## INFO TEKNIK Volume 21 No. 2 Desember 2020 (173-184)

## EVALUASI KEEKONOMIAN KERJA ULANG PINDAH LAPISAN DENGAN METODE PERFORASI SUMUR PRODUKSI
Arya Cahya Susilo 1 ; Rohima Sera Afifah 2 ; Eltimeyansi Chrisye Randanan 3 Karnila Willard 4 ; Sulardi 5
1) Alumni Program Studi Teknik Perminyakan, STT Migas Balikpapan 2,3,4,5) Program Studi Teknik Perminyakan, STT Migas Balikpapan e-mail : ari.susilo@medcoenergi.com

## ABSTRACT
The problem is that there is no certainty about the production capacity of the wells before  evaluating  the  performance  of  production  wells.  The  research  objective  was  to describe  the  condition  of  oil  and  gas  reserves  in  production  wells  and  an  economic picture  of  the  MBR  production  resources  after  the  recovery  period  by  moving  layers using the perforation method. This study used a used research method with a case study approach, namely the case that occurred in the MBR production well of PT. Medco E&P Tarakan  operation  area.  The  results  of  the  evaluation  of  production  capacity  after displacement recovery based on the analysis of logging data at a depth of 850 MZ, it is known that the initial oil reserves (OOIP) are 284,304 STB with a recovery factor of 25%. The  results  of  the  calculation  of  the  economic  indicator  for  the  proposed  perforation  of work to  move layers, the total  value of NPV.  15% was obtained in  the eighth  month in total  lifting  of  28,466,  namely  USD  123.561,  the  payout  time  for  this  work  was  1.8 months  with  an  IRR  of  340%  indicating  that  investment  has  the  potential  to  provide benefits.
Key words: Migratory perforation, initial oil reserves, economic evaluation.

## 1. PENDAHULUAN

## Gambaran Situasi
Sumur  produksi  MBR  telah  lima  tahun  lamanya  dihentikan  dari  operasinya  dan dilakukan  penutupan  sumur  karena  produksinya  sangat  rendah  dan  dinilai  tidak  efisien lagi  untuk  dilakukan  produksi.  Setelah  dihentikan  dari  operasinya  dalam  waktu  yang cukup  lama,  yakni  selama  lima  tahun  diperkirakan  sumur  telah  mengalami  pemulihan (recovery)  secara  alami  dan  untuk  itu  direncanakan  akan  diaktifkan  untuk  berproduksi kembali.  Sebelum  sumur  produksi  tersebut  diaktifkan  kembali  maka  dilakukan  evaluasi dengan dilakukan perhitungan keekonomian untuk memastikan kelayakan pengoperasian sumur  produksi  MBR  tersebut.  Sebelum  dihentikan  dari  opersi  produksinya  sumur produksi ini menghasilkan produksi gas hydrocarbon dan crude oil dengan kapasitas yang cukup  besar,  namun  lama  kelamaan  produksinya  terus  mengalami  penurunan  dan  pada
kondisi  terakhir  produksinya  sangat  sedikit  dan  dinilai  tidak  layak  lagi  dilakukan produksi.  Jika  setelah  recovery  dalam  waktu  yang  cukup  dan  diperkirakan  kapasitas produksi mulai normal maka sumur akan diproduksi kembali. Untuk itu maka dilakukan evaluasi  guna  mengetahui  kapasitas  produksi  gas  hydrocarbon  dan  crude  oil,  jika  hasil evaluasi menunjukan tingkat produksi yang positif maka sumur akan diproduksi, namun bila hasil evaluasi menunjukan hal yang sebaliknya taitu dengan kapasitas produksi yang negative maka rencana produksi akan dibatalkan.

