdasarkan peta persebaran parameter reservoirnya. Untuk nilai
Qi sumur Infill per lapisan hasil prediksi berdasarkan korelasi yang digunakan pada
dilihat Tabel IV-16.
103
Sebelum dilakukan forecasting pada skenario pengembangan lapangan
dengan analisa decline curve, maka terlebih dahulu dilakukan penentuan periode
(trend) decline dari kondisi current lapisan-lapisan berproduksi. Pada penentuan
trend produksi ini dilakukan penarikan trend dengan beberapa syarat. Pada Lapisan
G, dipilih trend penurunan produksi pada bulan Oktober 2014 - April 2015.
Kemudian, pada Lapisan K1 dipilih trend penurunan produksi pada April 2018 Oktober 2018 dan pada Lapisan L5 dipilih trend penurunan produksi pada
November 2019 - Maret 2020. Setelah ditentukan periode decline yang tepat, maka
selanjutnya dilakukan penentuan nilai b (eksponen decline), tipe kurva decline, dan
Di (decline rate). Penentuan b, tipe kurva, Di menggunakan metode Trial Error and
X2-Chisquare Test. Perhitungan ini bertujuan untuk mengetahui periode decline,
nilai b, Di, serta tipe kurva decline yang tepat pada saat melakukan forecasting
pengembangan lapangan. Dari perhitungan ini didapatkan nilai b = 0 (exponential)
dengan decline rate 17% per tahun pada Lapisan G. Sedangkan pada Lapisan K1
didapatkan nilai b = 1 dengan tipe kurva harmonic dan decline rate sebesar 19%
per tahun, dan pada Lapisan L5 didapatkan nilai b = 0 dengan tipe kurva decline
exponential dan nilai decline rate sebesar 29% per tahun.
Langkah selanjutnya dalam perencanaan dan forecasting sumur Infill ini
adalah dengan melakukan prediksi (forecasting) pada skenario basecase. Skenario
basecase merupakan skenario pengembangan lapangan hanya dengan sumur
existing tanpa adanya penambahan sumur baru. Pada forecasting ini, digunakan
nilai b dan Di yang sudah ditentukan di awal pada periode decline yang sama pula.
Forecasting skenario basecase ini dilakukan pada setiap lapisan berproduksi yaitu
Lapisan G, K1, dan L5. Forecasting pada Lapisan G dilakukan selama 19 tahun
hingga tahun 2035, pada Lapisan K1 dilakukan selama 14 tahun hingga tahun 2035
dan pada Lapisan L5 juga dilakukan prediksi selama 14 tahun hingga tahun 2035.
Peramalan dilakukan dengan economic limit sebesar 20 bopd/sumur sesuai dengan
kontrak. Pada forecasting ini akan didapatkan production lifetime dan EUR dari
setiap lapisan sebelum dilakukannya skenario penambahan sumur. Hasil
forecasting yaitu nilai b, Di, production lifetime, serta EUR setiap lapisan sebelum
dilakukannya skenario penambahan sumur dapat dilihat pada Tabel IV-23 hingga
104
Tabel IV-25. Dari forecasting skenario basecase didapatkan RF pada Lapisan G
sebesar 14,6% dengan EUR 401,94 Mbbl, pada Lapisan K1 didapatkan RF sebesar
2,1% dengan EUR 706,38 Mbbl, sedangkan pada Lapisan L5 didapatkan RF 35,8%
dengan EUR 287,35 Mbbl. Dilakukan juga forecasting untuk produksi dengan
skenario penambahan sumur Infill pada masing-masing lapisan. Pada Lapangan
“HRD” ini total akan ditambahkan 13 sumur Infill dengan jumlah titik Infill yang
berbeda tiap lapisannya. Pada Lapisan G ditambahkan empat sumur Infill sesuai
titik yang direkomendasikan dengan schedule seperti ditunjukkan Tabel IV-26.
Pada forecasting skenario sumur Infill Lapisan G ini, digunakan nilai b dan Di yang
sama dengan forecasting basecase yaitu b = 0 dengan tipe kurva decline
exponential dan Di sebesar 17% per tahun. Dari penambahan empat sumur Infill
pada lapisan ini didapatkan EUR sebesar 690,47 Mbbl dan recovery factor sebesar
25%. Setelah dilakukan skenario sumur Infill, lifetime production dari Lapisan G
ini adalah 15 tahun hingga tahun 2031. Untuk hasil forecasting setelah skenario
penambahan sumur Infill Lapisan G dapat dilihat pada Tabel IV-27 dan
perbandingan recovery factor yang dihasilkan masing-masing skenario dapat
dilihat pada Tabel IV-28. Pada Lapisan K1 ditambahkan delapan sumur Infill
dikarenakan Lapisan K1 dianggap masih memiliki area persebaran sisa cadangan
yang luas dan cadangannya belum terkuras dengan maksimal oleh sumur-sumur
existing yang ada. Pada Lapisan K1 ini dilakukan skenario penambahan sumur Infill
sesuai dengan schedule pada Tabel IV-29. Nilai b = 1 dengan tipe kurva decline
harmonic dan Di sebesar 19% per tahun juga digunakan pada forecasting produksi
Lapisan K1. Dari penambahan delapan sumur Infill pada Lapisan K1 ini didapatkan
EUR sebesar 1764,62 Mbbl dengan nilai recovery factor 5,2%. Production lifetime
dari Lapisan K1 setelah dilakukan skenario penambahan sumur Infill adalah 14
tahun hingga tahun 2035. Untuk hasil forecasting pada Lapisan K1 setelah
dilakukan skenario penambahan sumur Infill dapat dilihat pada Tabel IV-30 dan
perbandingan recovery factor yang dihasilkan sebelum dan sesudah skenario
pengembangan lapangan dapat dilihat pada Tabel IV-31. Selanjutnya dilakukan
juga skenario penambahan sumur Infill pada Lapisan L5 sebanyak 1 sumur Infill.
Pada lapisan ini hanya ditambahkan satu sumur Infill karena menurut peta
105
persebaran sisa cadangannya, pada lapisan ini area dengan cadangan yang terkuras
sudah cukup luas dan radius pengurasan sumur-sumur existing juga sudah cukup
besar sehingga hanya memungkinkan untuk ditambahkan satu sumur Infill.
Schedule pengembangan lapangan pada Lapisan L5 ini dapat dilihat pada Tabel
IV-32. Pada forecasting produksi Lapisan L5 ini digunakan nilai b = 0 dengan tipe
kurva decline exponential dan Di sebesar 29% per tahun. Dari penambahan 1 sumur
pada Lapisan L5 ini didapatkan EUR sebesar 287,35 Mbbl dan recovery factor
sebesar 37,3% dengan recovery factor sebelum dilakukan penambahan sumur Infill
sebesar 31,8%. Production lifetime lapisan ini setelah dilakukan penambahan 1
sumur Infill adalah 2 tahun hingga tahun 2023. Untuk hasil forecasting setelah
dilakukan skenario penambahan sumur Infill dapat dilihat pada Tabel IV-33 dan
perbandingan recovery factor pada masing – masing skenario dapat dilihat pada
Tabel IV-34. Berdasarkan nilai RF yang didapatkan pada masing – masing lapisan
pada setiap skenario pengembangan, dapat dilihat bahwa terjadi kenaikan nilai RF
yang menunjukkan bahwa skenario ini mampu meningkatkan perolehan minyak
pada Lapangan “HRD”.
106
BAB VI
KESIMPULAN DAN SARAN
6.1.
Kesimpulan
Kesimpulan yang dapat diambil dari studi Perencanaan Penambahan dan
Forecasting Sumur Infill pada Lapangan “HRD” Metode Decline Curve Analysis
Menggunakan Oilfield Manager Software antara lain:
1. Berdasarkan analisa decline curve yang dilakukan, maka pada Lapisan
G dengan tipe kurva exponential didapatkan decline rate sebesar
0,0004787 bbl/day atau 17% per tahun. Pada Lapisan K1 dengan tipe
kurva harmonic didapatkan decline rate sebesar 0,0005 bbl/day atau
19% per tahun dan pada Lapisan L5 dengan tipe kurva exponential
didapatkan decline rate sebesar 0,0008 bbl/day atau 29% per tahun.
2. Berdasarkan perencanaan pengembangan lapangan, maka pada Lapisan
G akan ditambahkan 4 sumur Infill sedangkan pada Lapisan K1
ditambahkan sebanyak 8 sumur Infill serta pada Lapisan L5
ditambahkan 1 sumur Infill.
3. Berdasarkan forecasting dengan analisa decline curve hingga tahun
2035 dengan economic limit 20 bopd/sumur, maka pada skenario
basecase Lapisan G didapatkan RF sebesar 15,6% dengan EUR 401,94
Mbbl. Sedangkan pada Lapisan K1 didapatkan RF sebesar 2,1% dengan
EUR 706,38 Mbbl, serta pada Lapisan L5 didapatkan RF sebesar 35,8%
dengan EUR sebesar 275,62 Mbbl
4. Setelah dilakukan penambahan sumur Infill dan forecasting dengan
analisa decline curve hingga tahun 2035 dengan economic limit 20
bopd/sumur, maka didapatkan hasil pada Lapisan G skenario
penambahan sumur Infill mendapatkan nilai EUR sebesar 690,47 Mbbl
dan RF 25%. Pada Lapisan K1 mendapatkan EUR sebesar 1764,62
Mbbl dengan RF 5,2% dan pada Lapisan L5 mendapatkan EUR sebesar
287,35 Mbbl dengan RF 37,3%.
107
1.2
Saran
Penambahan sumur Infill telah berhasil meningkatkan RF pada masing-
masing lapisan. Namun, pada Lapisan K1 recovery factor yang dihasilkan masih
rendah yang berarti kondisi reservoir yang belum mampu memproduksikan sisa
cadangan yang ada dengan maksimal setelah dilakukan skenario sumur Infill ini.
Oleh karena itu, disarankan dilakukan skenario lanjutan yaitu dengan injeksi air
sebagai pressure maintenance atau waterflooding. Karena keterbatasan fitur
Software OFM dan analisa yang dilakukan hanya dengan data produksi, maka
belum dapat dilakukan analisa maupun prediksi untuk skenario lanjutan pada
Lapisan K1.
DAFTAR PUSTAKA
Ahmed, Tarek. Hydrocarbon Phase Behavior. Houston, Texas: Gulf Professional
Publishing, 1989.
—. Reservoir Engineering Handbook. 3rd. Houston, Texas: Gulf Professional Publishing,
2006.
Amyx, J.W., D.W.Jr, and R.L. Whiting. Petroleum Reservoir Engineering Physical
Properties. New York, Toronto, London: Mc Graw Hill Books Company, 1960.
Fauzia, Sifa, and Bambang Triwibowo. "Analisis dan Integrasi Data Log, Data Scal, Data
Core, Data Uji Sumur, serta Data Produksi untuk Mengetahui Harga Cut-Off
Petrofisika dan Kontak Minyak-Air Lapangan Kejora (Cekungan Jawa Timur
Utara)." Yogyakarta: Fakultas Teknologi Mineral, UPN "Veteran", 2015.
Huiyuan Bian, Kewen Li, Binchi Hou, Xiaorong Lou. "A New Model to Calculate OilWater Relative Permeability of Shaly Sandstone." Hindawi Geofluids, 2020.
Jr, W.M. Hensel. "An Improved Summation of Fluids Porosity Technique." Society of
Petroleum Engineers Journal 22 2, no. SPE-9376-PA (1982): 193-201.
McCain, W.D. Properties of Petroleum Fluids. Tulsa, Oklahoma: Pennwell Books, 1973.
Nazari, Abdul Jamil, and Shigeo Honma. "Analysis of Fractional Flow and Relative
Permeability of Heavy Oil and Kerosene During Recovery in Petroleum
Reservoir." International Journal of GEOMATE. Japan: Geotec Const. Mat & Env,
2017. 81-88.
Rukmana, Dadang, Dedy Kristanto, V. Aji, and Dedy Cahyoko. Peningkatan Produksi
Lapangan Minyak Tua (Teori dan Aplikasi). Yogyakarta: Penerbit Pohon Cahaya,
2020.
—. Teknik Reservoir Teori dan Aplikasi. Yogyakarta: UPN "Veteran", 2012.
Smith, C.R., G.W. Tracy, and R.L. Farrar. Applied Reservoir Engineering. Tulsa,
Oklahoma: OCGI Publications, 1992.
Thompson, R.S. Oil Property Evaluation. 2nd. Golden, Colorado: Thompson-Wright
Associates, 1985.
Tinjauan Umum Lapangan. Pertamina EP Asset 4 Field Cepu, 2013.
Wheaton, Richard. Fundamentals of Applied Reservoir Engineering. Texas: Gulf
Professional Publishing, 2016.
108
LAMPIRAN
Lampiran A
Contoh Pengolahan Data pada Microsoft Excel
Tabel A-1
Contoh Tabel Pengolahan Data Produksi Harian Sumur CLD-003 pada
Microsoft Excel
UNIQUEID
LAYER
DATE
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
CLD-003_K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
31/10/2014
01/11/2014
02/11/2014
03/11/2014
04/11/2014
05/11/2014
06/11/2014
07/11/2014
12/04/2021
13/04/2021
14/04/2021
15/04/2021
16/04/2021
17/04/2021
18/04/2021
DAILYOIL DAILYWATER DAILYLIQUID
(bopd)
(bwpd)
(blpd)
93
103
196
42
168
210
63
136
199
61
157
218
70
160
230
53
154
206
53
154
206
48
152
200
36
134
170
30
176
206
30
124
154
29
144
172
32
128
160
27
134
161
31
140
171
DAILYGAS
(scfd)
9212
7753
6705
8076
6397
6827
5536
DAILYWC
(%)
53
80
68
72
69
74
75
76
79
86
80
83
80
83
82
Gross60
(blpd)
196
210
199
218
230
206
206
200
39
32
32
30
34
29
33
Oil60
(bopd)
93
42
63
61
70
53
53
48
39
32
32
30
34
29
33
Tabel A-2
Contoh Tabel Pengolahan Data Produksi Harian Sumur CLD-004 pada
Microsoft Excel
UNIQUEID
LAYER
DATE
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
CLD-004_L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
16/11/2017
17/11/2017
18/11/2017
19/11/2017
20/11/2017
21/11/2017
22/11/2017
23/11/2017
15/04/2021
16/04/2021
17/04/2021
18/04/2021
DAILYOIL DAILYWATER DAILYLIQUID
(bopd)
(bwpd)
(blpd)
146
28
175
124
4
129
126
11
138
147
2
149
140
5
145
136
10
146
136
1
137
143
2
145
82
24
106
73
19
92
65
23
88
76
28
104
DAILYGAS
(scfd)
0
30567
27249
26869
27500
24170
26495
26488
105650
83776
85234
82670
DAILYWC
(%)
16
3
8
1
4
7
1
1
23
21
26
27
Gross60
(blpd)
144
122
125
145
137
137
135
137
85
79
71
81
Oil60
(bopd)
143
122
124
144
136
137
134
136
85
79
71
81
Tabel A-3
Contoh Tabel Pengolahan Data Produksi Harian Sumur CLD-005 pada
Microsoft Excel
UNIQUEID
LAYER
DATE
CLD-005_L5
CLD-005_L5
CLD-005_L5
CLD-005_L5
CLD-005_L5
CLD-005_L5
CLD-005_L5
CLD-005_L5
CLD-005_L5
CLD-005_L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
L5
27/12/2017
28/12/2017
29/12/2017
30/12/2017
31/12/2017
01/01/2018
15/04/2021
16/04/2021
17/04/2021
18/04/2021
DAILYOIL DAILYWATER DAILYLIQUID
(bopd)
(bwpd)
(blpd)
187
56
243
227
13
240
237
4
242
221
9
230
228
15
243
215
29
244
39
135
175
36
122
157
42
136
179
35
144
179
DAILYGAS
(scfd)
55254
135466
132213
127072
126252
127428
8669
6733
7959
7321
DAILYWC
(%)
23
5
2
4
6
12
77
77
76
81
Gross60
(blpd)
182
222
231
212
225
213
41
39
46
37
Oil60
(bopd)
182
221
231
212
225
213
41
38
46
37
Tabel A-4
Contoh Tabel Pengolahan Data Produksi Harian Sumur CLD-006 pada
Microsoft Excel
UNIQUEID
LAYER
DATE
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
CLD-006_K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
03/03/2018
04/03/2018
05/03/2018
06/03/2018
07/03/2018
08/03/2018
13/04/2021
14/04/2021
15/04/2021
16/04/2021
17/04/2021
18/04/2021
DAILYOIL DAILYWATER DAILYLIQUID
(bopd)
(bwpd)
(blpd)
105
74
178
107
59
166
102
61
162
107
58
166
96
62
158
96
62
158
49
124
173
50
146
196
60
144
204
58
142
200
61
152
213
63
136
200
DAILYGAS
(scfd)
31582
32901
62558
75467
65403
67036
12496
14307
12563
13812
11412
10796
DAILYWC
(%)
41
36
37
35
39
39
72
75
71
71
71
68
Gross60
(blpd)
104
105
100
105
97
97
53
52
62
62
67
68
Oil60
(bopd)
104
105
100
105
97
97
53
52
62
62
67
68
Tabel A-5
Contoh Tabel Pengolahan Data Parameter Reservoir dan SCAL Lapangan
“HRD” pada Microsoft Excel
Lampiran B
Sejarah Laju Produksi Minyak, Air, Gas per Lapisan
Gambar B. 1
Sejarah Laju Produksi Minyak, Air, Gas Lapisan G
Gambar B. 2
Sejarah Laju Produksi Minyak, Air, Gas Lapisan K1
Gambar B. 3
Sejarah Laju Produksi Minyak, Air, Gas Lapisan L5
Lampiran C
Tabulasi Cadangan Hasil Pengolahan Software OFM per Lapisan
Tabel C-1.
Tabulasi Cadangan Hasil Pengolahan Software OFM Lapisan G
OOIP/HCPV
Boi
OOIP (Pertamina)
OOIP (OFM)
% error OOIP
Moveable
RF Scal (Maks)
Np (Pertamina)
Np (OFM)
% error Np
CRF (Pertamina)
CRF (OFM)
Remaining Moveable
Sisa RF
2759284
1,28
2129000
2150650
-1%
1296600
60%
203000
249210
-2%
9,5%
9,7%
1047390,00
49%
bbl
bbl/stb
STB
STB
2,76
MMbbl
2,13
2,15
MMSTB
MMSTB
STB
1,30
STB
bbl
STB
355,67
acre-ft
MMSTB
1,66
MMbbl
0,20
207831,00
MMSTB
STB
0,21
MMSTB
1,05
MMSTB
1,34
MMbbl
Tabel C-2.
Tabulasi Cadangan Hasil Pengolahan Software OFM Lapisan K1
OOIP/HCPV
Boi
OOIP (Pertamina)
OOIP (OFM)
% error OOIP
Moveable
RF Scal (Maks)
Np (Pertamina)
Np (OFM)
% error Np
CRF (Pertamina)
CRF (OFM)
Remaining Moveable
Sisa RF
33784900
1,283
26494000
26359900
0,5%
14593300
55,4%
126000
166510
-3%
0,5%
0,5%
14436200
54,8%
bbl
bbl/stb
STB
STB
33,78
MMbbl
26,49
26,36
MMSTB
MMSTB
STB
14,59
STB
bbl
STB
4354,85
acre-ft
MMSTB
18,72
MMbbl
0,126
130117
MMSTB
STB
0,130
MMSTB
14,44
MMSTB
18,52
MMbbl
Tabel C-3.
Tabulasi Cadangan Hasil Pengolahan Software OFM Lapisan L5
OOIP/HCPV
Boi
OOIP (Pertamina)
OOIP (OFM)
% error OOIP
Moveable
RF Scal (Maks)
Np (Pertamina)
Np (OFM)
% error Np
CRF (Pertamina)
CRF (OFM)
Current Moveable
Sisa RF
770321
1,283
607000
604603
0,4%
371068
61,4%
200000
245165
3,7%
32,9%
31,9%
133749
22,1%
bbl
bbl/stb
STB
STB
0,77
MMbbl
0,61
0,60
MMSTB
MMSTB
STB
0,37
MSTB
bbl
STB
99,29
acre-ft
MMSTB
0,48
MMbbl
0,2
192599
MMSTB
STB
0,19
MMSTB
0,13
MMSTB
0,17
MMbbl
Lampiran D
Perhitungan Nilai b, Di, dan Tipe Kurva Decline Tiap Lapisan
Tabel D-1.