## Permasalahan Penelitian
Permasalahan  yang dihadapi  dengan  rencana pengaktifan sumur produksi adalah tidak  adanya  kepastian  kapasitas  produksi  sumur  sebelum  dilakukan  evaluasi  kinerja sumur  produksi.  Evaluasi  kinerja  sumur  produksi  dimaksudkan  untuk  memperoleh gambaran  kapasitas  produksi  fluida  crude  oil  dan  gas  hydrocarbon  didalam  reservoir cadangan  sehingga  dapat  dilakukan  pengangkatan  produksi  (lifting)  dengan  baik  dan aman.
Penyebab  permasalahan  rendahnya  kapasitas  produksi  sumur  diprediksi  adalah akibat tersumbatkan perforasi casing sumur produksi sehingga menghalangi aliran fluida crude  oil  dan  gas  hydrocarbon  menuju  kedalam  reservoir  pengangkatan  produksi. Apabila  cadangan  fluida  crude  oil  dan  cadangan  hydrocarbon  direservoar  tidak  bisa mengalir ke reservoir produksi maka jumlah produksi akan tetap sangat sedikit dan tidak layak dilakukan produksi.
Dari  uraian  penyebab  malasah  diatas  diketahui  bahwa  penyebab  permasalahan dominan  adalah  adalah  faktor  alat,  yakni  kesulitan  aliran  produksi  dari  area  reservoir menuju  ke  reservoir  pengangkatan  produksi  (lifting)  karena  perforasi  pipa  casing tersumbat  kerak  (scale)  atau  sejenis.  Untuik  itulah  maka  penelitian  ini  penting  untuk dilakukan  guna  menemukan  jawaban  atas  pertanyaan  penelitian  dengan  metode  kerja ulang  pindah  lapisan  perforasi.  Dengan  inovasi  ini  diasumsikan  performasi  casing  akan terbuka dan aliran gas akan mengalir dengan mudah kedalam reservoir produksi. Apabila metode  perforasi  dilokasi  produksi  eksisting  tidak  berahasil  dengan  baik  akan  ditindak
lanjuti  dengan  pindah  lokasi  perforasi  casing  yang  lain  berdasarkan  data  loging  sumur produksi.

## Tujuan dan Manfaat Penelitian

## Tujuan Penelitian
Tujuan yang hendak dicapai melalui kegiatan penelitian ini adalah :
1.  Memberikan  gambaran  tentang  kondisi  cadangan  Migas  sumur  produksi  setelah masa recovery dengan pindah lapisan dengan metode perforasi
2.  Memberikan  gambaran  keekonomian  produksi  Migas  sumur  produksi  setelah recovery dengan metode pindah lapisan perforasi.
Penentuan  tujuan  penelitian  ini  didasarkan  atas  potensi  cadangan  Migas  pada  sumur produksi  menggunakan  data  kinerja  sumur  produksi  dan  data  loging  sumur  produksi. Besarnya oil recovery adalah besaran produksi oil and gas yang yang diproduksi dengan menggunakan  tenaga  dorong  alamiahnya.  Adapun  besaran  oil  recovery  factor  adalah  5- 30%  OOIP  untuk  solution  gas  drive,  20-40%  OOIP  untuk  gas  cap  drive,  dan  35-70% OOIP  untuk  water  drive.  Dimana  OOIP  ( original  oil  in  place )  adalah  jumlah  cadangan minyak  mula-mula  yang  menempati  reservoir.  Untuk  itu  penelitian  pemting  untuk dilakukan  dengan    judul  penelitian  :  Evaluasi  keekonomian  kerja  ulang  pindah  lapisan dengan metode perforasi sumur produksi.

## 2. DASAR TEORI

## Dasar Perhitungan Cadangan Migas
Perhitungan  cadangan  Migas  didalam  sumur  produksi  dapat  ditentukan  dengan menggunakan  berbagai  metode  volumetric  tergantung  pada  ketersediaan  data  dan informasi  reservoir  bersangkutan  yang  mendukung  metode  tersebut.  Metode  volumetric dapat digunakan jika data geologi, data log dan atau data core tersedia.

## Cadangan Minyak Mula-Mula (Original Oil In Place, OOIP)
Original Oil In Place (OOIP) adalah jumlah minyak mula-mula yang menempati sebuah reservoir, dimana tidak ada kaitannya dengan kelakuan reservoir tersebut. Apabila volume  batuan  reservoir  total  (Vb)  telah  dihitung  dengan  bantuan  peta  cadangan,  maka
volume  minyak  mula-mula  yang  terakumulasi  di  reservoir  dapat  dihitung  dengan menggunakan metode volumetric yang ditentukan dengan persamaan berikut :

## OOIP =
Dimana, Vb adalah volume total batuan = 7758 x A x h, adalah  porositas  fraksi,  Swi adalah saturasi air awal fraksi, dan Boi adalah faktor volume formasi minyak (bbl/stb).