Perhitungan Nilai Di Lapisan G
t
day
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
Date
Qactual
(STB/D)
15/10/2014
16/10/2014
17/10/2014
18/10/2014
19/10/2014
20/10/2014
21/10/2014
22/10/2014
23/10/2014
24/10/2014
25/10/2014
26/10/2014
27/10/2014
28/10/2014
29/10/2014
30/10/2014
31/10/2014
01/11/2014
02/11/2014
03/11/2014
04/11/2014
05/11/2014
06/11/2014
07/11/2014
08/11/2014
09/11/2014
10/11/2014
11/11/2014
12/11/2014
13/11/2014
14/11/2014
15/11/2014
16/11/2014
17/11/2014
18/11/2014
19/11/2014
20/11/2014
21/11/2014
22/11/2014
23/11/2014
24/11/2014
25/11/2014
26/11/2014
27/11/2014
28/11/2014
29/11/2014
30/11/2014
01/12/2014
02/12/2014
03/12/2014
04/12/2014
234
232
234
228
233
229
232
229
231
229
232
231
231
227
232
227
240
231
233
234
231
224
218
226
214
221
223
219
216
224
222
224
225
228
227
225
230
230
230
233
237
228
216
245
226
232
245
229
233
220
230
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,000479
234,4
234,2878
234,1757
234,0636
233,9516
233,8396
233,7277
233,6158
233,504
233,3923
233,2806
233,1689
233,0573
232,9458
232,8343
232,7229
232,6115
232,5002
232,3889
232,2777
232,1665
232,0554
231,9443
231,8333
231,7224
231,6115
231,5006
231,3898
231,2791
231,1684
231,0577
230,9472
230,8366
230,7261
230,6157
230,5053
230,395
230,2848
230,1745
230,0644
229,9543
229,8442
229,7342
229,6243
229,5144
229,4045
229,2947
229,185
229,0753
228,9657
228,8561
0,000481
234,4
234,2873
234,1747
234,0622
233,9497
233,8372
233,7248
233,6125
233,5003
233,3881
233,2759
233,1639
233,0518
232,9399
232,828
232,7161
232,6043
232,4926
232,381
232,2694
232,1578
232,0463
231,9349
231,8235
231,7122
231,6009
231,4898
231,3786
231,2675
231,1565
231,0456
230,9347
230,8238
230,713
230,6023
230,4916
230,381
230,2705
230,16
230,0496
229,9392
229,8289
229,7186
229,6084
229,4983
229,3882
229,2781
229,1682
229,0583
228,9484
228,8386
0,000483
234,4
234,2868
234,1737
234,0607
233,9477
233,8348
233,722
233,6092
233,4965
233,3839
233,2713
233,1588
233,0463
232,9339
232,8216
232,7094
232,5972
232,4851
232,373
232,261
232,1491
232,0372
231,9254
231,8137
231,702
231,5904
231,4789
231,3674
231,256
231,1446
231,0333
230,9221
230,811
230,6999
230,5888
230,4779
230,367
230,2562
230,1454
230,0347
229,924
229,8135
229,7029
229,5925
229,4821
229,3718
229,2615
229,1513
229,0412
228,9311
228,8211
0,000485
234,4
234,2863
234,1727
234,0592
233,9458
233,8324
233,7191
233,6059
233,4927
233,3796
233,2666
233,1536
233,0408
232,928
232,8152
232,7026
232,59
232,4774
232,365
232,2526
232,1403
232,0281
231,9159
231,8038
231,6918
231,5798
231,4679
231,3561
231,2444
231,1327
231,0211
230,9095
230,7981
230,6867
230,5753
230,4641
230,3529
230,2418
230,1307
230,0197
229,9088
229,798
229,6872
229,5765
229,4659
229,3553
229,2448
229,1344
229,0241
228,9138
228,8036
0,000487
234,4
234,2858
234,1718
234,0578
233,9438
233,83
233,7162
233,6025
233,4889
233,3753
233,2619
233,1485
233,0352
232,922
232,8088
232,6957
232,5827
232,4698
232,357
232,2442
232,1315
232,0189
231,9063
231,7939
231,6815
231,5692
231,4569
231,3448
231,2327
231,1207
231,0087
230,8969
230,7851
230,6734
230,5618
230,4502
230,3388
230,2273
230,116
230,0048
229,8936
229,7825
229,6715
229,5605
229,4496
229,3388
229,2281
229,1175
229,0069
228,8964
228,786
Qforecast
b
0,5
D
0,000489
234,4
234,2853
234,1708
234,0563
233,9419
233,8275
233,7133
233,5991
233,4851
233,3711
233,2572
233,1433
233,0296
232,9159
232,8024
232,6889
232,5754
232,4621
232,3489
232,2357
232,1226
232,0096
231,8967
231,7839
231,6712
231,5585
231,4459
231,3334
231,221
231,1086
230,9964
230,8842
230,7721
230,6601
230,5482
230,4363
230,3246
230,2129
230,1013
229,9897
229,8783
229,7669
229,6557
229,5445
229,4333
229,3223
229,2114
229,1005
228,9897
228,879
228,7683
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0,000492
234,4
234,2848
234,1698
234,0548
233,9399
233,8251
233,7104
233,5957
233,4812
233,3667
233,2524
233,1381
233,0239
232,9099
232,7959
232,682
232,5681
232,4544
232,3408
232,2272
232,1137
232,0004
231,8871
231,7739
231,6608
231,5478
231,4348
231,322
231,2092
231,0966
230,984
230,8715
230,7591
230,6468
230,5345
230,4224
230,3103
230,1984
230,0865
229,9747
229,863
229,7513
229,6398
229,5284
229,417
229,3057
229,1945
229,0834
228,9724
228,8615
228,7506
0,000494
234,4
234,2843
234,1687
234,0533
233,9379
233,8226
233,7074
233,5923
233,4773
233,3624
233,2476
233,1329
233,0183
232,9038
232,7893
232,675
232,5608
232,4467
232,3326
232,2187
232,1048
231,9911
231,8774
231,7638
231,6504
231,537
231,4237
231,3105
231,1974
231,0844
230,9715
230,8587
230,746
230,6334
230,5208
230,4084
230,296
230,1838
230,0716
229,9596
229,8476
229,7357
229,6239
229,5122
229,4006
229,2891
229,1777
229,0664
228,9551
228,844
228,7329
0,000496
234,4
234,2838
234,1677
234,0518
233,9359
233,8201
233,7044
233,5889
233,4734
233,3581
233,2428
233,1276
233,0126
232,8976
232,7828
232,6681
232,5534
232,4389
232,3244
232,2101
232,0958
231,9817
231,8677
231,7537
231,6399
231,5262
231,4125
231,299
231,1856
231,0722
230,959
230,8459
230,7328
230,6199
230,5071
230,3943
230,2817
230,1692
230,0567
229,9444
229,8321
229,72
229,608
229,496
229,3842
229,2724
229,1608
229,0492
228,9378
228,8264
228,7151
0,000498
234,4
234,2833
234,1667
234,0502
233,9339
233,8176
233,7015
233,5854
233,4695
233,3537
233,238
233,1224
233,0069
232,8915
232,7762
232,6611
232,546
232,431
232,3162
232,2015
232,0868
231,9723
231,8579
231,7436
231,6294
231,5153
231,4013
231,2874
231,1737
231,06
230,9465
230,833
230,7196
230,6064
230,4933
230,3802
230,2673
230,1545
230,0418
229,9292
229,8167
229,7043
229,592
229,4798
229,3677
229,2557
229,1438
229,032
228,9204
228,8088
228,6973
0,0005
234,4
234,2828
234,1657
234,0487
233,9318
233,8151
233,6985
233,582
233,4656
233,3493
233,2331
233,1171
233,0011
232,8853
232,7696
232,654
232,5385
232,4232
232,3079
232,1928
232,0778
231,9629
231,8481
231,7334
231,6189
231,5044
231,3901
231,2758
231,1617
231,0477
230,9338
230,8201
230,7064
230,5929
230,4794
230,3661
230,2529
230,1398
230,0268
229,9139
229,8011
229,6885
229,5759
229,4635
229,3512
229,2389
229,1268
229,0148
228,9029
228,7911
228,6795
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
05/12/2014
06/12/2014
07/12/2014
08/12/2014
09/12/2014
10/12/2014
11/12/2014
12/12/2014
13/12/2014
14/12/2014
15/12/2014
16/12/2014
17/12/2014
18/12/2014
19/12/2014
20/12/2014
21/12/2014
22/12/2014
23/12/2014
24/12/2014
25/12/2014
26/12/2014
27/12/2014
28/12/2014
29/12/2014
30/12/2014
31/12/2014
01/01/2015
02/01/2015
03/01/2015
04/01/2015
05/01/2015
06/01/2015
07/01/2015
08/01/2015
09/01/2015
10/01/2015
11/01/2015
12/01/2015
13/01/2015
14/01/2015
15/01/2015
16/01/2015
17/01/2015
18/01/2015
19/01/2015
20/01/2015
21/01/2015
22/01/2015
23/01/2015
251
238
242
221
234
214
224
211
227
217
227
220
232
220
229
220
227
225
231
232
227
223
234
229
238
223
234
215
236
227
232
228
237
223
235
224
239
228
223
219
234
226
234
227
239
224
236
226
235
234
228,7465
228,6371
228,5276
228,4183
228,3089
228,1997
228,0905
227,9813
227,8722
227,7631
227,6541
227,5452
227,4363
227,3274
227,2186
227,1099
227,0012
226,8925
226,7839
226,6754
226,5669
226,4585
226,3501
226,2418
226,1335
226,0253
225,9171
225,809
225,7009
225,5929
225,4849
225,377
225,2691
225,1613
225,0535
224,9458
224,8382
224,7306
224,623
224,5155
224,408
224,3006
224,1933
224,086
223,9787
223,8715
223,7644
223,6573
223,5503
223,4433
228,7289
228,6192
228,5096
228,4
228,2905
228,1811
228,0717
227,9623
227,8531
227,7438
227,6347
227,5256
227,4165
227,3076
227,1986
227,0898
226,9809
226,8722
226,7635
226,6548
226,5463
226,4377
226,3293
226,2208
226,1125
226,0042
225,8959
225,7878
225,6796
225,5716
225,4635
225,3556
225,2477
225,1398
225,0321
224,9243
224,8166
224,709
224,6015
224,494
224,3865
224,2791
224,1718
224,0645
223,9573
223,8501
223,743
223,636
223,529
223,422
228,7112
228,6013
228,4915
228,3817
228,272
228,1624
228,0528
227,9433
227,8339
227,7245
227,6152
227,506
227,3968
227,2877
227,1786
227,0696
226,9607
226,8518
226,743
226,6343
226,5256
226,417
226,3084
226,1999
226,0915
225,9831
225,8748
225,7665
225,6584
225,5502
225,4422
225,3342
225,2262
225,1184
225,0106
224,9028
224,7951
224,6875
224,5799
224,4724
224,365
224,2576
224,1503
224,043
223,9358
223,8287
223,7216
223,6146
223,5077
223,4008
228,6934
228,5833
228,4733
228,3634
228,2535
228,1437
228,034
227,9243
227,8147
227,7052
227,5957
227,4863
227,377
227,2677
227,1586
227,0494
226,9404
226,8314
226,7225
226,6136
226,5049
226,3962
226,2875
226,1789
226,0704
225,962
225,8536
225,7453
225,6371
225,5289
225,4208
225,3128
225,2048
225,0969
224,9891
224,8813
224,7736
224,666
224,5584
224,4509
224,3435
224,2361
224,1288
224,0216
223,9144
223,8073
223,7003
223,5933
223,4864
223,3796
228,6756
228,5653
228,4551
228,345
228,235
228,125
228,0151
227,9052
227,7955
227,6858
227,5762
227,4666
227,3572
227,2478
227,1385
227,0292
226,9201
226,811
226,702
226,593
226,4841
226,3753
226,2666
226,158
226,0494
225,9409
225,8324
225,7241
225,6158
225,5076
225,3994
225,2913
225,1833
225,0754
224,9676
224,8598
224,7521
224,6444
224,5369
224,4294
224,322
224,2146
224,1073
224,0001
223,893
223,7859
223,6789
223,572
223,4652
223,3584
228,6578
228,5473
228,4369
228,3266
228,2163
228,1062
227,9961
227,8861
227,7762
227,6664
227,5566
227,4469
227,3373
227,2278
227,1184
227,009
226,8997
226,7905
226,6814
226,5724
226,4634
226,3545
226,2457
226,137
226,0283
225,9197
225,8112
225,7028
225,5945
225,4862
225,378
225,2699
225,1619
225,0539
224,9461
224,8383
224,7305
224,6229
224,5153
224,4078
224,3004
224,1931
224,0858
223,9787
223,8716
223,7645
223,6576
223,5507
223,4439
223,3372
228,6399
228,5292
228,4186
228,3081
228,1977
228,0874
227,9771
227,867
227,7569
227,6469
227,537
227,4272
227,3174
227,2078
227,0982
226,9887
226,8794
226,77
226,6608
226,5517
226,4426
226,3336
226,2247
226,1159
226,0072
225,8986
225,79
225,6815
225,5731
225,4648
225,3566
225,2485
225,1404
225,0324
224,9245
224,8167
224,709
224,6014
224,4938
224,3863
224,2789
224,1716
224,0644
223,9572
223,8502
223,7432
223,6363
223,5294
223,4227
223,316
228,622
228,5111
228,4003
228,2896
228,179
228,0685
227,9581
227,8478
227,7376
227,6274
227,5174
227,4074
227,2975
227,1877
227,0781
226,9685
226,8589
226,7495
226,6402
226,531
226,4218
226,3127
226,2038
226,0949
225,9861
225,8774
225,7688
225,6602
225,5518
225,4435
225,3352
225,227
225,1189
225,0109
224,903
224,7952
224,6875
224,5798
224,4723
224,3648
224,2574
224,1501
224,0429
223,9358
223,8287
223,7218
223,6149
223,5082
223,4015
223,2949
228,604
228,4929
228,382
228,2711
228,1603
228,0496
227,939
227,8286
227,7182
227,6079
227,4977
227,3876
227,2776
227,1677
227,0579
226,9481
226,8385
226,729
226,6196
226,5102
226,401
226,2918
226,1828
226,0738
225,965
225,8562
225,7475
225,6389
225,5305
225,4221
225,3138
225,2056
225,0974
224,9894
224,8815
224,7737
224,6659
224,5583
224,4507
224,3433
224,2359
224,1286
224,0214
223,9144
223,8074
223,7004
223,5936
223,4869
223,3803
223,2737
228,586
228,4747
228,3636
228,2525
228,1415
228,0307
227,9199
227,8093
227,6988
227,5883
227,478
227,3677
227,2576
227,1476
227,0376
226,9278
226,8181
226,7084
226,5989
226,4895
226,3801
226,2709
226,1618
226,0527
225,9438
225,835
225,7263
225,6176
225,5091
225,4007
225,2923
225,1841
225,076
224,9679
224,86
224,7521
224,6444
224,5368
224,4292
224,3218
224,2144
224,1072
224
223,8929
223,786
223,6791
223,5723
223,4657
223,3591
223,2526
228,5679
228,4565
228,3451
228,2339
228,1227
228,0117
227,9008
227,79
227,6793
227,5687
227,4582
227,3479
227,2376
227,1274
227,0174
226,9074
226,7976
226,6878
226,5782
226,4687
226,3593
226,25
226,1408
226,0317
225,9227
225,8138
225,705
225,5963
225,4877
225,3792
225,2709
225,1626
225,0545
224,9464
224,8385
224,7306
224,6229
224,5152
224,4077
224,3002
224,1929
224,0857
223,9786
223,8715
223,7646
223,6578
223,5511
223,4444
223,3379
223,2315
126
127
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
181
182
183
18/02/2015
19/02/2015
20/02/2015
21/02/2015
22/02/2015
23/02/2015
24/02/2015
25/02/2015
26/02/2015
27/02/2015
28/02/2015
01/03/2015
02/03/2015
03/03/2015
04/03/2015
05/03/2015
06/03/2015
07/03/2015
08/03/2015
09/03/2015
10/03/2015
11/03/2015
12/03/2015
13/03/2015
14/03/2015
15/03/2015
16/03/2015
17/03/2015
18/03/2015
19/03/2015
20/03/2015
21/03/2015
22/03/2015
23/03/2015
24/03/2015
25/03/2015
26/03/2015
27/03/2015
28/03/2015
29/03/2015
30/03/2015
31/03/2015
01/04/2015
02/04/2015
03/04/2015
04/04/2015
05/04/2015
06/04/2015
07/04/2015
08/04/2015
09/04/2015
10/04/2015
11/04/2015
12/04/2015
13/04/2015
14/04/2015
15/04/2015
16/04/2015
233
251
232
238
228
243
227
243
231
249
234
244
234
238
224
234
203
228
226
230
224
235
228
238
231
243
222
223
225
217
222
229
222
219
219
224
213
223
210
215
217
216
217
213
207
207
210
210
217
212
216
211
211
211
212
213
214
215
220,6794
220,5738
220,4682
220,3627
220,2572
220,1518
220,0465
219,9411
219,8359
219,7307
219,6255
219,5204
219,4153
219,3103
219,2054
219,1004
218,9956
218,8908
218,786
218,6813
218,5766
218,472
218,3675
218,263
218,1585
218,0541
217,9497
217,8454
217,7412
217,6369
217,5328
217,4287
217,3246
217,2206
217,1166
217,0127
216,9089
216,805
216,7013
216,5976
216,4939
216,3903
216,2867
216,1832
216,0798
215,9763
215,873
215,7697
215,6664
215,5632
215,46
215,3569
215,2538
215,1508
215,0478
214,9449
214,842
214,7392
220,6613
220,5558
220,4505
220,3451
220,2399
220,1347
220,0295
219,9244
219,8194
219,7144
219,6094
219,5046
219,3997
219,295
219,1903
219,0856
218,981
218,8765
218,772
218,6675
218,5631
218,4588
218,3545
218,2503
218,1461
218,042
217,938
217,834
217,73
217,6261
217,5223
217,4185
217,3148
217,2111
217,1075
217,0039
216,9004
216,797
216,6936
216,5902
216,4869
216,3837
216,2805
216,1774
216,0743
215,9713
215,8683
215,7654
215,6625
215,5597
215,457
215,3543
215,2516
215,149
215,0465
214,944
214,8416
214,7392
220,6432
220,5379
220,4327
220,3276
220,2226
220,1175
220,0126
219,9077
219,8029
219,6981
219,5934
219,4888
219,3842
219,2797
219,1752
219,0708
218,9665
218,8622
218,758
218,6538
218,5497
218,4456
218,3416
218,2377
218,1338
218,03
217,9263
217,8226
217,719
217,6154
217,5119
217,4084
217,305
217,2017
217,0984
216,9952
216,892
216,7889
216,6859
216,5829
216,48
216,3771
216,2743
216,1716
216,0689
215,9662
215,8637
215,7611
215,6587
215,5563
215,4539
215,3517
215,2494
215,1473
215,0452
214,9431
214,8411
214,7392
220,6251
220,5201
220,4151
220,3101
220,2053
220,1005
219,9957
219,8911
219,7865
219,6819
219,5775
219,4731
219,3687
219,2644
219,1602
219,0561
218,952
218,848
218,744
218,6401
218,5363
218,4325
218,3288
218,2252
218,1216
218,0181
217,9146
217,8112
217,7079
217,6047
217,5015
217,3984
217,2953
217,1923
217,0894
216,9865
216,8837
216,7809
216,6782
216,5756
216,4731
216,3706
216,2681
216,1658
216,0635
215,9612
215,859
215,7569
215,6549
215,5529
215,4509
215,3491
215,2473
215,1455
215,0439
214,9422
214,8407
214,7392
220,6071
220,5022
220,3974
220,2927
220,188
220,0835
219,9789
219,8745
219,7701
219,6658
219,5615
219,4574
219,3533
219,2492
219,1453
219,0414
218,9375
218,8338
218,7301
218,6265
218,5229
218,4194
218,316
218,2127
218,1094
218,0062
217,903
217,8
217,6969
217,594
217,4911
217,3883
217,2856
217,1829
217,0803
216,9778
216,8753
216,773
216,6706
216,5684
216,4662
216,3641
216,262
216,16
216,0581
215,9562
215,8544
215,7527
215,6511
215,5495
215,448
215,3465
215,2451
215,1438
215,0426
214,9414
214,8403
214,7392
220,5891
220,4844
220,3798
220,2753
220,1709
220,0665
219,9622
219,8579
219,7538
219,6497
219,5457
219,4417
219,3379
219,2341
219,1304
219,0267
218,9231
218,8196
218,7162
218,6129
218,5096
218,4064
218,3033
218,2002
218,0972
217,9943
217,8915
217,7887
217,686
217,5834
217,4808
217,3784
217,276
217,1736
217,0714
216,9692
216,8671
216,765
216,663
216,5612
216,4593
216,3576
216,2559
216,1543
216,0527
215,9513
215,8499
215,7485
215,6473
215,5461
215,445
215,344
215,243
215,1421
215,0413
214,9405
214,8398
214,7392
220,5712
220,4667
220,3623
220,258
220,1537
220,0495
219,9454
219,8414
219,7375
219,6336
219,5298
219,4261
219,3225
219,219
219,1155
219,0121
218,9088
218,8056
218,7024
218,5993
218,4963
218,3934
218,2906
218,1878
218,0851
217,9825
217,8799
217,7775
217,6751
217,5728
217,4706
217,3684
217,2663
217,1644
217,0624
216,9606
216,8588
216,7571
216,6555
216,554
216,4525
216,3511
216,2498
216,1486
216,0474
215,9463
215,8453
215,7444
215,6435
215,5427
215,442
215,3414
215,2409
215,1404
215,04
214,9396
214,8394
214,7392
220,5533
220,449
220,3448
220,2407
220,1366
220,0326
219,9288
219,825
219,7212
219,6176
219,5141
219,4106
219,3072
219,2039
219,1007
218,9976
218,8945
218,7915
218,6886
218,5858
218,4831
218,3805
218,2779
218,1754
218,073
217,9707
217,8685
217,7663
217,6643
217,5623
217,4604
217,3585
217,2568
217,1551
217,0535
216,952
216,8506
216,7493
216,648
216,5468
216,4457
216,3447
216,2438
216,1429
216,0421
215,9414
215,8408
215,7403
215,6398
215,5394
215,4391
215,3389
215,2387
215,1387
215,0387
214,9388
214,8389
214,7392
220,5355
220,4314
220,3273
220,2234
220,1196
220,0158
219,9121
219,8085
219,7051
219,6016
219,4983
219,3951
219,292
219,1889
219,0859
218,983
218,8802
218,7775
218,6749
218,5724
218,4699
218,3676
218,2653
218,1631
218,061
217,959
217,8571
217,7552
217,6534
217,5518
217,4502
217,3487
217,2473
217,1459
217,0447
216,9435
216,8424
216,7414
216,6405
216,5397
216,439
216,3383
216,2377
216,1373
216,0368
215,9365
215,8363
215,7361
215,6361
215,5361
215,4362
215,3364
215,2366
215,137
215,0374
214,9379
214,8385
214,7392
220,5177
220,4137
220,3099
220,2062
220,1025
219,999
219,8955
219,7922
219,6889
219,5857
219,4826
219,3796
219,2767
219,1739
219,0712
218,9686
218,866
218,7636
218,6612
218,559
218,4568
218,3547
218,2527
218,1508
218,049
217,9473
217,8457
217,7441
217,6427
217,5413
217,4401
217,3389
217,2378
217,1368
217,0359
216,935
216,8343
216,7337
216,6331
216,5326
216,4322
216,332
216,2318
216,1316
216,0316
215,9317
215,8318
215,732
215,6324
215,5328
215,4333
215,3339
215,2345
215,1353
215,0361
214,9371
214,8381
214,7392
220,4999
220,3962
220,2925
220,189
220,0856
219,9822
219,879
219,7759
219,6728
219,5699
219,467
219,3642
219,2616
219,159
219,0565
218,9542
218,8519
218,7497
218,6476
218,5456
218,4437
218,3419
218,2402
218,1386
218,0371
217,9357
217,8343
217,7331
217,632
217,5309
217,43
217,3291
217,2283
217,1277
217,0271
216,9266
216,8262
216,7259
216,6257
216,5256
216,4256
216,3256
216,2258
216,126
216,0264
215,9268
215,8274
215,728
215,6287
215,5295
215,4304
215,3314
215,2325
215,1336
215,0349
214,9362
214,8377
214,7392
Tabel D-2.
Penentuan Nilai b dan Tipe Kurva Decline Lapisan G
Penentuan Nilai X2
t
day
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
Date
15/10/14
16/10/14
17/10/14
18/10/14
19/10/14
20/10/14
21/10/14
22/10/14
23/10/14
24/10/14
25/10/14
26/10/14
27/10/14
28/10/14
29/10/14
30/10/14
31/10/14
01/11/14
02/11/14
03/11/14
04/11/14
05/11/14
06/11/14
07/11/14
08/11/14
09/11/14
10/11/14
11/11/14
12/11/14
13/11/14
14/11/14
15/11/14
16/11/14
17/11/14
18/11/14
19/11/14
20/11/14
21/11/14
22/11/14
23/11/14
24/11/14
25/11/14
26/11/14
27/11/14
28/11/14
29/11/14
30/11/14
01/12/14
02/12/14
03/12/14
04/12/14
Qactual
(STB/D)
234
232
234
228
233
229
232
229
231
229
232
231
231
227
232
227
240
231
233
234
231
224
218
226
214
221
223
219
216
224
222
224
225
228
227
225
230
230
230
233
237
228
216
245
226
232
245
229
233
220
230
0
0
0,0041795
0,0002149
0,165482
0,0073531
0,1018248
0,01794
0,0992754
0,0260015
0,0782046
0,0109818
0,019438
0,0174619
0,1663926
0,0057226
0,1310661
0,2109234
0,0095765
0,0023002
0,0193919
0,0071288
0,247296
0,8871071
0,1591018
1,2949049
0,4825132
0,3217287
0,6701135
0,9737671
0,2450695
0,3741398
0,2042881
0,16945
0,0281859
0,0494132
0,1184537
1,075E-07
3,591E-06
0,0002208
0,0313969
0,1888398
0,0130548
0,7735717
1,0569586
0,0670872
0,0323331
1,1184323
0,0017218
0,0689515
0,3783973
0,0026307
0,1
0
0,025564
0,000217
0,165406
0,007332
0,101726
0,01789
0,099141
0,025923
0,078052
0,010918
0,019346
0,017367
0,166081
0,00566
0,13075
0,21136
0,00948
0,00235
0,019545
0,007033
0,246714
0,885977
0,158596
1,293444
0,481577
0,320935
0,668942
0,972321
0,244311
0,37318
0,203557
0,168766
0,027898
0,049024
0,11784
1,56E-06
9,1E-07
0,00025
0,031746
0,189718
0,012825
0,771813
1,059185
0,066542
0,032725
1,120831
0,001631
0,069549
0,377025
0,002751
0,2
0
0,025554
0,000219
0,165329
0,00731
0,101627
0,01784
0,099005
0,025844
0,077899
0,010855
0,019254
0,017273
0,165768
0,005598
0,130433
0,211799
0,009384
0,002401
0,019699
0,006938
0,24613
0,884842
0,158088
1,291978
0,480637
0,32014
0,667767
0,970869
0,24355
0,372218
0,202824
0,168081
0,027611
0,048635
0,117226
4,73E-06
9,83E-11
0,000282
0,032099
0,190602
0,012597
0,770051
1,061421
0,065998
0,03312
1,123238
0,001542
0,070151
0,375651
0,002874
0,3
0
0,025544
0,000221
0,165252
0,007288
0,101527
0,01779
0,098869
0,025764
0,077746
0,010791
0,019161
0,017178
0,165454
0,005535
0,130115
0,212241
0,009288
0,002453
0,019855
0,006842
0,245544
0,883703
0,157579
1,290506
0,479694
0,319341
0,666588
0,969413
0,242788
0,371253
0,202089
0,167395
0,027325
0,048247
0,116611
9,63E-06
8,79E-07
0,000315
0,032455
0,191491
0,01237
0,768286
1,063667
0,065454
0,033519
1,125656
0,001456
0,070757
0,374275
0,003
0,4
0
0,025533
0,000222
0,165175
0,007267
0,101427
0,01774
0,098732
0,025685
0,077592
0,010728
0,019068
0,017082
0,165138
0,005473
0,129796
0,212685
0,009192
0,002506
0,020011
0,006747
0,244957
0,882559
0,157069
1,289028
0,478748
0,318541
0,665405
0,967952
0,242024
0,370286
0,201353
0,166708
0,027038
0,047858
0,115996
1,63E-05
3,57E-06
0,00035
0,032813
0,192384
0,012144
0,766517
1,065921
0,064911
0,033921
1,128083
0,001372
0,071367
0,372899
0,003129
X2
b
0,5
0
0,025523
0,000224
0,165097
0,007245
0,101326
0,017689
0,098595
0,025605
0,077437
0,010664
0,018975
0,016987
0,164821
0,005411
0,129476
0,213132
0,009096
0,002559
0,02017
0,006652
0,244367
0,881412
0,156557
1,287545
0,477799
0,317738
0,664218
0,966487
0,241258
0,369317
0,200616
0,166019
0,026753
0,04747
0,11538
2,47E-05
8,08E-06
0,000388
0,033176
0,193283
0,01192
0,764744
1,068185
0,064368
0,034327
1,130519
0,00129
0,071981
0,371522
0,003261
0,6
0
0,025513
0,000226
0,165019
0,007223
0,101225
0,017639
0,098457
0,025524
0,077281
0,0106
0,018882
0,016891
0,164503
0,005349
0,129154
0,213582
0,009
0,002613
0,020329
0,006558
0,243776
0,88026
0,156044
1,286057
0,476848
0,316933
0,663028
0,965016
0,24049
0,368344
0,199877
0,16533
0,026467
0,047081
0,114763
3,49E-05
1,44E-05
0,000427
0,033541
0,194186
0,011697
0,762968
1,070458
0,063827
0,034736
1,132965
0,001211
0,0726
0,370143
0,003396
0,7
0
0,025502
0,000228
0,16494
0,007201
0,101123
0,017588
0,098318
0,025444
0,077125
0,010536
0,018789
0,016795
0,164184
0,005287
0,128831
0,214034
0,008904
0,002668
0,02049
0,006463
0,243182
0,879103
0,155529
1,284563
0,475893
0,316126
0,661833
0,963541
0,23972
0,36737
0,199137
0,164639
0,026183
0,046693
0,114146
4,69E-05
2,27E-05
0,000469
0,033909
0,195095
0,011476
0,761189
1,07274
0,063285
0,035149
1,135421
0,001133
0,073223
0,368764
0,003534
0,8
0
0,025491
0,00023
0,164861
0,007179
0,101021
0,017537
0,098178
0,025363
0,076968
0,010471
0,018695
0,016699
0,163863
0,005224
0,128508
0,214489
0,008808
0,002724
0,020653
0,006369
0,242587
0,877943
0,155013
1,283064
0,474935
0,315316
0,660635
0,962061
0,238949
0,366393
0,198395
0,163947
0,025898
0,046306
0,113529
6,08E-05
3,28E-05
0,000512
0,034281
0,196008
0,011256
0,759406
1,075032
0,062745
0,035566
1,137886
0,001059
0,073851
0,367383
0,003675
0,9
0
0,025481
0,000232
0,164781
0,007156
0,100918
0,017485
0,098038
0,025282
0,076811
0,010407
0,018601
0,016603
0,163541
0,005162
0,128183
0,214947
0,008712
0,002781
0,020816
0,006275
0,241989
0,876778
0,154496
1,281559
0,473973
0,314504
0,659434
0,960576
0,238175
0,365413
0,197652
0,163254
0,025615
0,045918
0,112911
7,65E-05
4,48E-05
0,000558
0,034656
0,196927
0,011037
0,75762
1,077333
0,062205
0,035986
1,140361
0,000986
0,074482
0,366002
0,00382
1
0
0,02547
0,000234
0,164701
0,007134
0,100815
0,017434
0,097898
0,0252
0,076652
0,010342
0,018507
0,016506
0,163218
0,0051
0,127856
0,215407
0,008617
0,002839
0,020981
0,006182
0,24139
0,875608
0,153977
1,280049
0,473009
0,31369
0,658228
0,959087
0,2374
0,364431
0,196907
0,16256
0,025331
0,045531
0,112293
9,4E-05
5,87E-05
0,000606
0,035034
0,19785
0,01082
0,755831
1,079643
0,061666
0,036411
1,142845
0,000916
0,075119
0,364619
0,003968
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
05/12/14
06/12/14
07/12/14
08/12/14
09/12/14
10/12/14
11/12/14
12/12/14
13/12/14
14/12/14
15/12/14
16/12/14
17/12/14
18/12/14
19/12/14
20/12/14
21/12/14
22/12/14
23/12/14
24/12/14
25/12/14
26/12/14
27/12/14
28/12/14
29/12/14
30/12/14
31/12/14
01/01/15
02/01/15
03/01/15
04/01/15
05/01/15
06/01/15
07/01/15
08/01/15
09/01/15
10/01/15
11/01/15
12/01/15
13/01/15
14/01/15
15/01/15
16/01/15
17/01/15
18/01/15
19/01/15
20/01/15
21/01/15
22/01/15
23/01/15
24/01/15
25/01/15
26/01/15
27/01/15
28/01/15
29/01/15
30/01/15
31/01/15
01/02/15
02/02/15
03/02/15
04/02/15
05/02/15
06/02/15
07/02/15
08/02/15
09/02/15
10/02/15
11/02/15
12/02/15
251
238
242
221
234
214
224
211
227
217
227
220
232
220
229
220
227
225
231
232
227
223
234
229
238
223
234
215
236
227
232
228
237
223
235
224
239
228
223
219
234
226
234
227
239
224
236
226
235
234
236
229
231
225
234
215
233
226
238
231
245
233
245
236
244
231
239
227
232
234
2,2380549
0,3963718
0,7780929
0,2487783
0,1625031
0,8947581
0,074162
1,2777643
0,0058907
0,509982
0,0029921
0,2212618
0,0727522
0,2607192
0,0202416
0,2521534
0,0009371
0,0223625
0,0843796
0,1413582
0,0006151
0,0428333
0,2670468
0,0321992
0,6030469
0,0383786
0,2891929
0,488259
0,4554776
0,0092831
0,2136436
0,0230456
0,6354577
0,0123166
0,4548568
0,006421
0,8456637
0,0442719
0,0113371
0,1192679
0,3844164
0,0168235
0,4399545
0,0415133
1,0005527
0,0006602
0,6365594
0,0222482
0,5798914
0,4903287
0,7562945
0,1495845
0,2697041
0,0226634
0,5518317
0,2520355
0,4636943
0,048889
1,115108
0,3385425
2,3366163
0,5334363
2,4649588
0,8468772
2,1675024
0,4092107
1,3031886
0,1420609
0,5365674
0,7415347
2,241724
0,397892
0,780264
0,247595
0,163502
0,892501
0,073492
1,275033
0,005698
0,508202
0,002853
0,220061
0,073466
0,259399
0,020622
0,250837
0,001021
0,021962
0,085178
0,1424
0,000685
0,042268
0,268505
0,032703
0,605274
0,037835
0,290735
0,486335
0,457432
0,009559
0,21498
0,023483
0,637797
0,012002
0,456834
0,006194
0,848386
0,044883
0,011034
0,118289
0,386237
0,0172
0,441904
0,042104
1,003518
0,000736
0,638904
0,022678
0,582118
0,492368
0,758834
0,150694
0,271196
0,023091
0,553966
0,25066
0,465632
0,049507
1,118123
0,340171
2,341003
0,535469
2,469422
0,849425
2,171625
0,410944
1,306311
0,14306
0,538517
0,743818
2,245406
0,399419
0,782444
0,246411
0,164505
0,890242
0,072824
1,272299
0,005509
0,506422
0,002717
0,218862
0,074184
0,258079
0,021007
0,249522
0,001109
0,021565
0,085982
0,143446
0,000759
0,041706
0,269969
0,033212
0,607507
0,037295
0,292282
0,484413
0,459393
0,00984
0,216322
0,023924
0,640141
0,011692
0,458817
0,005971
0,851114
0,045498
0,010736
0,117314
0,388063
0,01758
0,443857
0,042699
1,006488
0,000816
0,641251
0,023112
0,584348
0,49441
0,761377
0,151808
0,272691
0,023522
0,556103
0,249289
0,467572
0,050129
1,121138
0,341802
2,345389
0,537504
2,473883
0,851973
2,175746
0,412679
1,309431
0,144062
0,540466
0,746101
2,249101
0,400953
0,784631
0,245228
0,165515
0,88798
0,072157
1,269563
0,005322
0,504641
0,002584
0,217664
0,074907
0,256761
0,021397
0,248209
0,001201
0,021171
0,08679
0,144499
0,000837
0,041148
0,271438
0,033725
0,609747
0,036758
0,293834
0,482494
0,461359
0,010125
0,217669
0,024369
0,642491
0,011386
0,460804
0,005752
0,853847
0,046117
0,010441
0,116342
0,389892
0,017965
0,445814
0,043298
1,009461
0,0009
0,643602
0,02355
0,586581
0,496455
0,763922
0,152924
0,274189
0,023956
0,558242
0,247924
0,469515
0,050754
1,124155
0,343435
2,349774
0,539539
2,478342
0,854521
2,179864
0,414414
1,312551
0,145065
0,542415
0,748383
2,252808
0,402494
0,786827
0,244044
0,166529
0,885716
0,071491
1,266823
0,005138
0,50286
0,002454
0,216467
0,075635
0,255444
0,02179
0,246897
0,001296
0,02078
0,087603
0,145556
0,000918
0,040592
0,272913
0,034243
0,611993
0,036224
0,295393
0,480577
0,463331
0,010414
0,219021
0,024819
0,644847
0,011083
0,462797
0,005537
0,856585
0,04674
0,01015
0,115375
0,391726
0,018354
0,447776
0,043901
1,012437
0,000987
0,645957
0,023991
0,588817
0,498504
0,76647
0,154044
0,275689
0,024394
0,560383
0,246564
0,471459
0,051382
1,127171
0,345069
2,354156
0,541575
2,482799
0,857069
2,183979
0,41615
1,315668
0,146069
0,544365
0,750664
2,256527
0,404041
0,789032
0,242861
0,167549
0,883451
0,070828
1,264081
0,004957
0,501079
0,002328
0,215271
0,076367
0,254128
0,022188
0,245586
0,001395
0,020392
0,088422
0,146618
0,001004
0,040039
0,274394
0,034765
0,614245
0,035694
0,296956
0,478662
0,465308
0,010707
0,220378
0,025274
0,647207
0,010785
0,464794
0,005326
0,859328
0,047368
0,009864
0,114412
0,393564
0,018747
0,449741
0,044508
1,015417
0,001079
0,648314
0,024437
0,591056
0,500555
0,76902
0,155167
0,277193
0,024836
0,562526
0,245208
0,473405
0,052013
1,130188
0,346706
2,358537
0,543613
2,487253
0,859617
2,188092
0,417887
1,318785
0,147076
0,546314
0,752944
2,260259
0,405596
0,791245
0,241678
0,168575
0,881183
0,070166
1,261336
0,004779
0,499297
0,002204
0,214076
0,077105
0,252813
0,02259
0,244277
0,001498
0,020007
0,089245
0,147686
0,001093
0,03949
0,27588
0,035291
0,616504
0,035168
0,298525
0,476749
0,467291
0,011005
0,22174
0,025733
0,649574
0,01049
0,466797
0,005119
0,862076
0,048001
0,009581
0,113453
0,395407
0,019144
0,45171
0,045119
1,018401
0,001175
0,650675
0,024886
0,593298
0,502609
0,771572
0,156294
0,278699
0,025281
0,564672
0,243858
0,475353
0,052648
1,133206
0,348344
2,362916
0,545651
2,491705
0,862165
2,192203
0,419625
1,321899
0,148084
0,548263
0,755224
2,264003
0,407157
0,793466
0,240495
0,169606
0,878913
0,069506
1,258589
0,004604
0,497515
0,002084
0,212882
0,077847
0,2515
0,022996
0,242969
0,001605
0,019626
0,090073
0,148759
0,001187
0,038944
0,277372
0,035822
0,618769
0,034644
0,3001
0,474839
0,46928
0,011306
0,223107
0,026196
0,651945
0,0102
0,468804
0,004916
0,864828
0,048637
0,009303
0,112498
0,397253
0,019545
0,453684
0,045734
1,021388
0,001276
0,653039
0,02534
0,595543
0,504666
0,774127
0,157423
0,280208
0,02573
0,566819
0,242513
0,477303
0,053285
1,136224
0,349984
2,367294
0,54769
2,496154
0,864712
2,19631
0,421363
1,325012
0,149093
0,550212
0,757502
2,26776
0,408724
0,795696
0,239312
0,170642
0,876641
0,068848
1,255839
0,004432
0,495733
0,001967
0,21169
0,078594
0,250188
0,023406
0,241663
0,001716
0,019247
0,090906
0,149837
0,001284
0,038401
0,27887
0,036358
0,62104
0,034125
0,30168
0,472932
0,471274
0,011613
0,224479
0,026663
0,654322
0,009913
0,470816
0,004717
0,867586
0,049278
0,009028
0,111547
0,399104
0,01995
0,455661
0,046353
1,024378
0,00138
0,655406
0,025797
0,597791
0,506726
0,776685
0,158556
0,28172
0,026182
0,568968
0,241173
0,479254
0,053926
1,139242
0,351625
2,371669
0,549731
2,5006
0,86726
2,200415
0,423102
1,328123
0,150105
0,552161
0,75978
2,271529
0,410299
0,797934
0,23813
0,171684
0,874368
0,068191
1,253086
0,004262
0,493951
0,001853
0,210499
0,079346
0,248877
0,023821
0,240359
0,00183
0,018872
0,091744
0,150921
0,001386
0,037861
0,280373
0,036898
0,623318
0,033608
0,303265
0,471027
0,473274
0,011923
0,225856
0,027135
0,656704
0,00963
0,472833
0,004522
0,870348
0,049923
0,008758
0,1106
0,400958
0,020359
0,457642
0,046975
1,027371
0,001488
0,657777
0,026258
0,600041
0,508788
0,779244
0,159692
0,283235
0,026638
0,571119
0,239839
0,481208
0,054569
1,14226
0,353269
2,376043
0,551772
2,505044
0,869807
2,204517
0,424842
1,331232
0,151118
0,55411
0,762056
2,275311
0,41188
0,80018
0,236947
0,172731
0,872092
0,067536
1,250331
0,004096
0,492169
0,001742
0,209309
0,080102
0,247567
0,02424
0,239056
0,001949
0,0185
0,092587
0,152009
0,001491
0,037324
0,281882
0,037442
0,625601
0,033096
0,304855
0,469124
0,475279
0,012238
0,227238
0,027611
0,659092
0,009352
0,474855
0,004331
0,873115
0,050572
0,008492
0,109657
0,402817
0,020773
0,459626
0,047602
1,030368
0,0016
0,66015
0,026722
0,602295
0,510853
0,781806
0,16083
0,284752
0,027097
0,573272
0,238509
0,483163
0,055216
1,145278
0,354914
2,380414
0,553813
2,509485
0,872354
2,208616
0,426582
1,334339
0,152132
0,556058
0,764332
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
181
182
183
13/02/15
14/02/15
15/02/15
16/02/15
17/02/15
18/02/15
19/02/15
20/02/15
21/02/15
22/02/15
23/02/15
24/02/15
25/02/15
26/02/15
27/02/15
28/02/15
01/03/15
02/03/15
03/03/15
04/03/15
05/03/15
06/03/15
07/03/15
08/03/15
09/03/15
10/03/15
11/03/15
12/03/15
13/03/15
14/03/15
15/03/15
16/03/15
17/03/15
18/03/15
19/03/15
20/03/15
21/03/15
22/03/15
23/03/15
24/03/15
25/03/15
26/03/15
27/03/15
28/03/15
29/03/15
30/03/15
31/03/15
01/04/15
02/04/15
03/04/15
04/04/15
05/04/15
06/04/15
07/04/15
08/04/15
09/04/15
10/04/15
11/04/15
12/04/15
13/04/15
14/04/15
15/04/15
16/04/15
SUM X2
240
238
235
231
242
233
251
232
238
228
243
227
243
231
249
234
244
234
238
224
234
203
228
226
230
224
235
228
238
231
243
222
223
225
217
222
229
222
219
219
224
213
223
210
215
217
216
217
213
207
207
210
210