## Recovery Factor (RF)
Recovery Factor (RF) adalah besarnya minyak yang dapat diproduksikan dengan menggunakan tenaga dorong alamiahnya. Besarnya recovery factor ini tergantung kepada jenis  tenaga  dorong  alamiahnya.  Jadi recovery  factor merupakan  perbandingan  antara estimated  utimated  recovery atau  Npmax  berbanding Original  Oil  In  Place  (OOIP) disimbolkan  dengan  N.  Recovery  factor  ini  diukur  berdasarkan  karakteristik  tekanan, solution gas drive, gas gap drive dan water drive sehingga diketahui bagaimana sifat-sifat sumur  produksi  memerlukan  pompa  pada  saat  awal  produksi,  waktu  pengaliran  dan produksi  tetap  mengalir  terus  dengan  tingkat  produksi  yang  tinggi.  Tolok  ukur  oil recovery  adalah  3-30%  OOIP,  20-40%  OOIP  dan  35-OOIP,  masing-masing  untuk  gas drive, gas cap drive dan water drive.

## Ultimate Recovery (UR)
Ultimate  Recovery  (UR)  merupakan  suatu  harga  taksiran  tertinggi  dari  jumlah minyak di reservoir yang dapat diproduksikan ke permukaan selama life time-nya. Harga ultimate recovery dapat berubah-ubah berdasarkan hasil evaluasi terbaru trgantung pada kemajuan  teknologi.  Symbol  yang  digunakan  dalam  Npmax  untuk  minyak  dan  Gpmax untuk gas. Maka persamaan untuk menghitung ultimate recovery adalah : UR   =  RF  x N. Dimana, RF adalah Recovery Factor, dan N adalah Original Oil In Place (OOIP)

## Remaining Reserves (RR)
Remaining  Reserves  (RR)  adalah  besarnya  minyak  pada  reservoir  yang  masih belum  diproduksikan  sehingga  dapat  dikatakan  cadangan  minyak  yang  masih  dapat diproduksi.
Maka  persamaan  untuk  menghitung remaining  reserve (RR)  =    N    -    Npmax.  Dimana, Npmax adalah Estimated ultimate recovery, dan N   adalah Original Oil In Place (OOIP)

## Ekonomi Migas
Didalam  ekonomi  Migas  keputusan  penanaman  modal  ( investment )  didasarkan pada  keuntungan  yang  diperoleh.  Indikator  keuntungan  diperlukan  sebagai  parameter untuk  pengambilan  keputusan.  Untuk  menilai  ekonomi  suatu  proyek  atau  prospek  perlu dilihat  semua  aspek  dari  pengeluaran  dan  pendapatan  sepanjang  umur  proyek  tersebut, sehingga  penilaian  suatu  proyek  akan  didasarkan  kepada  pendapatan  selama  siklus proyek  itu  masih  berjalan  sampai  dengan  pengeluaran  dan  pendapatan  sama  atau mendekati sama.    Evaluasi  keekonomian dilakukan dengan rumus ekonomi teknik  yang terdiri dari NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), dan POT (Pay Out Time).

## 3. METODE PENELITIAN

## Lokasi Penelitian
Penelitian  ini  diarea  sumur  produksi  PT.  Medco  Ekplorasi  &  produksi  (Medco EP)  MBR  daerah  operasi  Kelurahan  Mamburungan  Timur,  Kota  Tarakan.  Penelitian dilakukan  selama  8  (delapan)  bulan  sejak  bulan  Maret  –  Oktober  2019.  Lokasi  sumur produksi MBR sebagaimana tersaji pada gambar 1.

## Metode Penelitian
Untuk melakukan pembuktian cadangan baru dari sumur MBR dengan melakukan perforasi  kerja  ulang  pindah  lapisan  maka  di  butuhkan  data-data  seperti  data  mud  log, data  histori  sumur  dan  data  sekunder  berupa  histori  produksi.  Pengumpulan  data    well history sumur produksi MBR meliputi data sumur MBR selama 13 tahun, terhitung sejak bulan  Nopember  2005  sampai  dengan  periode  bulan  Mei  2018.  Data  ini  sebagai  dasar perhitungan  perforasi  dengan  metode  pindah  lapisan.  Untuk  memprediksi  keberadaan fluida hydrocarbon dalam suatu formasi digunakan data log diatas resistivity log sebagai acuan.    Resistivity  log  terdiri  dari  2  jenis  garis  yaitu  Rt  (Resistivitas  formasi)  dan  Rxo. Nilai  Rt  didapat  dari  alat  ILD  (Induction  Long  Deep)  yang  merupakan  alat  untuk mengetahui  resistivity  formasi  yang  berada  di  uninvaded  zone  atau  zona  yang  tidak terkontaminasi  oleh  lumpur  pemboran,  sedangkan  Rxo  dihasilkan  oleh  ILM  (Induction long  Medium)  yang  membaca  nilai  resistivity  pada  invaded  zone  atau  zona  invasi  yang masih dipengaruhi oleh lumpur pemboran.