217
212
216
211
211
211
212
213
214
215
1,5817222
1,2889458
0,8956601
0,4839833
2,0495963
0,6365115
4,3336345
0,5524077
1,3483417
0,2998502
2,392237
0,2284133
2,5222914
0,5839507
3,9979221
0,9521544
2,6793827
1,0277326
1,5494052
0,0897799
1,0728254
1,1388332
0,3871163
0,2116209
0,6279818
0,1353604
1,2603287
0,4039962
1,7949197
0,7218143
2,9681146
0,0667665
0,1171682
0,2500554
0,0010806
0,1022065
0,6166659
0,0934849
0,0104384
0,0227845
0,2216881
0,082259
0,1785713
0,2156269
0,0165543
0,0001465
0,0016454
0,0003869
0,05365
0,3518796
0,3793485
0,1544261
0,1728627
0,004779
0,0470759
0,0016575
0,076574
0,0802498
0,090458
0,0509047
0,0226342
0,005661
0
1,585073
1,291934
0,898114
0,485757
2,053299
0,638514
4,339022
0,554232
1,351199
0,301157
2,396003
0,229525
2,526069
0,585698
4,002615
0,954341
2,683075
1,029941
1,552094
0,090398
1,074977
1,136806
0,388347
0,21251
0,6295
0,136042
1,262415
0,405134
1,797318
0,723277
2,971091
0,067182
0,117705
0,250822
0,001033
0,102666
0,617776
0,093897
0,010571
0,022973
0,222259
0,081934
0,179042
0,215148
0,016427
0,000158
0,001609
0,000404
0,053467
0,351448
0,378933
0,15418
0,172625
0,004815
0,046975
0,001674
0,076476
0,080166
0,090387
0,050864
0,022616
0,005656
3,76E-28
1,58842
1,294919
0,900567
0,487531
2,056996
0,640515
4,344401
0,556055
1,354053
0,302463
2,399762
0,230636
2,52984
0,587444
4,007298
0,956523
2,686758
1,032145
1,554778
0,091017
1,077123
1,134788
0,389576
0,213397
0,631014
0,136723
1,264495
0,406269
1,799709
0,724735
2,974058
0,067597
0,118242
0,251588
0,000987
0,103125
0,618883
0,094308
0,010703
0,023162
0,222829
0,081611
0,179511
0,214671
0,0163
0,00017
0,001574
0,000421
0,053286
0,351019
0,37852
0,153935
0,172388
0,004852
0,046874
0,001691
0,076379
0,080083
0,090316
0,050824
0,022598
0,005652
1,5E-29
1,591765
1,297902
0,903018
0,489303
2,060689
0,642515
4,349771
0,557877
1,356902
0,303769
2,403515
0,231747
2,533604
0,589187
4,01197
0,958702
2,690434
1,034344
1,557456
0,091635
1,079265
1,132777
0,390803
0,214284
0,632525
0,137403
1,26657
0,407402
1,802094
0,72619
2,977015
0,068012
0,118777
0,252351
0,000942
0,103583
0,619986
0,094718
0,010836
0,02335
0,223396
0,08129
0,179979
0,214198
0,016174
0,000183
0,001539
0,000438
0,053106
0,350592
0,378109
0,153692
0,172153
0,004888
0,046774
0,001708
0,076283
0,08
0,090245
0,050784
0,02258
0,005647
0
1,595107
1,300883
0,905468
0,491076
2,064378
0,644513
4,355132
0,559697
1,359748
0,305074
2,407261
0,232857
2,53736
0,590929
4,016632
0,960877
2,694101
1,03654
1,560127
0,092254
1,081402
1,130776
0,392027
0,215169
0,634032
0,138082
1,268638
0,408532
1,80447
0,72764
2,979962
0,068426
0,119311
0,253112
0,000898
0,10404
0,621085
0,095127
0,010969
0,023538
0,223962
0,080971
0,180445
0,213727
0,01605
0,000196
0,001504
0,000456
0,052927
0,350168
0,3777
0,15345
0,171919
0,004925
0,046675
0,001725
0,076187
0,079918
0,090175
0,050744
0,022562
0,005643
1,5E-29
1,598446
1,30386
0,907915
0,492848
2,068061
0,64651
4,360483
0,561516
1,36259
0,306379
2,411001
0,233967
2,541109
0,592668
4,021284
0,963048
2,69776
1,038731
1,562793
0,092873
1,083534
1,128782
0,39325
0,216053
0,635537
0,138761
1,270702
0,409659
1,80684
0,729087
2,982899
0,06884
0,119845
0,253872
0,000855
0,104496
0,622181
0,095535
0,011102
0,023726
0,224526
0,080655
0,18091
0,213259
0,015926
0,000209
0,00147
0,000474
0,052749
0,349746
0,377294
0,153209
0,171687
0,004961
0,046577
0,001742
0,076092
0,079836
0,090105
0,050705
0,022545
0,005638
3,76E-30
1,601781
1,306836
0,910361
0,494619
2,07174
0,648506
4,365826
0,563334
1,365428
0,307684
2,414733
0,235077
2,54485
0,594404
4,025925
0,965215
2,70141
1,040917
1,565453
0,093492
1,085662
1,126797
0,39447
0,216936
0,637037
0,139439
1,272759
0,410784
1,809202
0,730529
2,985826
0,069254
0,120378
0,254629
0,000814
0,104951
0,623273
0,095943
0,011236
0,023915
0,225088
0,08034
0,181373
0,212793
0,015804
0,000223
0,001437
0,000492
0,052572
0,349327
0,37689
0,15297
0,171456
0,004997
0,046479
0,001759
0,075997
0,079755
0,090036
0,050665
0,022527
0,005634
1,5E-29
1,605114
1,309808
0,912805
0,496389
2,075413
0,6505
4,371159
0,56515
1,368261
0,308988
2,418459
0,236187
2,548584
0,596138
4,030555
0,967378
2,705052
1,0431
1,568106
0,094111
1,087785
1,12482
0,395688
0,217818
0,638534
0,140116
1,274811
0,411907
1,811557
0,731967
2,988744
0,069667
0,120909
0,255385
0,000774
0,105406
0,624361
0,09635
0,011369
0,024103
0,225648
0,080027
0,181834
0,212331
0,015682
0,000237
0,001404
0,00051
0,052397
0,34891
0,376488
0,152733
0,171226
0,005033
0,046381
0,001776
0,075903
0,079674
0,089967
0,050626
0,022509
0,00563
0
1,608443
1,312778
0,915247
0,498159
2,079082
0,652492
4,376482
0,566965
1,371091
0,310291
2,422178
0,237296
2,552311
0,59787
4,035175
0,969537
2,708686
1,045278
1,570754
0,094731
1,089903
1,122851
0,396904
0,218698
0,640028
0,140792
1,276857
0,413027
1,813905
0,733402
2,991652
0,07008
0,12144
0,256138
0,000735
0,105859
0,625446
0,096755
0,011503
0,024291
0,226206
0,079717
0,182294
0,21187
0,015562
0,000251
0,001372
0,000529
0,052223
0,348495
0,376089
0,152496
0,170997
0,005069
0,046285
0,001792
0,07581
0,079594
0,089898
0,050587
0,022492
0,005625
0
1,611769
1,315745
0,917687
0,499928
2,082745
0,654483
4,381796
0,568778
1,373916
0,311593
2,42589
0,238405
2,556029
0,5996
4,039784
0,971693
2,712311
1,047451
1,573396
0,09535
1,092016
1,12089
0,398118
0,219578
0,641519
0,141468
1,278897
0,414144
1,816246
0,734832
2,99455
0,070492
0,12197
0,25689
0,000697
0,106311
0,626527
0,09716
0,011637
0,024479
0,226763
0,079408
0,182753
0,211413
0,015443
0,000266
0,00134
0,000548
0,052049
0,348082
0,375691
0,152261
0,17077
0,005105
0,046189
0,001809
0,075717
0,079514
0,08983
0,050549
0,022475
0,005621
0
1,615092
1,318709
0,920125
0,501696
2,086404
0,656472
4,387101
0,57059
1,376737
0,312895
2,429595
0,239514
2,559741
0,601327
4,044383
0,973844
2,715928
1,049621
1,576031
0,095969
1,094124
1,118938
0,399329
0,220456
0,643005
0,142142
1,280931
0,415258
1,818579
0,736258
2,997438
0,070904
0,122499
0,25764
0,00066
0,106763
0,627604
0,097564
0,011772
0,024666
0,227318
0,079101
0,18321
0,210958
0,015325
0,000281
0,001308
0,000567
0,051877
0,347672
0,375296
0,152028
0,170545
0,005141
0,046093
0,001826
0,075624
0,079435
0,089763
0,05051
0,022458
0,005617
0
86,09
86,24
86,36
86,49
86,62
86,75
86,87
87,00
87,13
87,26
87,39
Tabel D-3.
Perhitungan Nilai Di Lapisan K1
t
day
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
Date
Qactual
(STB/D)
16/04/2018
17/04/2018
18/04/2018
19/04/2018
20/04/2018
21/04/2018
22/04/2018
23/04/2018
24/04/2018
25/04/2018
26/04/2018
27/04/2018
28/04/2018
29/04/2018
30/04/2018
01/05/2018
02/05/2018
03/05/2018
04/05/2018
05/05/2018
06/05/2018
07/05/2018
08/05/2018
09/05/2018
10/05/2018
11/05/2018
12/05/2018
13/05/2018
14/05/2018
15/05/2018
16/05/2018
17/05/2018
18/05/2018
19/05/2018
20/05/2018
21/05/2018
22/05/2018
23/05/2018
24/05/2018
25/05/2018
26/05/2018
27/05/2018
28/05/2018
29/05/2018
30/05/2018
31/05/2018
01/06/2018
02/06/2018
03/06/2018
04/06/2018
05/06/2018
06/06/2018
07/06/2018
08/06/2018
09/06/2018
10/06/2018
11/06/2018
12/06/2018
13/06/2018
14/06/2018
15/06/2018
145
147
145
152
154
152
150
160
148
153
144
144
144
148
152
154
153
153
153
143
145
145
154
143
144
147
147
147
147
149
145
152
152
151
148
141
148
148
148
143
140
143
142
140
143
143
139
143
141
139
141
136
143
125
122
131
140
140
138
138
138
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,0005
144,64
144,5677
144,4954
144,4231
144,3509
144,2787
144,2065
144,1344
144,0623
143,9903
143,9182
143,8463
143,7743
143,7024
143,6305
143,5587
143,4869
143,4151
143,3434
143,2717
143,2001
143,1285
143,0569
142,9853
142,9138
142,8423
142,7709
142,6995
142,6281
142,5568
142,4855
142,4142
142,343
142,2718
142,2007
142,1295
142,0585
141,9874
141,9164
141,8454
141,7745
141,7036
141,6327
141,5619
141,4911
141,4203
141,3496
141,2789
141,2082
141,1376
141,067
140,9965
140,926
140,8555
140,785
140,7146
140,6442
140,5739
140,5036
140,4333
140,3631
0,000503
144,64
144,5673
144,4946
144,422
144,3495
144,2769
144,2044
144,132
144,0596
143,9872
143,9148
143,8425
143,7703
143,6981
143,6259
143,5538
143,4817
143,4096
143,3376
143,2656
143,1937
143,1218
143,0499
142,9781
142,9063
142,8346
142,7629
142,6912
142,6196
142,548
142,4765
142,405
142,3335
142,2621
142,1907
142,1194
142,0481
141,9768
141,9056
141,8344
141,7633
141,6921
141,6211
141,55
141,4791
141,4081
141,3372
141,2663
141,1955
141,1247
141,0539
140,9832
140,9125
140,8419
140,7713
140,7007
140,6302
140,5597
140,4893
140,4189
140,3485
0,000505
144,64
144,5669
144,4939
144,421
144,348
144,2752
144,2023
144,1295
144,0568
143,9841
143,9114
143,8388
143,7662
143,6937
143,6212
143,5488
143,4764
143,404
143,3317
143,2595
143,1873
143,1151
143,0429
142,9709
142,8988
142,8268
142,7548
142,6829
142,6111
142,5392
142,4674
142,3957
142,324
142,2524
142,1807
142,1092
142,0376
141,9662
141,8947
141,8233
141,752
141,6807
141,6094
141,5382
141,467
141,3959
141,3248
141,2537
141,1827
141,1117
141,0408
140,9699
140,8991
140,8283
140,7576
140,6868
140,6162
140,5456
140,475
140,4044
140,3339
0,000508
144,64
144,5666
144,4932
144,4199
144,3466
144,2734
144,2002
144,1271
144,054
143,981
143,908
143,8351
143,7622
143,6893
143,6165
143,5438
143,4711
143,3984
143,3258
143,2533
143,1808
143,1083
143,0359
142,9636
142,8912
142,819
142,7468
142,6746
142,6025
142,5304
142,4584
142,3864
142,3144
142,2426
142,1707
142,0989
142,0272
141,9555
141,8838
141,8122
141,7407
141,6691
141,5977
141,5263
141,4549
141,3836
141,3123
141,2411
141,1699
141,0987
141,0277
140,9566
140,8856
140,8147
140,7438
140,6729
140,6021
140,5313
140,4606
140,3899
140,3193
0,00051
144,64
144,5662
144,4925
144,4188
144,3452
144,2716
144,1981
144,1246
144,0512
143,9778
143,9045
143,8313
143,7581
143,6849
143,6118
143,5388
143,4658
143,3928
143,3199
143,2471
143,1743
143,1016
143,0289
142,9562
142,8836
142,8111
142,7386
142,6662
142,5938
142,5215
142,4492
142,377
142,3048
142,2327
142,1606
142,0886
142,0167
141,9447
141,8729
141,8011
141,7293
141,6576
141,5859
141,5143
141,4427
141,3712
141,2998
141,2284
141,157
141,0857
141,0144
140,9432
140,8721
140,801
140,7299
140,6589
140,588
140,5171
140,4462
140,3754
140,3046
Qforecast
b
0,5
D
0,000513
144,64
144,5658
144,4918
144,4177
144,3437
144,2698
144,196
144,1221
144,0484
143,9747
143,9011
143,8275
143,7539
143,6805
143,6071
143,5337
143,4604
143,3872
143,314
143,2408
143,1678
143,0947
143,0218
142,9489
142,876
142,8032
142,7305
142,6578
142,5852
142,5126
142,4401
142,3676
142,2952
142,2228
142,1505
142,0783
142,0061
141,934
141,8619
141,7899
141,7179
141,646
141,5741
141,5023
141,4306
141,3589
141,2872
141,2156
141,1441
141,0726
141,0012
140,9298
140,8585
140,7873
140,716
140,6449
140,5738
140,5027
140,4318
140,3608
140,2899
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0,000515
144,64
144,5655
144,491
144,4166
144,3423
144,268
144,1938
144,1197
144,0456
143,9715
143,8976
143,8237
143,7498
143,676
143,6023
143,5286
143,455
143,3815
143,308
143,2346
143,1612
143,0879
143,0146
142,9415
142,8683
142,7953
142,7223
142,6493
142,5764
142,5036
142,4308
142,3581
142,2855
142,2129
142,1404
142,0679
141,9955
141,9231
141,8508
141,7786
141,7064
141,6343
141,5623
141,4903
141,4183
141,3464
141,2746
141,2029
141,1311
141,0595
140,9879
140,9164
140,8449
140,7735
140,7021
140,6308
140,5596
140,4884
140,4173
140,3462
140,2752
0,000518
144,64
144,5651
144,4903
144,4155
144,3408
144,2662
144,1916
144,1171
144,0427
143,9683
143,894
143,8198
143,7456
143,6715
143,5975
143,5235
143,4496
143,3758
143,302
143,2283
143,1546
143,081
143,0075
142,934
142,8606
142,7873
142,714
142,6408
142,5677
142,4946
142,4216
142,3486
142,2758
142,2029
142,1302
142,0575
141,9848
141,9123
141,8398
141,7673
141,6949
141,6226
141,5504
141,4782
141,4061
141,334
141,262
141,19
141,1182
141,0463
140,9746
140,9029
140,8313
140,7597
140,6882
140,6167
140,5453
140,474
140,4028
140,3316
140,2604
0,000521
144,64
144,5647
144,4895
144,4144
144,3394
144,2644
144,1895
144,1146
144,0398
143,9651
143,8905
143,8159
143,7414
143,667
143,5927
143,5184
143,4442
143,37
143,2959
143,2219
143,148
143,0741
143,0003
142,9265
142,8529
142,7793
142,7057
142,6323
142,5589
142,4856
142,4123
142,3391
142,266
142,1929
142,1199
142,047
141,9742
141,9014
141,8287
141,756
141,6834
141,6109
141,5384
141,4661
141,3937
141,3215
141,2493
141,1772
141,1051
141,0331
140,9612
140,8894
140,8176
140,7458
140,6742
140,6026
140,5311
140,4596
140,3882
140,3169
140,2456
0,000523
144,64
144,5644
144,4888
144,4133
144,3379
144,2625
144,1873
144,1121
144,037
143,9619
143,8869
143,812
143,7372
143,6625
143,5878
143,5132
143,4387
143,3642
143,2898
143,2155
143,1413
143,0671
142,9931
142,919
142,8451
142,7712
142,6974
142,6237
142,5501
142,4765
142,403
142,3295
142,2562
142,1829
142,1097
142,0365
141,9634
141,8904
141,8175
141,7446
141,6718
141,5991
141,5265
141,4539
141,3814
141,3089
141,2366
141,1643
141,092
141,0199
140,9478
140,8758
140,8038
140,732
140,6602
140,5884
140,5167
140,4451
140,3736
140,3022
140,2308
0,000526
144,64
144,564
144,488
144,4122
144,3364
144,2607
144,1851
144,1095
144,0341
143,9587
143,8834
143,8081
143,733
143,6579
143,5829
143,508
143,4332
143,3584
143,2837
143,2091
143,1346
143,0601
142,9858
142,9115
142,8373
142,7631
142,6891
142,6151
142,5412
142,4673
142,3936
142,3199
142,2463
142,1728
142,0993
142,026
141,9527
141,8794
141,8063
141,7332
141,6602
141,5873
141,5144
141,4417
141,369
141,2963
141,2238
141,1513
141,0789
141,0066
140,9343
140,8622
140,7901
140,718
140,6461
140,5742
140,5024
140,4307
140,359
140,2874
140,2159
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
16/06/2018
17/06/2018
18/06/2018
19/06/2018
20/06/2018
21/06/2018
22/06/2018
23/06/2018
24/06/2018
25/06/2018
26/06/2018
27/06/2018
28/06/2018
29/06/2018
30/06/2018
01/07/2018
02/07/2018
03/07/2018
04/07/2018
05/07/2018
06/07/2018
07/07/2018
08/07/2018
09/07/2018
10/07/2018
11/07/2018
12/07/2018
13/07/2018
14/07/2018
15/07/2018
16/07/2018
17/07/2018
18/07/2018
19/07/2018
20/07/2018
21/07/2018
22/07/2018
23/07/2018
24/07/2018
25/07/2018
26/07/2018
27/07/2018
28/07/2018
29/07/2018
30/07/2018
31/07/2018
01/08/2018
02/08/2018
03/08/2018
04/08/2018
05/08/2018
06/08/2018
07/08/2018
08/08/2018
09/08/2018
10/08/2018
11/08/2018
12/08/2018
13/08/2018
14/08/2018
15/08/2018
16/08/2018
17/08/2018
18/08/2018
19/08/2018
20/08/2018
21/08/2018
22/08/2018
23/08/2018
24/08/2018
134
138
137
142
135
141
136
134
136
140
138
137
136
136
138
137
138
137
135
132
134
135
134
136
135
136
132
134
136
131
134
134
132
132
133
134
134
132
133
132
133
132
134
133
132
134
133
133
132
136
132
132
133
133
124
127
122
135
120
130
131
133
129
130
131
132
132
132
132
133
140,2929
140,2227
140,1526
140,0825
140,0124
139,9424
139,8724
139,8025
139,7326
139,6627
139,5928
139,523
139,4532
139,3835
139,3138
139,2441
139,1745
139,1049
139,0353
138,9657
138,8962
138,8268
138,7573
138,6879
138,6186
138,5493
138,48
138,4107
138,3415
138,2723
138,2031
138,134
138,0649
137,9959
137,9269
137,8579
137,7889
137,72
137,6512
137,5823
137,5135
137,4447
137,376
137,3073
137,2386
137,17
137,1014
137,0328
136,9643
136,8958
136,8273
136,7589
136,6905
136,6221
136,5538
136,4855
136,4172
136,349
136,2808
136,2126
136,1445
136,0764
136,0084
135,9404
135,8724
135,8044
135,7365
135,6686
135,6008
135,5329
140,2782
140,2079
140,1377
140,0675
139,9973
139,9271
139,8571
139,787
139,717
139,647
139,5771
139,5072
139,4373
139,3675
139,2977
139,2279
139,1582
139,0885
139,0189
138,9493
138,8798
138,8102
138,7408
138,6713
138,6019
138,5326
138,4632
138,3939
138,3247
138,2555
138,1863
138,1172
138,0481
137,979
137,91
137,841
137,7721
137,7031
137,6343
137,5654
137,4966
137,4279
137,3592
137,2905
137,2218
137,1532
137,0847
137,0161
136,9476
136,8792
136,8108
136,7424
136,6741
136,6057
136,5375
136,4692
136,4011
136,3329
136,2648
136,1967
136,1287
136,0607
135,9927
135,9248
135,8569
135,789
135,7212
135,6534
135,5857
135,518
140,2635
140,1931
140,1227
140,0524
139,9821
139,9118
139,8416
139,7715
139,7014
139,6313
139,5613
139,4913
139,4213
139,3514
139,2816
139,2117
139,142
139,0722
139,0025
138,9329
138,8633
138,7937
138,7242
138,6547
138,5852
138,5158
138,4465
138,3772
138,3079
138,2386
138,1695
138,1003
138,0312
137,9621
137,8931
137,8241
137,7552
137,6863
137,6174
137,5486
137,4798
137,4111
137,3424
137,2737
137,2051
137,1365
137,068
136,9995
136,931
136,8626
136,7943
136,7259
136,6576
136,5894
136,5212
136,453
136,3849
136,3168
136,2488
136,1808
136,1128
136,0449
135,977
135,9092
135,8414
135,7736
135,7059
135,6382
135,5706
135,503
140,2487
140,1782
140,1077
140,0373
139,9669
139,8965
139,8262
139,7559
139,6857
139,6156
139,5454
139,4754
139,4053
139,3354
139,2654
139,1955
139,1257
139,0559
138,9861
138,9164
138,8468
138,7771
138,7076
138,638
138,5685
138,4991
138,4297
138,3604
138,2911
138,2218
138,1526
138,0834
138,0143
137,9452
137,8762
137,8072
137,7383
137,6694
137,6005
137,5317
137,4629
137,3942
137,3256
137,2569
137,1883
137,1198
137,0513
136,9829
136,9144
136,8461
136,7778
136,7095
136,6413
136,5731
136,5049
136,4368
136,3688
136,3008
136,2328
136,1649
136,097
136,0292
135,9614
135,8937
135,826
135,7583
135,6907
135,6231
135,5556
135,4881
140,2339
140,1633
140,0927
140,0221
139,9516
139,8811
139,8107
139,7404
139,6701
139,5998
139,5296
139,4594
139,3893
139,3193
139,2493
139,1793
139,1094
139,0395
138,9697
138,8999
138,8302
138,7606
138,6909
138,6214
138,5518
138,4824
138,4129
138,3436
138,2742
138,205
138,1357
138,0666
137,9974
137,9283
137,8593
137,7903
137,7214
137,6525
137,5836
137,5149
137,4461
137,3774
137,3088
137,2402
137,1716
137,1031
137,0346
136,9662
136,8979
136,8296
136,7613
136,6931
136,6249
136,5568
136,4887
136,4207
136,3527
136,2848
136,2169
136,149
136,0812
136,0135
135,9458
135,8781
135,8105
135,743
135,6755
135,608
135,5406
135,4732
140,2191
140,1483
140,0776
140,0069
139,9363
139,8657
139,7952
139,7248
139,6544
139,584
139,5137
139,4435
139,3733
139,3032
139,2331
139,163
139,0931
139,0231
138,9533
138,8834
138,8137
138,744
138,6743
138,6047
138,5351
138,4656
138,3962
138,3268
138,2574
138,1881
138,1189
138,0497
137,9805
137,9115
137,8424
137,7734
137,7045
137,6356
137,5668
137,498
137,4293
137,3606
137,292
137,2234
137,1549
137,0864
137,018
136,9496
136,8813
136,813
136,7448
136,6767
136,6086
136,5405
136,4725
136,4045
136,3366
136,2688
136,2009
136,1332
136,0655
135,9978
135,9302
135,8627
135,7952
135,7277
135,6603
135,593
135,5256
135,4584
140,2042
140,1333
140,0625
139,9917
139,921
139,8503
139,7797
139,7092
139,6387
139,5682
139,4978
139,4275
139,3572
139,287
139,2169
139,1468
139,0767
139,0067
138,9368
138,8669
138,7971
138,7273
138,6576
138,588
138,5184
138,4489
138,3794
138,31
138,2406
138,1713
138,102
138,0328
137,9637
137,8946
137,8255
137,7565
137,6876
137,6187
137,5499
137,4812
137,4124
137,3438
137,2752
137,2067
137,1382
137,0697
137,0014
136,933
136,8648
136,7965
136,7284
136,6603
136,5922
136,5242
136,4563
136,3884
136,3206
136,2528
136,185
136,1174
136,0498
135,9822
135,9147
135,8472
135,7798
135,7125
135,6452
135,5779
135,5107
135,4436
140,1893
140,1183
140,0474
139,9765
139,9056
139,8349
139,7642
139,6935
139,6229
139,5524
139,4819
139,4115
139,3412
139,2709
139,2006
139,1305
139,0604
138,9903
138,9203
138,8504
138,7805
138,7107
138,641
138,5713
138,5017
138,4321
138,3626
138,2931
138,2237
138,1544
138,0851
138,0159
137,9468
137,8777
137,8086
137,7396
137,6707
137,6019
137,5331
137,4643
137,3956
137,327
137,2584
137,1899
137,1215
137,0531
136,9847
136,9165
136,8482
136,7801
136,712
136,6439
136,5759
136,508
136,4401
136,3723
136,3045
136,2368
136,1692
136,1016
136,0341
135,9666
135,8992
135,8318
135,7645
135,6972
135,63
135,5629
135,4958
135,4288
140,1744
140,1033
140,0322
139,9612
139,8903
139,8194
139,7486
139,6778
139,6071
139,5365
139,466
139,3955
139,325
139,2547
139,1844
139,1142
139,044
138,9739
138,9038
138,8339
138,7639
138,6941
138,6243
138,5546
138,4849
138,4153
138,3458
138,2763
138,2069
138,1375
138,0683
137,999
137,9299
137,8608
137,7917
137,7228
137,6538
137,585
137,5162
137,4475
137,3788
137,3102
137,2417
137,1732
137,1048
137,0364
136,9681
136,8999
136,8317
136,7636
136,6956
136,6276
136,5596
136,4918
136,424
136,3562
136,2885
136,2209
136,1533
136,0858
136,0184
135,951
135,8837
135,8164
135,7492
135,6821
135,615
135,5479
135,481
135,4141
140,1594
140,0882
140,017
139,9459
139,8748
139,8039
139,7329
139,6621
139,5913
139,5206
139,45
139,3794
139,3089
139,2385
139,1681
139,0978
139,0276
138,9574
138,8873
138,8173
138,7473
138,6774
138,6076
138,5378
138,4681
138,3985
138,329
138,2595
138,19
138,1207
138,0514
137,9821
137,913
137,8439
137,7748
137,7059
137,637
137,5681
137,4994
137,4306
137,362
137,2934
137,2249
137,1565
137,0881
137,0198
136,9515
136,8833
136,8152
136,7472
136,6792
136,6112
136,5434
136,4756
136,4078
136,3401
136,2725
136,205
136,1375
136,0701
136,0027
135,9354
135,8682
135,801
135,7339
135,6669
135,5999
135,533
135,4662
135,3994
140,1444
140,0731
140,0018
139,9305
139,8594
139,7883
139,7173
139,6464
139,5755
139,5047
139,434
139,3633
139,2928
139,2223
139,1518
139,0815
139,0112
138,9409
138,8708
138,8007
138,7307
138,6608
138,5909
138,5211
138,4514
138,3817
138,3121
138,2426
138,1732
138,1038
138,0345
137,9652
137,8961
137,827
137,7579
137,689
137,6201
137,5513
137,4825
137,4138
137,3452
137,2767
137,2082
137,1398
137,0714
137,0031
136,9349
136,8668
136,7987
136,7307
136,6628
136,5949
136,5271
136,4594
136,3917
136,3241
136,2566
136,1891
136,1217
136,0544
135,9871
135,9199
135,8528
135,7857
135,7187
135,6518
135,5849
135,5181
135,4514
135,3847
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
197
198
25/08/2018
26/08/2018
27/08/2018
28/08/2018
29/08/2018
30/08/2018
31/08/2018
01/09/2018
02/09/2018
03/09/2018
04/09/2018
05/09/2018
06/09/2018
07/09/2018
08/09/2018
09/09/2018
10/09/2018
11/09/2018
12/09/2018
13/09/2018
14/09/2018
15/09/2018
16/09/2018
17/09/2018
18/09/2018
19/09/2018
20/09/2018
21/09/2018
22/09/2018
23/09/2018
24/09/2018
25/09/2018
26/09/2018
27/09/2018
28/09/2018
29/09/2018
30/09/2018
01/10/2018
02/10/2018
03/10/2018
04/10/2018
05/10/2018
06/10/2018
07/10/2018
08/10/2018
09/10/2018
10/10/2018
11/10/2018
12/10/2018
13/10/2018
14/10/2018
15/10/2018
16/10/2018
17/10/2018
18/10/2018
19/10/2018
20/10/2018
21/10/2018
22/10/2018
23/10/2018
24/10/2018
25/10/2018
26/10/2018
27/10/2018
28/10/2018
29/10/2018
30/10/2018
31/10/2018
132
127
131
132
131
131
132
132
134
134
127
129
129
127
125
129
132
129
125
125
127
124
122
129
127
131
128
129
131
131
128
130
126
129
128
125
125
125
127
125
126
122
116
121
125
131
129
125
124
122
122
125
126
118
129
128
118
117
122
120
128
119
115
124
125
122
121
131
135,4652
135,3974
135,3297
135,262
135,1944
135,1267
135,0592
134,9916
134,9241
134,8566
134,7892
134,7218
134,6544
134,587
134,5197
134,4525
134,3852
134,318
134,2508
134,1837
134,1166
134,0495
133,9824
133,9154
133,8485
133,7815
133,7146
133,6477
133,5809
133,5141
133,4473
133,3806
133,3139
133,2472
133,1806
133,1139
133,0474
132,9808
132,9143
132,8478
132,7814
132,715
132,6486
132,5823
132,516
132,4497
132,3835
132,3172
132,2511
132,1849
132,1188
132,0527
131,9867
131,9207
131,8547
131,7888
131,7229
131,657
131,5911
131,5253
131,4595
131,3938
131,3281
131,2624
131,1967
131,1311
131,0655
131
135,4503
135,3827
135,3151
135,2475
135,18
135,1125
135,0451
134,9776
134,9103
134,8429
134,7756
134,7084
134,6412
134,574
134,5068
134,4397
134,3726
134,3056
134,2386
134,1716
134,1047
134,0378
133,9709
133,9041
133,8373
133,7706
133,7039
133,6372
133,5706
133,504
133,4374
133,3709
133,3044
133,2379
133,1715
133,1051
133,0388
132,9725
132,9062
132,84
132,7738
132,7076
132,6415
132,5754
132,5093
132,4433
132,3773
132,3114
132,2455
132,1796
132,1137
132,0479
131,9822
131,9164
131,8508
131,7851
131,7195
131,6539
131,5883
131,5228
131,4573
131,3919
131,3265
131,2611
131,1958
131,1305
131,0652
131
135,4355
135,368
135,3005
135,233
135,1657
135,0983
135,031
134,9637
134,8965
134,8293
134,7621
134,695
134,628
134,5609
134,4939
134,427
134,3601
134,2932
134,2264
134,1596
134,0928
134,0261
133,9594
133,8928
133,8262
133,7597
133,6932
133,6267
133,5603
133,4939
133,4275
133,3612
133,2949
133,2287
133,1625
133,0963
133,0302
132,9641
132,8981
132,8321
132,7661
132,7002
132,6343
132,5685
132,5027
132,4369
132,3712
132,3055
132,2399
132,1743
132,1087
132,0432
131,9777
131,9122
131,8468
131,7814
131,7161
131,6508
131,5856
131,5203
131,4552
131,39
131,3249
131,2599
131,1948
131,1299
131,0649
131
135,4207
135,3533
135,2859
135,2186
135,1514
135,0841
135,017
134,9498
134,8827
134,8157
134,7487
134,6817
134,6148
134,5479
134,4811
134,4143
134,3476
134,2809
134,2142
134,1476
134,081
134,0145
133,948
133,8816
133,8152
133,7488
133,6825
133,6162
133,55
133,4838
133,4177
133,3516
133,2855
133,2195
133,1535
133,0876
133,0217
132,9558
132,89
132,8243
132,7586
132,6929
132,6272
132,5617
132,4961
132,4306
132,3651
132,2997
132,2343
132,169
132,1037
132,0384
131,9732
131,908
131,8429
131,7778
131,7128
131,6478
131,5828
131,5179
131,453
131,3882
131,3234
131,2586
131,1939
131,1292
131,0646
131
135,4059
135,3386
135,2714
135,2042
135,1371
135,07
135,003
134,936
134,869
134,8021
134,7353
134,6685
134,6017
134,535
134,4683
134,4017
134,3351
134,2686
134,2021
134,1357
134,0693
134,0029
133,9366
133,8704
133,8042
133,738
133,6719
133,6058
133,5398
133,4738
133,4079
133,342
133,2761
133,2103
133,1446
133,0789
133,0132
132,9476
132,882
132,8165
132,751
132,6856
132,6202
132,5548
132,4896
132,4243
132,3591
132,2939
132,2288
132,1637
132,0987
132,0337
131,9688
131,9039
131,839
131,7742
131,7095
131,6447
131,5801
131,5154
131,4508
131,3863
131,3218
131,2574
131,193
131,1286
131,0643
131
135,3912
135,324
135,2569
135,1899
135,1229
135,0559
134,989
134,9222
134,8554
134,7886
134,7219
134,6552
134,5886
134,5221
134,4556
134,3891
134,3227
134,2563
134,19
134,1238
134,0575
133,9914
133,9253
133,8592
133,7932
133,7272
133,6613
133,5954
133,5296
133,4638
133,3981
133,3324
133,2668
133,2012
133,1357
133,0702
133,0048
132,9394
132,874
132,8088
132,7435
132,6783
132,6132
132,5481
132,483
132,418
132,3531
132,2882
132,2233
132,1585
132,0937
132,029
131,9643
131,8997
131,8352
131,7706
131,7062
131,6417
131,5773
131,513
131,4487
131,3845
131,3203
131,2561
131,192
131,128
131,064
131
135,3765
135,3095
135,2425
135,1756
135,1087
135,0419
134,9751
134,9084
134,8417
134,7751
134,7086
134,6421
134,5756
134,5092
134,4429
134,3766
134,3103
134,2441
134,178
134,1119
134,0459
133,9799
133,914
133,8481
133,7823
133,7165
133,6508
133,5851
133,5195
133,4539
133,3884
133,3229
133,2575
133,1921
133,1268
133,0616
132,9964
132,9312
132,8661
132,8011
132,736
132,6711
132,6062
132,5413
132,4765
132,4118
132,3471
132,2824
132,2178
132,1533
132,0888
132,0244
131,96
131,8956
131,8313
131,7671
131,7029
131,6387
131,5746
131,5106
131,4466
131,3826
131,3187
131,2549
131,1911
131,1273
131,0636
131
135,3618
135,2949
135,2281
135,1613
135,0945
135,0279
134,9612
134,8946
134,8281
134,7617
134,6953
134,6289
134,5626
134,4964
134,4302
134,3641
134,298
134,232
134,166
134,1001
134,0342
133,9684
133,9027
133,837
133,7714
133,7058
133,6403
133,5748
133,5094
133,444
133,3787
133,3135
133,2483
133,1831
133,118
133,053
132,988
132,9231
132,8582
132,7934
132,7286
132,6639
132,5992
132,5346
132,4701
132,4056
132,3411
132,2767
132,2124
132,1481
132,0839
132,0197
131,9556
131,8915
131,8275
131,7635
131,6996
131,6357
131,5719
131,5082
131,4445
131,3808
131,3172
131,2537
131,1902
131,1267
131,0633
131
135,3472
135,2804
135,2137
135,147
135,0804
135,0139
134,9474
134,881
134,8146
134,7483
134,682
134,6158
134,5497
134,4836
134,4176
134,3516
134,2857
134,2198
134,1541
134,0883
134,0226
133,957
133,8915
133,826
133,7605
133,6951
133,6298
133,5645
133,4993
133,4342
133,3691
133,304
133,2391
133,1741
133,1093
133,0444
132,9797
132,915
132,8503
132,7858
132,7212
132,6567
132,5923
132,528
132,4637
132,3994
132,3352
132,2711
132,207
132,143
132,079
132,0151
131,9512
131,8874
131,8237
131,76
131,6964
131,6328
131,5693
131,5058
131,4424
131,379
131,3157
131,2525
131,1893
131,1261
131,063
131
135,3326
135,266
135,1994
135,1328
135,0664
134,9999
134,9336
134,8673
134,8011
134,7349
134,6688
134,6027
134,5368
134,4708
134,405
134,3392
134,2734
134,2078
134,1421
134,0766
134,0111
133,9457
133,8803
133,815
133,7497
133,6845
133,6194
133,5543
133,4893
133,4244
133,3595
133,2947
133,2299
133,1652
133,1005
133,0359
132,9714
132,9069
132,8425
132,7782
132,7139
132,6496
132,5855
132,5213
132,4573
132,3933
132,3293
132,2655
132,2016
132,1379
132,0742
132,0105
131,9469
131,8834
131,8199
131,7565
131,6931
131,6298
131,5666
131,5034
131,4403
131,3772
131,3142
131,2512
131,1883
131,1255
131,0627
131
135,3181
135,2515
135,1851
135,1187
135,0523
134,986
134,9198
134,8537
134,7876
134,7216
134,6556
134,5897
134,5239
134,4581
134,3924
134,3268
134,2612
134,1957
134,1303
134,0649
133,9996
133,9343
133,8692
133,804
133,739
133,674
133,609
133,5442
133,4794
133,4146
133,3499
133,2853
133,2208
133,1563
133,0918
133,0275
132,9632
132,8989
132,8347
132,7706
132,7065
132,6425
132,5786
132,5147
132,4509
132,3872
132,3235
132,2598
132,1963
132,1328
132,0693
132,0059
131,9426
131,8794
131,8162
131,753
131,6899
131,6269
131,5639
131,501
131,4382
131,3754
131,3127
131,25
131,1874
131,1249
131,0624
131
Tabel D-4.
Penentuan Nilai b dan Tipe Kurva Decline Lapisan K1
Penentuan Nilai X2
t
day
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
Date
16/04/18
17/04/18
18/04/18
19/04/18
20/04/18
21/04/18
22/04/18
23/04/18
24/04/18
25/04/18
26/04/18
27/04/18
28/04/18
29/04/18
30/04/18
01/05/18
02/05/18
03/05/18
04/05/18
05/05/18
06/05/18
07/05/18
08/05/18
09/05/18
10/05/18
11/05/18
12/05/18
13/05/18
14/05/18
15/05/18
16/05/18
17/05/18
18/05/18
19/05/18
20/05/18
21/05/18
22/05/18
23/05/18
24/05/18
25/05/18
26/05/18
27/05/18
28/05/18
29/05/18
30/05/18
31/05/18
01/06/18
02/06/18
03/06/18
04/06/18
05/06/18
06/06/18
07/06/18
08/06/18
09/06/18
10/06/18
11/06/18
12/06/18
13/06/18
14/06/18
15/06/18
Qactual
(STB/D)
145
147
145
152
154
152
150
160
148
153
144
144
144
148
152
154
153
153
153
143
145
145
154
143
144
147
147
147
147
149
145
152
152
151
148
141
148
148
148
143
140
143
142
140
143
143
139
143
141
139
141
136
143
125
122
131
140
140
138
138
138
0
0
0,027457
0,004261
0,364642
0,677482
0,37968
0,266003
1,74641
0,13547
0,558763
4,65E-05
0,000164
0,000354
0,111876
0,451114
0,794727
0,625419
0,635248
0,645154
5,44E-05
0,014479
0,015963
0,777016
0,000492
0,008255
0,132938
0,121977
0,10444
0,146549
0,302165
0,032578
0,602849
0,699299
0,540381
0,277284
0,012437
0,290276
0,296883
0,303564
0,016172
0,035851
0,007291
0,001413
0,013883
0,024686
0,011944
0,043147
0,030656
0,00118
0,036112
0,000986
0,200465
0,022839
1,83009
2,614378
0,643344
0,001667
0,001219
0,060005
0,057164
0,054392
0,1
0
0,027467
0,004269
0,364751
0,677681
0,379864
0,266186
1,746971
0,135641
0,559158
5,04E-05
0,000172
0,000367
0,112121
0,451649
0,795491
0,626134
0,63601
0,645962
6,22E-05
0,014608
0,016105
0,778078
0,000466
0,00837
0,133419
0,122452
0,104893
0,147104
0,302991
0,032853
0,604092
0,700675
0,541616
0,278183
0,012249
0,291237
0,297876
0,304589
0,01641
0,035497
0,007456
0,001487
0,013651
0,025007
0,012171
0,042719
0,03103
0,001108
0,035704
0,001057
0,199486
0,023184
1,827175
2,610895
0,641533
0,001572
0,001137
0,059421
0,056589
0,053826
0,2
0
0,027477
0,004276
0,364861
0,677881
0,380049
0,26637
1,747537
0,135813
0,559555
5,45E-05
0,000181
0,00038
0,112368
0,452188
0,796259
0,626854
0,636776
0,646776
7,05E-05
0,014739
0,016248
0,779147
0,00044
0,008486
0,133902
0,122931
0,10535
0,147663
0,303822
0,03313
0,605342
0,702059
0,542858
0,279086
0,012061
0,292204
0,298874
0,30562
0,01665
0,035144
0,007624
0,001564
0,01342
0,025331
0,0124
0,042292
0,031408
0,001037
0,035296
0,00113
0,198506
0,023532
1,824254
2,607404
0,63972
0,00148
0,001058
0,058839
0,056016
0,053261
0,3
0
0,027487
0,004284
0,364972
0,678083
0,380235
0,266555
1,748106
0,135987
0,559955
5,88E-05
0,000189
0,000393
0,112617
0,45273
0,797031
0,627578
0,637547
0,647594
7,95E-05
0,014871
0,016393
0,780222
0,000415
0,008603
0,134389
0,123413
0,10581
0,148226
0,304658
0,03341
0,606599
0,703451
0,544106
0,279995
0,011873
0,293176
0,299879
0,306656
0,016893
0,034791
0,007795
0,001643
0,01319
0,025658
0,012633
0,041865
0,031789
0,000969
0,034889
0,001206
0,197526
0,023885
1,821325
2,603905
0,637904
0,00139
0,000981
0,058259
0,055443
0,052698
0,4
0
0,027497
0,004292
0,365083
0,678287
0,380423
0,266742
1,748678
0,136161
0,560358
6,33E-05
0,000198
0,000407
0,112868
0,453275
0,797809
0,628307
0,638323
0,648417
8,9E-05
0,015005
0,016539
0,781303
0,00039
0,008722
0,13488
0,123898
0,106273
0,148792
0,305499
0,033693
0,607863
0,70485
0,545362
0,28091
0,011687
0,294154
0,300889
0,307699
0,017139
0,034439
0,007968
0,001724
0,012961
0,025988
0,012868
0,041439
0,032174
0,000903
0,034483
0,001284
0,196545
0,02424
1,818391
2,600398
0,636085
0,001303
0,000907
0,057679
0,054873
0,052137
X2
b
0,5
0
0,027507
0,0043
0,365196
0,678491
0,380612
0,26693
1,749254
0,136337
0,560763
6,8E-05
0,000207
0,000421
0,11312
0,453824
0,798591
0,62904
0,639104
0,649245
9,91E-05
0,015139
0,016687
0,78239
0,000366
0,008842
0,135373
0,124387
0,10674
0,149362
0,306345
0,033977
0,609134
0,706257
0,546625
0,281829
0,011501
0,295138
0,301905
0,308747
0,017387
0,034087
0,008144
0,001808
0,012733
0,026322
0,013106
0,041014
0,032562
0,000839
0,034079
0,001366
0,195563
0,0246
1,81545
2,596883
0,634264
0,001218
0,000836
0,057101
0,054304
0,051577
0,6
0
0,027518
0,004308
0,365308
0,678697
0,380802
0,267119
1,749834
0,136514
0,561171
7,29E-05
0,000216
0,000435
0,113374
0,454376
0,799378
0,629777
0,639889
0,650078
0,00011
0,015275
0,016836
0,783484
0,000343
0,008964
0,13587
0,124879
0,10721
0,149936
0,307196
0,034265
0,610412
0,707671
0,547894
0,282755
0,011316
0,296128
0,302927
0,309802
0,017639
0,033735
0,008322
0,001894
0,012507
0,026659
0,013348
0,040589
0,032955
0,000777
0,033675
0,00145
0,194581
0,024964
1,812502
2,59336
0,63244
0,001136
0,000768
0,056525
0,053736
0,051019
0,7
0
0,027528
0,004316
0,365422
0,678904
0,380993
0,267309
1,750418
0,136692
0,561581
7,8E-05
0,000226
0,00045
0,11363
0,454931
0,80017
0,630519
0,640679
0,650916
0,000121
0,015413
0,016987
0,784584
0,00032
0,009087
0,13637
0,125374
0,107683
0,150513
0,308053
0,034555
0,611697
0,709093
0,549171
0,283685
0,011131
0,297123
0,303955
0,310862
0,017893
0,033384
0,008503
0,001982
0,012282
0,027
0,013592
0,040165
0,03335
0,000717
0,033273
0,001537
0,193598
0,025331
1,809548
2,589829
0,630613
0,001057
0,000702
0,055949
0,05317
0,050462
0,8
0
0,027538
0,004324
0,365536
0,679113
0,381186
0,267501
1,751005
0,136872
0,561994
8,33E-05
0,000236
0,000465
0,113888
0,455491
0,800966
0,631266
0,641474
0,651759
0,000133
0,015551
0,017138
0,78569
0,000298
0,009211
0,136874
0,125873
0,108159
0,151095
0,308914
0,034847
0,612989
0,710523
0,550454
0,284622
0,010947
0,298124
0,304989
0,311929
0,01815
0,033034
0,008687
0,002072
0,012058
0,027344
0,01384
0,039742
0,03375
0,00066
0,032872
0,001626
0,192615
0,025702
1,806588
2,586291
0,628784
0,00098
0,000639
0,055376
0,052605
0,049907
0,9
0
0,027549
0,004333
0,365652
0,679323
0,381379
0,267694
1,751596
0,137053
0,56241
8,88E-05
0,000246
0,00048
0,114147
0,456053
0,801767
0,632017
0,642273
0,652607
0,000146
0,015692
0,017292
0,786803
0,000277
0,009337
0,137381
0,126375
0,108639
0,15168
0,309781
0,035142
0,614288
0,711961
0,551745
0,285563
0,010764
0,299131
0,306029
0,313001
0,018409
0,032684
0,008873
0,002165
0,011835
0,027691
0,01409
0,03932
0,034153
0,000604
0,032471
0,001719
0,191631
0,026077
1,803622
2,582745
0,626953
0,000906
0,000579
0,054803
0,052042
0,049354
1
0
0,027559
0,004341
0,365768
0,679534
0,381574
0,267888
1,752191
0,137234
0,562828
9,46E-05
0,000256
0,000496
0,114408
0,456619
0,802574
0,632772
0,643078
0,653461
0,000159
0,015833
0,017447
0,787922
0,000257
0,009465
0,137891
0,12688
0,109121
0,152269
0,310653
0,03544
0,615594
0,713406
0,553043
0,286511
0,010582
0,300144
0,307074
0,31408
0,018672
0,032334
0,009062
0,00226
0,011614
0,028042
0,014344
0,038898
0,03456
0,000551
0,032072
0,001814
0,190647
0,026455
1,80065
2,579192
0,625119
0,000834
0,000522
0,054233
0,051481
0,048802
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
16/06/18
17/06/18
18/06/18
19/06/18
20/06/18
21/06/18
22/06/18
23/06/18
24/06/18
25/06/18
26/06/18
27/06/18
28/06/18
29/06/18
30/06/18
01/07/18
02/07/18
03/07/18
04/07/18
05/07/18
06/07/18
07/07/18
08/07/18
09/07/18
10/07/18
11/07/18
12/07/18
13/07/18
14/07/18
15/07/18
16/07/18
17/07/18
18/07/18
19/07/18
20/07/18
21/07/18
22/07/18
23/07/18
24/07/18
25/07/18
26/07/18
27/07/18
28/07/18
29/07/18
30/07/18
31/07/18
01/08/18
02/08/18
03/08/18
04/08/18
05/08/18
06/08/18
07/08/18
08/08/18
09/08/18
10/08/18
11/08/18
12/08/18
13/08/18
14/08/18
15/08/18
16/08/18
17/08/18
18/08/18
19/08/18
20/08/18
21/08/18
22/08/18
23/08/18
24/08/18
134
138
137
142
135
141
136
134
136
140
138
137
136
136
138
137
138
137
135
132
134
135
134
136
135
136
132
134
136
131
134
134
132
132
133
134
134
132
133
132
133
132
134
133
132
134
133
133
132
136
132
132
133
133
124
127
122
135
120
130
131
133
129
130
131
132
132
132
132
133
0,247526
0,028035
0,072726
0,015753
0,150371
0,016026
0,125661
0,261165
0,083342
0,001771
0,01311
0,047082
0,102093
0,067332
0,021082
0,037467
0,017812
0,033071
0,114807
0,365387
0,145549
0,103292
0,136832
0,065238
0,092385
0,05942
0,259963
0,156268
0,029539
0,361731
0,104657
0,100938
0,225919
0,274609
0,167524
0,121812
0,117806
0,199375
0,149155
0,189222
0,140371
0,179334
0,095179
0,127694
0,165
0,08477
0,115617
0,111725
0,146817
0,010797
0,181785
0,133876
0,093264
0,089771
1,244048
0,698717
1,609402
0,012567
1,869282
0,290703
0,229072
0,064232
0,399189
0,266622
0,207704
0,08138
0,078127
0,074942
0,104301
0,042958
0,24632
0,027621
0,072055
0,016075
0,149395
0,016357
0,124754
0,259857
0,082592
0,001885
0,012808
0,046507
0,101244
0,066637
0,02069
0,036943
0,017448
0,032574
0,113882
0,363747
0,144501
0,102404
0,135809
0,064527
0,091538
0,058738
0,258545
0,155161
0,029053
0,360056
0,103745
0,100041
0,224584
0,273139
0,166369
0,120824
0,116835
0,198116
0,148064
0,187996
0,139313
0,178141
0,094308
0,126687
0,163859
0,08395
0,114663
0,110789
0,145748
0,010506
0,180604
0,132863
0,092419
0,088945
1,241086
0,696478
1,606082
0,012261
1,865751
0,289266
0,227799
0,063556
0,397537
0,265273
0,206517
0,080637
0,077404
0,074237
0,103477
0,042431
0,245113
0,027209
0,071385
0,016402
0,14842
0,016691
0,123849
0,25855
0,081844
0,002002
0,012509
0,045934
0,100397
0,065945
0,020302
0,036422
0,017088
0,03208
0,112959
0,36211
0,143456
0,101519
0,134789
0,063819
0,090693
0,058058
0,257131
0,154058
0,028572
0,358384
0,102836
0,099147
0,223252
0,271671
0,165218
0,119841
0,115867
0,196861
0,146977
0,186774
0,138259
0,176953
0,09344
0,125685
0,162723
0,083135
0,113714
0,109858
0,144684
0,010219
0,179428
0,131855
0,091579
0,088124
1,238131
0,694246
1,60277
0,01196
1,862228
0,287834
0,226532
0,062884
0,395891
0,26393
0,205336
0,079898
0,076685
0,073538
0,102659
0,041909
0,243906
0,026799
0,070717
0,016733
0,147446
0,017029
0,122946
0,257244
0,081098
0,002123
0,012212
0,045364
0,099553
0,065256
0,019916
0,035903
0,016731
0,03159
0,112039
0,360473
0,142413
0,100637
0,133771
0,063114
0,089852
0,057382
0,255719
0,152959
0,028094
0,356715
0,101931
0,098257
0,221923
0,270208
0,164071
0,118861
0,114904
0,195611
0,145894
0,185556
0,137209
0,175769
0,092577
0,124687
0,161592
0,082324
0,112769
0,108931
0,143625
0,009936
0,178257
0,130851
0,090744
0,087307
1,235184
0,69202
1,599466
0,011662
1,858714
0,286408
0,22527
0,062217
0,394251
0,262592
0,204161
0,079165
0,075971
0,072843
0,101845
0,041391
0,242699
0,02639
0,070051
0,017067
0,146473
0,017372
0,122043
0,255938
0,080353
0,002248
0,011919
0,044796
0,09871
0,064568
0,019534
0,035388
0,016377
0,031102
0,111122
0,358839
0,141373
0,099758
0,132756
0,062412
0,089014
0,05671
0,25431
0,151862
0,02762
0,355049
0,101029
0,097371
0,220598
0,268748
0,162927
0,117886
0,113944
0,194364
0,144815
0,184342
0,136164
0,174589
0,091718
0,123694
0,160465
0,081518
0,111829
0,108008
0,14257
0,009658
0,17709
0,129853
0,089913
0,086495
1,232243
0,6898
1,596169
0,011369
1,855207
0,284988
0,224014
0,061555
0,392617
0,26126
0,20299
0,078436
0,075261
0,072153
0,101036
0,040877
0,241493
0,025985
0,069386
0,017406
0,145502
0,017719
0,121143
0,254634
0,079611
0,002377
0,011629
0,044231
0,09787
0,063884
0,019154
0,034876
0,016027
0,030617
0,110207
0,357207
0,140336
0,098882
0,131745
0,061714
0,088179
0,05604
0,252905
0,150769
0,027149
0,353386
0,100131
0,096488
0,219277
0,267291
0,161788
0,116914
0,112989
0,193121
0,14374
0,183133
0,135123
0,173414
0,090864
0,122704
0,159342
0,080716
0,110893
0,107091
0,141521
0,009384
0,175929
0,128859
0,089087
0,085687
1,229309
0,687587
1,592879
0,01108
1,851709
0,283573
0,222763
0,060897
0,39099
0,259934
0,201826
0,077712
0,074556
0,071467
0,100232
0,040367
0,240286
0,025581
0,068723
0,017749
0,144531
0,01807
0,120244
0,25333
0,078871
0,002509
0,011342
0,043669
0,097032
0,063202
0,018778
0,034366
0,01568
0,030136
0,109295
0,355576
0,139301
0,098009
0,130736
0,061018
0,087348
0,055375
0,251502
0,149679
0,026683
0,351727
0,099237
0,095609
0,217959
0,265838
0,160652
0,115946
0,112037
0,191882
0,142669
0,181927
0,134086
0,172243
0,090013
0,12172
0,158224
0,079918
0,109962
0,106178
0,140475
0,009113
0,174772
0,12787
0,088265
0,084884
1,226382
0,68538
1,589598
0,010795
1,848219
0,282164
0,221518
0,060244
0,389369
0,258613
0,200666
0,076992
0,073856
0,070786
0,099433
0,039862
0,23908
0,025179
0,068061
0,018096
0,143562
0,018425
0,119346
0,252026
0,078133
0,002646
0,011058
0,043109
0,096196
0,062523
0,018405
0,03386
0,015336
0,029658
0,108385
0,353947
0,138269
0,097139
0,12973
0,060327
0,086519
0,054713
0,250102
0,148592
0,02622
0,35007
0,098346
0,094734
0,216645
0,264389
0,15952
0,114982
0,111089
0,190648
0,141603
0,180726
0,133054
0,171076
0,089168
0,120739
0,15711
0,079125
0,109035
0,105269
0,139435
0,008847
0,17362
0,126886
0,087449
0,084086
1,223462
0,683179
1,586324
0,010514
1,844738
0,280761
0,220278
0,059596
0,387754
0,257299
0,199513
0,076277
0,073161
0,07011
0,098639
0,039361
0,237873
0,02478
0,067402
0,018447
0,142593
0,018784
0,11845
0,250724
0,077398
0,002786
0,010777
0,042552
0,095362
0,061846
0,018036
0,033357
0,014996
0,029183
0,107479
0,35232
0,13724
0,096272
0,128727
0,059638
0,085694
0,054054
0,248705
0,147509
0,025761
0,348417
0,097459
0,093863
0,215334
0,262944
0,158392
0,114022
0,110146
0,189417
0,140541
0,179529
0,132025
0,169914
0,088326
0,119764
0,156001
0,078336
0,108113
0,104365
0,138399
0,008586
0,172474
0,125906
0,086637
0,083293
1,220549
0,680985
1,583058
0,010237
1,841265
0,279363
0,219043
0,058952
0,386145
0,25599
0,198364
0,075567
0,07247
0,069439
0,097849
0,038864
0,236667
0,024383
0,066744
0,018802
0,141626
0,019148
0,117556
0,249423
0,076664
0,00293
0,010499
0,041998
0,094531
0,061172
0,017669
0,032856
0,014659
0,028712
0,106575
0,350696
0,136214
0,095408
0,127727
0,058953
0,084873
0,053399
0,247311
0,146429
0,025306
0,346766
0,096576
0,092995
0,214028
0,261502
0,157268
0,113066
0,109207
0,188191
0,139483
0,178337
0,131002
0,168756
0,087489
0,118792
0,154897
0,077552
0,107195
0,103465
0,137368
0,008328
0,171332
0,124932
0,085829
0,082504
1,217643
0,678797
1,5798
0,009964
1,8378
0,277971
0,217814
0,058312
0,384542
0,254686
0,197221
0,074862
0,071784
0,068772
0,097065
0,038372
0,235461
0,023989
0,066088
0,019161
0,140661
0,019516
0,116663
0,248122
0,075932
0,003078
0,010224
0,041446
0,093702
0,060501
0,017306
0,032359
0,014325
0,028243
0,105674
0,349073
0,13519
0,094547
0,12673
0,058272
0,084055
0,052747
0,24592
0,145352
0,024855
0,34512
0,095697
0,092132
0,212724
0,260064
0,156147
0,112114
0,108271
0,186969
0,138429
0,177149
0,129982
0,167603
0,086656
0,117825
0,153797
0,076772
0,106282
0,102571
0,136342
0,008074
0,170195
0,123962
0,085027
0,08172
1,214744
0,676615
1,57655
0,009696
1,834345
0,276585
0,216591
0,057677
0,382945
0,253389
0,196084
0,074162
0,071103
0,068109
0,096285
0,037883
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
197
198
25/08/18
26/08/18
27/08/18
28/08/18
29/08/18
30/08/18
31/08/18
01/09/18
02/09/18
03/09/18
04/09/18
05/09/18
06/09/18
07/09/18
08/09/18
09/09/18
10/09/18
11/09/18
12/09/18
13/09/18
14/09/18
15/09/18
16/09/18
17/09/18
18/09/18
19/09/18
20/09/18
21/09/18
22/09/18
23/09/18
24/09/18
25/09/18
26/09/18
27/09/18
28/09/18
29/09/18
30/09/18
01/10/18
02/10/18
03/10/18
04/10/18
05/10/18
06/10/18
07/10/18
08/10/18
09/10/18
10/10/18
11/10/18
12/10/18
13/10/18
14/10/18
15/10/18
16/10/18
17/10/18
18/10/18
19/10/18
20/10/18
21/10/18
22/10/18
23/10/18
24/10/18
25/10/18
26/10/18
27/10/18
28/10/18
29/10/18
30/10/18
31/10/18
SUM X2
132
127
131
132
131
131
132
132
134
134
127
129
129
127
125
129
132
129
125
125
127
124
122
129
127
131
128
129
131
131
128
130
126
129
128
125
125
125
127
125
126
122
116
121
125
131
129
125
124
122
122
125
126
118
129
128
118
117
122
120
128
119
115
124
125
122
121
131
0,065782
0,477113
0,12602
0,057219
0,158862
0,11411
0,076729
0,04673
0,010044
0,008917
0,409474
0,219807
0,268634
0,459853
0,702299
0,198987
0,048205
0,240025
0,665307
0,569755
0,340385
0,827084
1,144367
0,20782
0,314536
0,077576
0,244228
0,187639
0,042436
0,065361
0,222359
0,089785
0,392524
0,1593
0,201517
0,442399
0,51124
0,427611
0,232108
0,487534
0,338216
0,930891
1,970804
1,01882
0,449276
0,026961
0,105855
0,357448
0,495009
0,748206
0,83747
0,331143
0,264338
1,385749
0,078377
0,108922
1,347515
1,605108
0,758582
0,954639
0,091043
1,113877
2,140962
0,456678
0,311886
0,692761
0,779168
0
0,065136
0,475416
0,125143
0,05663
0,157895
0,113296
0,076066
0,046217
0,009807
0,008697
0,408024
0,218749
0,26748
0,458371
0,700501
0,198025
0,047734
0,238998
0,663645
0,568235
0,339218
0,825318
1,142336
0,206945
0,313483
0,077056
0,24333
0,186864
0,042072
0,064918
0,221566
0,089288
0,391522
0,15867
0,200827
0,441411
0,510207
0,42669
0,231443
0,486607
0,337464
0,929702
1,969165
1,017662
0,448524
0,02678
0,105513
0,356853
0,494343
0,747433
0,836695
0,330675
0,263943
1,384925
0,078186
0,108715
1,346865
1,604464
0,758174
0,954232
0,090929
1,113546
2,140584
0,456533
0,311795
0,692671
0,779121
2,22E-28
0,064494
0,473726
0,124271
0,056046
0,156934
0,112487
0,075408
0,045707
0,009575
0,00848
0,406581
0,217696
0,266332
0,456895
0,698711
0,19707
0,047267
0,237977
0,66199
0,566722
0,338057
0,82356
1,140315
0,206076
0,312436
0,07654
0,242436
0,186093
0,04171
0,064479
0,220778
0,088795
0,390525
0,158044
0,200141
0,440428
0,509181
0,425774
0,230782
0,485685
0,336716
0,92852
1,967535
1,01651
0,447776
0,0266
0,105173
0,356262
0,493682
0,746664
0,835924
0,330209
0,26355
1,384105
0,077997
0,108508
1,34622
1,603824
0,757769
0,953828
0,090816
1,113216
2,140209
0,456388
0,311704
0,692582
0,779073
6,17E-30
0,063857
0,472042
0,123404
0,055466
0,155977
0,111682
0,074754
0,045202
0,009345
0,008267
0,405144
0,216649
0,265189
0,455426
0,696929
0,196119
0,046803
0,236962
0,660343
0,565216
0,336902
0,82181
1,138303
0,205212
0,311394
0,076027
0,241548
0,185328
0,041351
0,064043
0,219994
0,088305
0,389534
0,157422
0,199459
0,439451
0,50816
0,424863
0,230125
0,484769
0,335972
0,927345
1,965913
1,015365
0,447032
0,026422
0,104836
0,355674
0,493024
0,745899
0,835158
0,329747
0,263159
1,383291
0,07781
0,108303
1,345579
1,603187
0,757366
0,953426
0,090703
1,112889
2,139835
0,456245
0,311614
0,692493
0,779026
0
0,063224
0,470366
0,122542
0,054891
0,155026
0,110883
0,074105
0,044701
0,009119
0,008056
0,403715
0,215607
0,264052
0,453963
0,695155
0,195174
0,046344
0,235952
0,658704
0,563717
0,335754
0,820069
1,1363
0,204352
0,310358
0,075518
0,240665
0,184567
0,040996
0,06361
0,219215
0,087819
0,388549
0,156804
0,198782
0,43848
0,507144
0,423957
0,229473
0,483858
0,335233
0,926176
1,9643
1,014226
0,446293
0,026246
0,104501
0,35509
0,49237
0,745139
0,834396
0,329287
0,262771
1,382481
0,077623
0,108099
1,344942
1,602555
0,756966
0,953027
0,090592
1,112563
2,139465
0,456102
0,311525
0,692405
0,778979
6,17E-30
0,062597
0,468696
0,121685
0,054319
0,154081
0,110089
0,07346
0,044204
0,008897
0,007849
0,402291
0,214571
0,262921
0,452508
0,693388
0,194234
0,045888
0,234948
0,657072
0,562225
0,334611
0,818335
1,134306
0,203498
0,309327
0,075013
0,239787
0,183811
0,040643
0,06318
0,21844
0,087336
0,387569
0,15619
0,198108
0,437514
0,506134
0,423056
0,228824
0,482952
0,334498
0,925013
1,962696
1,013093
0,445558
0,026071
0,104168
0,354509
0,491721
0,744383
0,833639
0,32883
0,262386
1,381676
0,077438
0,107897
1,344308
1,601926
0,756568
0,95263
0,090481
1,11224
2,139096
0,45596
0,311436
0,692317
0,778933
6,17E-30
0,061973
0,467033
0,120833
0,053753
0,15314
0,109299
0,07282
0,043712
0,008678
0,007646
0,400875
0,213541
0,261796
0,45106
0,69163
0,1933
0,045436
0,233949
0,655448
0,56074
0,333474
0,81661
1,132321
0,202649
0,308302
0,074511
0,238914
0,183059
0,040293
0,062753
0,217671
0,086856
0,386595
0,15558
0,197439
0,436553
0,50513
0,42216
0,228179
0,482051
0,333767
0,923857
1,961101
1,011967
0,444828
0,025897
0,103837
0,353932
0,491075
0,743632
0,832886
0,328376
0,262003
1,380876
0,077254
0,107696
1,343678
1,601302
0,756173
0,952236
0,090371
1,111919
2,13873
0,45582
0,311348
0,69223
0,778887
6,17E-30
0,061354
0,465377
0,119986
0,05319
0,152205
0,108514
0,072184
0,043223
0,008462
0,007445
0,399465
0,212516
0,260677
0,449618
0,689879
0,19237
0,044987
0,232955
0,653832
0,559263
0,332344
0,814892
1,130345
0,201804
0,307283
0,074013
0,238047
0,182311
0,039947
0,06233
0,216905
0,08638
0,385626
0,154974
0,196774
0,435598
0,504132
0,42127
0,227538
0,481155
0,333041
0,922707
1,959514
1,010847
0,444102
0,025725
0,103509
0,353359
0,490433
0,742885
0,832138
0,327925
0,261622
1,38008
0,077071
0,107496
1,343053
1,600681
0,75578
0,951844
0,090261
1,111599
2,138366
0,45568
0,311261
0,692144
0,778841
6,17E-30
0,06074
0,463728
0,119144
0,052632
0,151275
0,107734
0,071553
0,042738
0,008249
0,007248
0,398062
0,211497
0,259563
0,448183
0,688135
0,191446
0,044542
0,231967
0,652223
0,557792
0,331219
0,813183
1,128379
0,200965
0,306269
0,073519
0,237184
0,181569
0,039603
0,06191
0,216144
0,085907
0,384662
0,154371
0,196113
0,434648
0,503139
0,420384
0,226901
0,480264
0,332319
0,921564
1,957935
1,009733
0,44338
0,025555
0,103182
0,352789
0,489795
0,742143
0,831394
0,327477
0,261244
1,379289
0,07689
0,107298
1,342431
1,600064
0,75539
0,951455
0,090153
1,111282
2,138005
0,455541
0,311174
0,692058
0,778795
6,17E-30
0,06013
0,462085
0,118306
0,052078
0,15035
0,106959
0,070926
0,042258
0,00804
0,007054
0,396665
0,210483
0,258456
0,446755
0,6864
0,190527
0,044101
0,230985
0,650621
0,556329
0,3301
0,811482
1,126421
0,20013
0,305261
0,073028
0,236326
0,18083
0,039262
0,061493
0,215388
0,085437
0,383704
0,153773
0,195456
0,433703
0,502151
0,419504
0,226267
0,479379
0,331602
0,920427
1,956365
1,008626
0,442663
0,025386
0,102858
0,352222
0,48916
0,741405
0,830654
0,327031
0,260868
1,378503
0,076709
0,107101
1,341812
1,59945
0,755002
0,951068
0,090045
1,110967
2,137646
0,455403
0,311087
0,691973
0,77875
6,17E-30
0,059524
0,46045
0,117474
0,051529
0,14943
0,106189
0,070303
0,041781
0,007834
0,006863
0,395275
0,209475
0,257354
0,445333
0,684672
0,189614
0,043664
0,230008
0,649027
0,554873
0,328987
0,809789
1,124472
0,1993
0,304259
0,072541
0,235473
0,180097
0,038923
0,061079
0,214637
0,084971
0,382751
0,153178
0,194803
0,432764
0,501169
0,418629
0,225638
0,478498
0,330888
0,919296
1,954804
1,007525
0,441949
0,025218
0,102537
0,351659
0,48853
0,740672
0,829919
0,326589
0,260494
1,377722
0,076531
0,106905
1,341198
1,598841
0,754616
0,950683
0,089938
1,110653
2,137289
0,455265
0,311001
0,691888
0,778705
6,17E-30
62,887
62,771
62,657
62,543
62,430
62,318
62,206
62,095
61,985
61,875
61,766
Tabel D-5.
Perhitungan Nilai Di Lapisan L5
t
Qactual
Date
day
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
08/11/2019
09/11/2019
10/11/2019
11/11/2019
12/11/2019
13/11/2019
14/11/2019
15/11/2019
16/11/2019
17/11/2019
18/11/2019
19/11/2019
20/11/2019
21/11/2019
22/11/2019
23/11/2019
24/11/2019
25/11/2019
26/11/2019
27/11/2019
28/11/2019
29/11/2019
30/11/2019
01/12/2019
02/12/2019
03/12/2019
04/12/2019
05/12/2019
06/12/2019
07/12/2019
08/12/2019
09/12/2019
10/12/2019
11/12/2019
12/12/2019
13/12/2019
14/12/2019
15/12/2019
16/12/2019
17/12/2019
18/12/2019
19/12/2019
20/12/2019
21/12/2019
22/12/2019
23/12/2019
24/12/2019
25/12/2019
26/12/2019
27/12/2019
28/12/2019
29/12/2019
30/12/2019
31/12/2019
01/01/2020
02/01/2020
03/01/2020
04/01/2020
05/01/2020
06/01/2020
07/01/2020
0
0,1
0,2
0,3
0,4
Qforecast
b
0,5
D
0,6
0,7
0,8
0,9
1
(STB/D)
0,000526
0,00053 0,000529 0,000531 0,000533 0,000534 0,000536 0,000538
0,00054
0,000542 0,000543
164
164
165
161
156
151
160
128
119
59
57
58
49
50
37
60
51
48
62
58
64
41
101
163
148
145
149
143
174
167
186
156
166
141
163
167
163
160
165
152
154
144
158
151
157
154
165
166
177
173
170
177
162
135
160
183
191
157
164
159
169
164,48
164,3936
164,3072
164,2209
164,1346
164,0484
163,9622
163,876
163,7899
163,7039
163,6179
163,5319
163,446
163,3601
163,2743
163,1885
163,1028
163,0171
162,9314
162,8458
162,7603
162,6747
162,5893
162,5038
162,4185
162,3331
162,2478
162,1626
162,0774
161,9922
161,9071
161,8221
161,737
161,6521
161,5671
161,4823
161,3974
161,3126
161,2279
161,1432
161,0585
160,9739
160,8893
160,8048
160,7203
160,6358
160,5514
160,4671
160,3828
160,2985
160,2143
160,1301
160,046
159,9619
159,8779
159,7939
159,7099
159,626
159,5421
159,4583
159,3745
164,48
164,393
164,307
164,22
164,133
164,047
163,961
163,874
163,788
163,701
163,615
163,529
163,443
163,357
163,271
163,185
163,099
163,013
162,927
162,841
162,755
162,67
162,584
162,499
162,413
162,327
162,242
162,157
162,071
161,986
161,901
161,815
161,73
161,645
161,56
161,475
161,39
161,305
161,22
161,136
161,051
160,966
160,881
160,797
160,712
160,628
160,543
160,459
160,374
160,29
160,206
160,122
160,037
159,953
159,869
159,785
159,701
159,617
159,533
159,45
159,366
164,48
164,3913
164,3026
164,2141
164,1256
164,0372
163,9489
163,8607
163,7726
163,6845
163,5966
163,5087
163,4209
163,3332
163,2456
163,1581
163,0706
162,9833
162,896
162,8088
162,7217
162,6347
162,5477
162,4608
162,3741
162,2874
162,2008
162,1142
162,0278
161,9414
161,8552
161,769
161,6828
161,5968
161,5109
161,425
161,3392
161,2535
161,1679
161,0824
160,9969
160,9115
160,8262
160,741
160,6559
160,5708
160,4859
160,401
160,3162
160,2315
160,1468
160,0622
159,9778
159,8934
159,809
159,7248
159,6406
159,5565
159,4725
159,3886
159,3048
164,48
164,391
164,302
164,2132
164,1245
164,0358
163,9472
163,8588
163,7704
163,6821
163,5939
163,5058
163,4177
163,3298
163,242
163,1542
163,0666
162,979
162,8915
162,8041
162,7168
162,6296
162,5424
162,4554
162,3685
162,2816
162,1948
162,1081
162,0215
161,935
161,8486
161,7623
161,676
161,5898
161,5038
161,4178
161,3319
161,2461
161,1603
161,0747
160,9892
160,9037
160,8183
160,733
160,6478
160,5627
160,4776
160,3927
160,3078
160,223
160,1383
160,0537
159,9692
159,8848
159,8004
159,7161
159,6319
159,5478
159,4638
159,3799
159,296
164,48
164,393
164,3061
164,2192
164,1324
164,0456
163,9589
163,8722
163,7856
163,6991
163,6126
163,5262
163,4398
163,3535
163,2672
163,181
163,0948
163,0087
162,9226
162,8366
162,7507
162,6648
162,579
162,4932
162,4075
162,3218
162,2362
162,1506
162,0651
161,9796
161,8942
161,8089
161,7236
161,6383
161,5532
161,468
161,3829
161,2979
161,2129
161,128
161,0432
160,9584
160,8736
160,7889
160,7042
160,6196
160,5351
160,4506
160,3662
160,2818
160,1975
160,1132
160,029
159,9448
159,8607
159,7766
159,6926
159,6086
159,5247
159,4409
159,3571
164,48
164,3927
164,3055
164,2184
164,1313
164,0442
163,9573
163,8703
163,7835
163,6967
163,61
163,5233
163,4367
163,3501
163,2636
163,1772
163,0908
163,0045
162,9182
162,832
162,7459
162,6598
162,5738
162,4878
162,4019
162,3161
162,2303
162,1446
162,0589
161,9733
161,8878
161,8023
161,7168
161,6315
161,5461
161,4609
161,3757
161,2905
161,2055
161,1204
161,0355
160,9506
160,8657
160,7809
160,6962
160,6115
160,5269
160,4424
160,3579
160,2734
160,189
160,1047
160,0204
159,9362
159,8521
159,768
159,6839
159,6
159,516
159,4322
159,3484
164,48
164,3924
164,3049
164,2175
164,1301
164,0428
163,9556
163,8684
163,7813
163,6943
163,6073
163,5204
163,4335
163,3468
163,26
163,1734
163,0868
163,0003
162,9138
162,8274
162,7411
162,6548
162,5686
162,4825
162,3964
162,3104
162,2244
162,1385
162,0527
161,967
161,8813
161,7956
161,7101
161,6246
161,5391
161,4537
161,3684
161,2832
161,198
161,1129
161,0278
160,9428
160,8579
160,773
160,6882
160,6034
160,5187
160,4341
160,3495
160,265
160,1806
160,0962
160,0119
159,9277
159,8435
159,7594
159,6753
159,5913
159,5073
159,4235
159,3396
164,48
164,3921
164,3044
164,2167
164,129
164,0414
163,9539
163,8665
163,7792
163,6919
163,6046
163,5175
163,4304
163,3434
163,2565
163,1696
163,0828
162,996
162,9094
162,8228
162,7363
162,6498
162,5634
162,4771
162,3908
162,3046
162,2185
162,1325
162,0465
161,9606
161,8748
161,789
161,7033
161,6176
161,5321
161,4466
161,3611
161,2758
161,1905
161,1052
161,0201
160,935
160,85
160,765
160,6801
160,5953
160,5105
160,4258
160,3412
160,2567
160,1722
160,0877
160,0034
159,9191
159,8349
159,7507
159,6666
159,5826
159,4986
159,4148
159,3309
164,48
164,3919
164,3038
164,2158
164,1279
164,04
163,9523
163,8646
163,777
163,6894
163,602
163,5146
163,4273
163,34
163,2529
163,1658
163,0787
162,9918
162,9049
162,8181
162,7314
162,6448
162,5582
162,4717
162,3853
162,2989
162,2126
162,1264
162,0403
161,9542
161,8682
161,7823
161,6965
161,6107
161,525
161,4394
161,3538
161,2684
161,183
161,0976
161,0124
160,9272
160,8421
160,757
160,672
160,5871
160,5023
160,4176
160,3329
160,2483
160,1637
160,0792
159,9948
159,9105
159,8263
159,7421
159,658
159,5739
159,4899
159,406
159,3222
164,48
164,3916
164,3032
164,2149
164,1267
164,0386
163,9506
163,8627
163,7748
163,687
163,5993
163,5117
163,4241
163,3366
163,2492
163,1619
163,0747
162,9875
162,9005
162,8135
162,7265
162,6397
162,553
162,4663
162,3797
162,2931
162,2067
162,1203
162,034
161,9478
161,8617
161,7756
161,6897
161,6038
161,518
161,4322
161,3465
161,2609
161,1754
161,09
161,0046
160,9194
160,8342
160,749
160,664
160,579
160,4941
160,4093
160,3245
160,2399
160,1553
160,0707
159,9863
159,9019
159,8176
159,7334
159,6493
159,5652
159,4812
159,3973
159,3135
164,48
164,3907
164,3015
164,2123
164,1233
164,0344
163,9455
163,8568
163,7682
163,6796
163,5912
163,5028
163,4146
163,3264
163,2383
163,1503
163,0625
162,9747
162,887
162,7994
162,7119
162,6245
162,5372
162,4499
162,3628
162,2758
162,1888
162,102
162,0152
161,9286
161,842
161,7555
161,6692
161,5829
161,4967
161,4106
161,3245
161,2386
161,1528
161,067
160,9814
160,8958
160,8104
160,725
160,6397
160,5545
160,4694
160,3844
160,2995
160,2146
160,1299
160,0452
159,9606
159,8762
159,7918
159,7075
159,6233
159,5391
159,4551
159,3712
159,2873
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
08/01/2020
09/01/2020
10/01/2020
11/01/2020
12/01/2020
13/01/2020
14/01/2020
15/01/2020
16/01/2020
17/01/2020
18/01/2020
19/01/2020
20/01/2020
21/01/2020
22/01/2020
23/01/2020
24/01/2020
25/01/2020
26/01/2020
27/01/2020
28/01/2020
29/01/2020
30/01/2020
31/01/2020
01/02/2020
02/02/2020
03/02/2020
04/02/2020
05/02/2020
06/02/2020
07/02/2020
08/02/2020
09/02/2020
10/02/2020
11/02/2020
12/02/2020
13/02/2020
14/02/2020
15/02/2020
16/02/2020
17/02/2020
18/02/2020
19/02/2020
20/02/2020
21/02/2020
22/02/2020
23/02/2020
24/02/2020
25/02/2020
26/02/2020
27/02/2020
28/02/2020
29/02/2020
01/03/2020
02/03/2020
03/03/2020
04/03/2020
05/03/2020
06/03/2020
07/03/2020
08/03/2020
09/03/2020
10/03/2020
11/03/2020
12/03/2020
13/03/2020
14/03/2020
15/03/2020
16/03/2020
17/03/2020
18/03/2020
164
155
161
167
165
166
167
174
168
163
146
162
168
167
173
168
166
165
168
168
166
157
165
167
156
152
165
166
177
148
163
152
173
157
175
157
148
151
157
161
159
162
161
157
168
167
170
161
157
156
154
154
152
151
154
155
152
162
165
162
166
152
158
160
157
154
155
150
149
170
150
159,2908
159,2071
159,1234
159,0398
158,9563
158,8728
158,7893
158,7059
158,6225
158,5391
158,4558
158,3726
158,2894
158,2062
158,1231
158,04
157,957
157,874
157,7911
157,7082
157,6253
157,5425
157,4597
157,377
157,2943
157,2116
157,129
157,0465
156,964
156,8815
156,7991
156,7167
156,6344
156,5521
156,4698
156,3876
156,3054
156,2233
156,1412
156,0592
155,9772
155,8953
155,8134
155,7315
155,6497
155,5679
155,4862
155,4045
155,3228
155,2412
155,1597
155,0781
154,9967
154,9152
154,8338
154,7525
154,6712
154,5899
154,5087
154,4275
154,3464
154,2653
154,1842
154,1032
154,0223
153,9413
153,8605
153,7796
153,6988
153,6181
153,5374
159,282
159,198
159,115
159,031
158,948
158,864
158,781
158,697
158,614
158,531
158,447
158,364
158,281
158,198
158,115
158,032
157,949
157,866
157,783
157,7
157,617
157,535
157,452
157,369
157,287
157,204
157,122
157,039
156,957
156,875
156,792
156,71
156,628
156,546
156,463
156,381
156,299
156,217
156,135
156,054
155,972
155,89
155,808
155,727
155,645
155,563
155,482
155,4
155,319
155,237
155,156
155,075
154,994
154,912
154,831
154,75
154,669
154,588
154,507
154,426
154,345
154,264
154,183
154,103
154,022
153,941
153,861
153,78
153,7
153,619
153,539
159,2733
159,1896
159,106
159,0224
158,9389
158,8554
158,772
158,6886
158,6053
158,522
158,4388
158,3556
158,2725
158,1894
158,1064
158,0235
157,9405
157,8577
157,7749
157,6921
157,6094
157,5268
157,4442
157,3617
157,2792
157,1967
157,1144
157,032
156,9497
156,8675
156,7853
156,7032
156,6211
156,5391
156,4571
156,3752
156,2933
156,2115
156,1297
156,048
155,9664
155,8848
155,8032
155,7217
155,6402
155,5588
155,4775
155,3962
155,3149
155,2337
155,1525
155,0714
154,9904
154,9094
154,8284
154,7475
154,6667
154,5859
154,5051
154,4245
154,3438
154,2632
154,1827
154,1022
154,0217
153,9413
153,861
153,7807
153,7005
153,6203
153,5401
159,2646
159,1809
159,0973
159,0137
158,9302
158,8467
158,7633
158,68
158,5967
158,5134
158,4302
158,3471
158,264
158,181
158,0981
158,0152
157,9323
157,8496
157,7668
157,6842
157,6015
157,519
157,4365
157,354
157,2716
157,1893
157,107
157,0248
156,9426
156,8605
156,7785
156,6965
156,6145
156,5326
156,4508
156,369
156,2873
156,2056
156,124
156,0425
155,961
155,8795
155,7981
155,7168
155,6355
155,5543
155,4731
155,392
155,311
155,23
155,149
155,0681
154,9873
154,9065
154,8258
154,7451
154,6645
154,5839
154,5034
154,4229
154,3425
154,2622
154,1819
154,1016
154,0215
153,9413
153,8613
153,7812
153,7013
153,6214
153,5415
159,2559
159,1722
159,0886
159,005
158,9215
158,838
158,7546
158,6713
158,5881
158,5049
158,4217
158,3386
158,2556
158,1727
158,0898
158,0069
157,9241
157,8414
157,7588
157,6762
157,5936
157,5112
157,4288
157,3464
157,2641
157,1819
157,0997
157,0176
156,9355
156,8535
156,7716
156,6897
156,6079
156,5262
156,4445
156,3629
156,2813
156,1998
156,1183
156,0369
155,9556
155,8743
155,7931
155,7119
155,6308
155,5498
155,4688
155,3879
155,307
155,2262
155,1455
155,0648
154,9842
154,9036
154,8231
154,7426
154,6622
154,5819
154,5016
154,4214
154,3413
154,2612
154,1811
154,1011
154,0212
153,9413
153,8615
153,7818
153,7021
153,6224
153,5429
159,2472
159,1635
159,0798
158,9963
158,9128
158,8294
158,746
158,6627
158,5795
158,4963
158,4132
158,3302
158,2472
158,1643
158,0814
157,9987
157,9159
157,8333
157,7507
157,6682
157,5858
157,5034
157,421
157,3388
157,2566
157,1745
157,0924
157,0104
156,9285
156,8466
156,7648
156,683
156,6014
156,5197
156,4382
156,3567
156,2753
156,1939
156,1126
156,0314
155,9502
155,8691
155,7881
155,7071
155,6262
155,5453
155,4645
155,3838
155,3031
155,2225
155,142
155,0615
154,9811
154,9007
154,8204
154,7402
154,66
154,5799
154,4999
154,4199
154,34
154,2601
154,1803
154,1006
154,0209
153,9413
153,8618
153,7823
153,7029
153,6235
153,5442
159,2384
159,1547
159,0711
158,9876
158,9041
158,8207
158,7373
158,6541
158,5709
158,4877
158,4047
158,3217
158,2388
158,1559
158,0731
157,9904
157,9078
157,8252
157,7427
157,6602
157,5779
157,4956
157,4133
157,3312
157,2491
157,1671
157,0851
157,0032
156,9214
156,8396
156,758
156,6763
156,5948
156,5133
156,4319
156,3506
156,2693
156,1881
156,1069
156,0259
155,9448
155,8639
155,783
155,7022
155,6215
155,5408
155,4602
155,3797
155,2992
155,2188
155,1385
155,0582
154,978
154,8978
154,8178
154,7378
154,6578
154,578
154,4981
154,4184
154,3387
154,2591
154,1796
154,1001
154,0207
153,9413
153,8621
153,7828
153,7037
153,6246
153,5456
159,2297
159,146
159,0624
158,9789
158,8954
158,812
158,7287
158,6455
158,5623
158,4792
158,3962
158,3132
158,2303
158,1476
158,0648
157,9822
157,8996
157,8171
157,7347
157,6523
157,57
157,4878
157,4057
157,3236
157,2416
157,1597
157,0778
156,9961
156,9143
156,8327
156,7512
156,6697
156,5883
156,5069
156,4256
156,3444
156,2633
156,1822
156,1013
156,0203
155,9395
155,8587
155,778
155,6974
155,6168
155,5364
155,4559
155,3756
155,2953
155,2151
155,135
155,0549
154,9749
154,895
154,8151
154,7354
154,6556
154,576
154,4964
154,4169
154,3375
154,2581
154,1788
154,0996
154,0204
153,9413
153,8623
153,7834
153,7045
153,6257
153,5469
159,221
159,1373
159,0537
158,9702
158,8867
158,8033
158,7201
158,6368
158,5537
158,4706
158,3877
158,3048
158,2219
158,1392
158,0565
157,9739
157,8914
157,809
157,7266
157,6444
157,5622
157,48
157,398
157,316
157,2341
157,1523
157,0706
156,9889
156,9073
156,8258
156,7444
156,663
156,5817
156,5005
156,4194
156,3383
156,2573
156,1764
156,0956
156,0149
155,9342
155,8536
155,773
155,6926
155,6122
155,5319
155,4517
155,3715
155,2914
155,2114
155,1315
155,0516
154,9719
154,8921
154,8125
154,7329
154,6534
154,574
154,4947
154,4154
154,3362
154,2571
154,178
154,0991
154,0202
153,9413
153,8626
153,7839
153,7053
153,6267
153,5483
159,2123
159,1286
159,045
158,9615
158,878
158,7947
158,7114
158,6282
158,5451
158,4621
158,3792
158,2963
158,2135
158,1309
158,0482
157,9657
157,8833
157,8009
157,7186
157,6364
157,5543
157,4723
157,3903
157,3084
157,2267
157,1449
157,0633
156,9818
156,9003
156,8189
156,7376
156,6564
156,5752
156,4941
156,4131
156,3322
156,2514
156,1706
156,09
156,0094
155,9289
155,8484
155,7681
155,6878
155,6076
155,5275
155,4474
155,3675
155,2876
155,2078
155,128
155,0484
154,9688
154,8893
154,8099
154,7305
154,6513
154,5721
154,493
154,4139
154,335
154,2561
154,1773
154,0986
154,0199
153,9413
153,8628
153,7844
153,7061
153,6278
153,5496
159,2035
159,1199
159,0363
158,9528
158,8693
158,786
158,7028
158,6196
158,5366
158,4536
158,3707
158,2879
158,2051
158,1225
158,04
157,9575
157,8751
157,7928
157,7106
157,6285
157,5465
157,4645
157,3827
157,3009
157,2192
157,1376
157,0561
156,9746
156,8933
156,812
156,7308
156,6497
156,5687
156,4878
156,4069
156,3261
156,2455
156,1649
156,0843
156,0039
155,9236
155,8433
155,7631
155,683
155,603
155,523
155,4432
155,3634
155,2837
155,2041
155,1246
155,0451
154,9658
154,8865
154,8073
154,7281
154,6491
154,5701
154,4913
154,4125
154,3337
154,2551
154,1765
154,0981
154,0197
153,9413
153,8631
153,7849
153,7068
153,6288
153,5509
Tabel D-6.
Penentuan b dan Tipe Kurva Decline Lapisan L5
Penentuan Nilai X2
t
X2
b
Qactual
Date
day
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
08/11/2019
09/11/2019
10/11/2019
11/11/2019
12/11/2019
13/11/2019
14/11/2019
15/11/2019
16/11/2019
17/11/2019
18/11/2019
19/11/2019
20/11/2019
21/11/2019
22/11/2019
23/11/2019
24/11/2019
25/11/2019
26/11/2019
27/11/2019
28/11/2019
29/11/2019
30/11/2019
01/12/2019
02/12/2019
03/12/2019
04/12/2019
05/12/2019
06/12/2019
07/12/2019
08/12/2019
09/12/2019
10/12/2019
11/12/2019
12/12/2019
13/12/2019
14/12/2019
15/12/2019
16/12/2019
17/12/2019
18/12/2019
19/12/2019
20/12/2019
21/12/2019
22/12/2019
23/12/2019
24/12/2019
25/12/2019
26/12/2019
27/12/2019
28/12/2019
29/12/2019
30/12/2019
31/12/2019
01/01/2020
02/01/2020
03/01/2020
04/01/2020
05/01/2020
06/01/2020
07/01/2020
(STB/D)
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
164
164
165
161
156
151
160
128
119
59
57
58
49
50
37
60
51
48
62
58
64
41
101
163
148
145
149
143
174
167
186
156
166
141
163
167
163
160
165
152
154
144
158
151
157
154
165
166
177
173
170
177
162
135
160
183
191
157
164
159
169
0,00
0,00
0,00
0,05
0,38
0,98
0,07
7,91
11,91
66,19
69,48
68,13
79,61
78,43
97,09
64,67
76,01
80,70
61,82
67,54
58,96
90,88
22,89
0,01
1,25
1,78
1,00
2,11
0,97
0,18
3,79
0,15
0,17
2,39
0,03
0,23
0,05
0,00
0,15
0,39
0,24
1,56
0,02
0,44
0,04
0,15
0,19
0,32
2,15
1,22
0,75
2,23
0,08
3,50
0,02
3,89
6,72
0,00
0,26
0,01
0,75
0,00
0,00
0,00
0,05
0,38
0,98
0,07
7,91
11,91
66,19
69,48
68,13
79,60
78,43
97,08
64,66
76,00
80,69
61,81
67,53
58,95
90,87
22,88
0,01
1,25
1,78
1,00
2,11
0,97
0,18
3,80
0,15
0,17
2,38
0,03
0,23
0,05
0,00
0,16
0,39
0,24
1,56
0,02
0,44
0,04
0,15
0,19
0,32
2,15
1,23
0,75
2,23
0,08
3,50
0,02
3,89
6,73
0,00
0,26
0,01
0,75
0,00
0,00
0,00
0,05
0,38
0,98
0,07
7,91
11,91
66,19
69,47
68,12
79,60
78,42
97,08
64,66
75,99
80,69
61,81
67,52
58,95
90,87
22,87
0,01
1,24
1,78
1,00
2,10
0,97
0,18
3,80
0,15
0,17
2,38
0,03
0,23
0,05
0,00
0,16
0,38
0,24
1,56
0,02
0,44
0,04
0,15
0,19
0,32
2,15
1,23
0,75
2,24
0,09
3,49
0,02
3,90
6,73
0,00
0,27
0,01
0,75
0,00
0,00
0,00
0,05
0,38
0,98
0,07
7,91
11,90
66,18
69,47
68,12
79,59
78,42
97,07
64,65
75,99
80,68
61,80
67,52
58,94
90,86
22,87
0,01
1,24
1,78
0,99
2,10
0,97
0,18
3,80
0,15
0,17
2,38
0,03
0,23
0,05
0,00
0,16
0,38
0,24
1,55
0,02
0,43
0,04
0,15
0,19
0,32
2,16
1,23
0,75
2,24
0,09
3,49
0,02
3,90
6,74
0,00
0,27
0,01
0,75
0,00
0,00
0,00
0,05
0,38
0,98
0,07
7,91
11,90
66,18
69,46
68,11
79,58
78,41
97,06
64,65
75,98
80,67
61,79
67,51
58,93
90,85
22,86
0,01
1,24
1,77
0,99
2,10
0,97
0,18
3,81
0,15
0,18
2,38
0,03
0,23
0,05
0,00
0,16
0,38
0,24
1,55
0,02
0,43
0,04
0,15
0,19
0,33
2,16
1,23
0,76
2,25
0,09
3,48
0,02
3,91
6,75
0,00
0,27
0,01
0,76
0,00
0,00
0,00
0,05
0,38
0,98
0,07
7,91
11,90
66,17
69,46
68,11
79,58
78,40
97,06
64,64
75,97
80,67
61,79
67,50
58,92
90,84
22,86
0,01
1,24
1,77
0,99
2,10
0,98
0,19
3,81
0,15
0,18
2,37
0,03
0,24
0,05
0,00
0,16
0,38
0,24
1,55
0,02
0,43
0,04
0,15
0,19
0,33
2,17
1,24
0,76
2,25
0,09
3,48
0,02
3,92
6,76
0,00
0,27
0,01
0,76
0,00
0,00
0,00
0,05
0,38
0,98
0,07
7,91
11,90
66,17
69,45
68,10
79,57
78,40
97,05
64,63
75,97
80,66
61,78
67,49
58,92
90,83
22,85
0,01
1,24
1,77
0,99
2,10
0,98
0,19
3,82
0,15
0,18
2,37
0,03
0,24
0,05
0,00
0,16
0,38
0,24
1,55
0,02
0,43
0,04
0,15
0,20
0,33
2,17
1,24
0,76
2,25
0,09
3,47
0,02
3,92
6,76
0,00
0,27
0,01
0,76
0,00
0,00
0,00
0,05
0,38
0,98
0,07
7,90
11,90
66,17
69,45
68,10
79,57
78,39
97,04
64,63
75,96
80,65
61,77
67,49
58,91
90,82
22,84
0,01
1,24
1,77
0,99
2,09
0,98
0,19
3,82
0,15
0,18
2,37
0,03
0,24
0,05
0,00
0,16
0,38
0,23
1,54
0,02
0,43
0,04
0,15
0,20
0,33
2,17
1,24
0,76
2,26
0,09
3,47
0,02
3,93
6,77
0,00
0,27
0,01
0,76
0,00
0,00
0,00
0,05
0,37
0,98
0,07
7,90
11,90
66,16
69,45
68,10
79,56
78,39
97,04
64,62
75,95
80,64
61,77
67,48
58,90
90,81
22,84
0,01
1,23
1,77
0,99
2,09
0,98
0,19
3,83
0,15
0,18
2,36
0,03
0,24
0,05
0,00
0,16
0,38
0,23
1,54
0,02
0,43
0,04
0,15
0,20
0,33
2,18
1,25
0,77
2,26
0,09
3,46
0,02
3,93
6,78
0,00
0,27
0,01
0,77
0,00
0,00
0,00
0,05
0,37
0,98
0,07
7,90
11,89
66,16
69,44
68,09
79,56
78,38
97,03
64,62
75,95
80,64
61,76
67,47
58,89
90,80
22,83
0,01
1,23
1,76
0,98
2,09
0,98
0,19
3,83
0,14
0,18
2,36
0,03
0,24
0,05
0,00
0,16
0,37
0,23
1,54
0,02
0,43
0,04
0,15
0,20
0,33
2,18
1,25
0,77
2,27
0,09
3,46
0,02
3,94
6,79
0,00
0,28
0,01
0,77
0,00
0,00
0,00
0,05
0,37
0,98
0,07
7,90
11,89
66,15
69,44
68,09
79,55
78,38
97,02
64,61
75,94
80,63
61,75
67,46
58,89
90,79
22,83
0,01
1,23
1,76
0,98
2,09
0,99
0,19
3,83
0,14
0,18
2,36
0,03
0,24
0,06
0,00
0,16
0,37
0,23
1,54
0,02
0,42
0,04
0,14
0,20
0,34
2,19
1,25
0,77
2,27
0,09
3,45
0,02
3,94
6,79
0,00
0,28
0,01
0,77
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
08/01/2020
09/01/2020
10/01/2020
11/01/2020
12/01/2020
13/01/2020
14/01/2020
15/01/2020
16/01/2020
17/01/2020
18/01/2020
19/01/2020
20/01/2020
21/01/2020
22/01/2020
23/01/2020
24/01/2020
25/01/2020
26/01/2020
27/01/2020
28/01/2020
29/01/2020
30/01/2020
31/01/2020
01/02/2020
02/02/2020
03/02/2020
04/02/2020
05/02/2020
06/02/2020
07/02/2020
08/02/2020
09/02/2020
10/02/2020
11/02/2020
12/02/2020
13/02/2020
14/02/2020
15/02/2020
16/02/2020
17/02/2020
18/02/2020
19/02/2020
20/02/2020
21/02/2020
22/02/2020
23/02/2020
24/02/2020
25/02/2020
26/02/2020
27/02/2020
28/02/2020
29/02/2020
01/03/2020
02/03/2020
03/03/2020
04/03/2020
05/03/2020
06/03/2020
07/03/2020
08/03/2020
09/03/2020
10/03/2020
11/03/2020
12/03/2020
13/03/2020
14/03/2020
15/03/2020
16/03/2020
17/03/2020
18/03/2020
SUM X2
164
155
161
167
165
166
167
174
168
163
146
162
168
167
173
168
166
165
168
168
166
157
165
167
156
152
165
166
177
148
163
152
173
157
175
157
148
151
157
161
159
162
161
157
168
167
170
161
157
156
154
154
152
151
154
155
152
162
165
162
166
152
158
160
157
154
155
150
149
170
150
0,27
0,04
0,08
0,59
0,40
0,48
0,60
1,99
0,85
0,25
0,70
0,19
0,86
0,78
1,85
0,96
0,62
0,52
0,95
1,05
0,75
0,02
0,58
0,99
0,01
0,04
0,68
0,80
3,30
0,25
0,54
0,02
2,21
0,08
2,88
0,05
0,18
0,04
0,06
0,41
0,25
0,53
0,41
0,13
1,57
1,41
1,96
0,48
0,17
0,07
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,70
1,31
0,84
1,57
0,01
0,33
0,55
0,24
0,08
0,13
0,00
0,02
2,58
0,00
0,28
0,04
0,08
0,59
0,40
0,48
0,60
1,99
0,85
0,25
0,70
0,19
0,86
0,78
1,85
0,96
0,62
0,52
0,95
1,05
0,76
0,02
0,58
0,99
0,01
0,04
0,68
0,81
3,30
0,25
0,54
0,02
2,21
0,08
2,88
0,05
0,17
0,04
0,06
0,42
0,25
0,54
0,41
0,13
1,57
1,41
1,96
0,48
0,17
0,07
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,70
1,31
0,84
1,57
0,01
0,33
0,55
0,24
0,08
0,13
0,00
0,02
2,58
0,00
0,28
0,04
0,08
0,59
0,40
0,49
0,60
2,00
0,86
0,25
0,70
0,19
0,86
0,78
1,86
0,96
0,62
0,52
0,95
1,05
0,76
0,02
0,59
0,99
0,01
0,04
0,68
0,81
3,31
0,24
0,54
0,02
2,21
0,08
2,89
0,05
0,17
0,04
0,06
0,42
0,25
0,54
0,41
0,13
1,57
1,42
1,97
0,48
0,17
0,07
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,70
1,31
0,84
1,57
0,01
0,33
0,55
0,24
0,08
0,13
0,00
0,02
2,58
0,00
0,28
0,04
0,08
0,59
0,40
0,49
0,60
2,00
0,86
0,25
0,69
0,20
0,86
0,79
1,86
0,97
0,63
0,53
0,95
1,05
0,76
0,02
0,59
1,00
0,01
0,04
0,68
0,81
3,31
0,24
0,54
0,02
2,22
0,08
2,89
0,05
0,17
0,04
0,06
0,42
0,25
0,54
0,41
0,13
1,57
1,42
1,97
0,48
0,17
0,07
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,70
1,31
0,84
1,57
0,01
0,33
0,55
0,24
0,08
0,13
0,00
0,02
2,58
0,00
0,28
0,04
0,08
0,60
0,40
0,49
0,60
2,01
0,86
0,25
0,69
0,20
0,87
0,79
1,86
0,97
0,63
0,53
0,96
1,06
0,76
0,02
0,59
1,00
0,01
0,04
0,68
0,81
3,31
0,24
0,54
0,02
2,22
0,08
2,89
0,05
0,17
0,04
0,06
0,42
0,25
0,54
0,41
0,13
1,57
1,42
1,97
0,48
0,17
0,07
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,70
1,31
0,84
1,57
0,01
0,33
0,55
0,24
0,08
0,14
0,00
0,02
2,58
0,00
0,28
0,04
0,08
0,60
0,41
0,49
0,61
2,01
0,86
0,25
0,69
0,20
0,87
0,79
1,87
0,97
0,63
0,53
0,96
1,06
0,76
0,02
0,59
1,00
0,01
0,04
0,69
0,82
3,32
0,24
0,54
0,02
2,22
0,08
2,90
0,06
0,17
0,04
0,06
0,42
0,25
0,54
0,41
0,13
1,58
1,42
1,97
0,48
0,17
0,07
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,70
1,31
0,84
1,57
0,01
0,33
0,56
0,24
0,08
0,14
0,00
0,02
2,58
0,00
0,28
0,04
0,08
0,60
0,41
0,49
0,61
2,01
0,87
0,25
0,69
0,20
0,87
0,79
1,87
0,98
0,63
0,53
0,96
1,06
0,77
0,02
0,59
1,00
0,01
0,04
0,69
0,82
3,32
0,24
0,55
0,02
2,23
0,08
2,90
0,06
0,17
0,04
0,07
0,42
0,25
0,54
0,42
0,13
1,58
1,42
1,98
0,48
0,17
0,08
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,70
1,31
0,84
1,57
0,01
0,33
0,56
0,24
0,08
0,14
0,00
0,02
2,58
0,00
0,28
0,04
0,08
0,60
0,41
0,50
0,61
2,02
0,87
0,25
0,68
0,20
0,87
0,80
1,88
0,98
0,63
0,53
0,96
1,07
0,77
0,02
0,60
1,01
0,01
0,04
0,69
0,82
3,33
0,24
0,55
0,02
2,23
0,08
2,90
0,06
0,17
0,04
0,07
0,42
0,25
0,54
0,42
0,13
1,58
1,43
1,98
0,49
0,18
0,08
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,70
1,31
0,85
1,57
0,01
0,33
0,56
0,24
0,08
0,14
0,00
0,02
2,58
0,00
0,29
0,04
0,08
0,60
0,41
0,50
0,61
2,02
0,87
0,26
0,68
0,20
0,88
0,80
1,88
0,98
0,64
0,53
0,97
1,07
0,77
0,02
0,60
1,01
0,01
0,04
0,69
0,82
3,33
0,24
0,55
0,02
2,23
0,08
2,91
0,06
0,17
0,04
0,07
0,42
0,26
0,54
0,42
0,13
1,58
1,43
1,98
0,49
0,18
0,08
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,71
1,32
0,85
1,57
0,01
0,33
0,56
0,24
0,08
0,14
0,00
0,02
2,58
0,00
0,29
0,04
0,08
0,61
0,41
0,50
0,61
2,03
0,87
0,26
0,68
0,20
0,88
0,80
1,88
0,98
0,64
0,54
0,97
1,07
0,77
0,02
0,60
1,01
0,01
0,04
0,69
0,82
3,34
0,24
0,55
0,02
2,24
0,08
2,91
0,06
0,17
0,04
0,07
0,43
0,26
0,55
0,42
0,13
1,59
1,43
1,98
0,49
0,18
0,08
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,71
1,32
0,85
1,58
0,01
0,33
0,56
0,24
0,08
0,14
0,00
0,02
2,58
0,00
0,29
0,04
0,08
0,61
0,42
0,50
0,62
2,03
0,88
0,26
0,68
0,20
0,88
0,80
1,89
0,99
0,64
0,54
0,97
1,07
0,78
0,02
0,60
1,01
0,01
0,04
0,70
0,83
3,34
0,24
0,55
0,02
2,24
0,08
2,92
0,06
0,17
0,04
0,07
0,43
0,26
0,55
0,42
0,13
1,59
1,43
1,99
0,49
0,18
0,08
0,02
0,02
0,00
0,01
0,04
0,09
0,00
0,71
1,32
0,85
1,58
0,01
0,33
0,56
0,24
0,08
0,14
0,00
0,02
2,58
0,00
1086,32
1086,33
1086,33
1086,34
1086,35
1086,36
1086,36
1086,37
1086,38
1086,38
1086,39
Lampiran E
Grafik Korelasi Penentuan Laju Produksi Awal (Qi)
Gambar E. 1
Grafik Korelasi Qpeak vs Date
Gambar E. 2
Grafik Korelasi Qpeak vs kh/Date
Gambar D. 3
Grafik kh vs PI
Tabel E- 1
Hasil Penentuan Laju Alir Awal Korelasi Qpeak vs Date
Sumur
Lapisan
Date
INF-01
INF-02
INF-03
INF-04
INF-05
INF-06
INF-07
INF-08
INF-09
INF-10
INF-11
INF-12
INF-13
G
G
G
G
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
L5
Jan-17
Mar-17
Jun-17
Sep-17
Dec-21
Jun-22
Dec-22
Jun-23
Dec-23
Jun-24
Dec-24
Jun-25
Jun-21
Qi
(bopd)
200,02
195,39
188,17
180,95
59,12
56,68
54,25
52,05
30,46
23,40
16,18
8,96
59,12
Tabel E- 2
Hasil Penentuan Laju Alir Awal Korelasi Qpeak vs kh/Date
Tabel E- 3
Hasil Penentuan Laju Alir Awal Korelasi kh vs PI
Sumur
Lapisan
INF-01
INF-02
INF-03
INF-04
INF-05
INF-06
INF-07
INF-08
INF-09
INF-10
INF-11
INF-12
INF-13
G
G
G
G
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
K1
L5
h
(ft)
6,9
7,1
7
7,1
21
23
23
24
28
22
20
24
5,5
k
(mD)
104,5
107
107
105
56,5
38
47
66
32
40
50
57
15
kh
(mD.ft)
721,05
759,70
749
745,50
1186,50
874
1081
1584
896
880
1000
1368
82,50
PI
1,59
1,17
1,45
2,13
1,20
1,18
1,34
1,84
1,62
1,59
1,81
2,47
0,11
Qi
(bopd)
2,14
1,58
1,95
2,86
1,62
1,59
1,81
2,47
30,46
23,40
16,18
8,96
0,15
Lampiran F
Langkah Awal Penggunaan Oilfield Manager Software
1.
Membuat database dalam format .mdb pada microsoft access.
2.
Input database dengan cara klik file > new workspace > pilih file database
yang digunakan.
3.
Klik fields yang akan digunakan pada analisa OFM dan sesuaikan table
dengan bentuk data.
4.
Klik OK lalu akan muncul basemap yang berisi nama sumur dan titik sumur
yang ada.
5.
Lakukan analisa yang dibutuhkan, seperti pembuatan grafik, pembuatan
report, pembuatan grid map, pembuatan base map, maupun forecasting
dengan analisa decline curve.
Menu analisa yang tersedia
pada OFM