## Pendekatan Penelitian
Metode penelitian  yang digunakan pada penelitian ini adalah penelitian terpakai, yakni  pengukuran  investasi  dengan  terapan  ekonomi  teknik.  Metode  pendekatan  yang digunakan  dalam  penelitian  adalah  metode  pendekatan  studi  kasus  dalam  mata  kuliah manajemen  industri  dan  ekonomi  minyak  gas  bumi  (MIEM).  Indikator  evaluasi keekonomian dilakukan dengan pendekatan rumus-rumus ekonomi teknik meliputi NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), dan POT (Pay Out Time).

## 3. HASIL DAN PEMBAHASAN

## Hasil Penelitian
Hasil  penelitian  dan  penelusuran  data  menunjukan  data  secara  historikal  kapasitas produksi sumur produksi MBR sebagaimana tersaji pada tabel. 1
Tabel. 1 Data Production History sumur MBR Zone Initial Test Last Test Cumulative Production 2400 MZ 7.4  MMSCFD,  FTHP  413 psi at 28/64” choke (Dec-05) 1.8  MMSCFD,  FTHP  650  psi  at 48/64” choke (Jun-06) 891 MMSCF 2250 MZ 5.5  MMSCFD,  FTHP  2120 psi at 20/64” choke (Jun-06) 0.9  MMSCFD,  698  BOPD, FTHP  540  psi  at  24/64”  choke (Jul-07) 462 MMSCF 1650 MZ 1,119 BOPD, 5% WC, FTHP 690 psi at 18/64” choke (Oct-07) 6 BOPD, 99% WC, FTHP 70 psi at 22/64” choke (Oct-11) 693 MBO 2150 MZ 1.31  MMSCFD,  7.1  BWPD, FTHP  2200  psi  at  16/64” choke (Nov-11) 0.28  MMSCF,  349  BWPD, FTHP  210  psi  at  30/64”  choke (Jun-12) 98 MMSCF 1540 MZ 86  BOPD,  73%  WC,  FTHP 210 psi at 30/64” choke (Jul-12) 41  BOPD,  90%  WC,  FTHP  40 psi  at  22/64”  choke  then  static (Sep-12)  and  SBHP  concluded water (Apr-13) 0.575 MBO 1550 MZ 375 BOPD, 46% WC, FTHP 330 psi at 18/64” choke (Nov-13) 46  BOPD,  96%  WC,  FTHP  65 psi at 40/64” choke (Jan-16) then swab well concluded 100%WC (Feb-16) 71 MBO, 11.4 MMSCF 1510 MZ Water 800 MZ Water 2240 MZ 0.67  MMSCFD,  FTHP  2200 psi at 14/64” choke (Jan-17) 0.46 MMSCFD, FTHP 690 psi at 20/64” choke (Jan-17) 13 MMSCF 2200 MZ Gas was only produced for 3 days, no production data reported 670 MZ 0.72 MMSCFD, 259 BWPD, FTHP  720  psi  at  18/64” choke (Feb-18) 0.34  MMSCFD,  487  BWPD, FTHP 380 psi at 18/64” choke (May-18) 46 MMSCF
Hasil  penelusuran  juga  menunjukan  data  kinerja  produksi  sumur  produksi  MBR sebagaimana tergambarkan pada gambar. 2 berikut.
Gambar. 2 Data kinerja sumur produksi MBR (Sumber : Susilo Arya Cahya (2020)
Data Open hole and Mud Log sumur produksi MBR pada kedalaman 791 -792,5 m-MD sebagaimana tergambarkan pada gambar. 3 sebagai berikut.
Gambar. 3 Data open hole dan mud loge Sumur MBR pada kedalaman 791-792,5m-MD (Sumber : Susilo Arya Cahya (2020)
Kurva  RHOB  yang  mengukur  berat  jenis  matriks  batuan  reservoir  dikalibrasikan  pada berat jenis matriks batuan (batu gamping = 2,71 dan batu pasir = 2,65) serta diukur pada lumpur pemboran yang digunakan dalam pemboran (ρf). Perhitungan porositas effective (ØD),  menunjukan  ØD  =  ( ⍴ ma- ⍴ b)/( ⍴ ma- ⍴ f)  =  (2,65-(10,25  x  2,71/20))/(2,65-1,1)  =
0.00 0.01 0.10 1.00 10.00 1 10 100 1000 10000 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13 Jan-14 Jan-15 Jan-16 Jan-17 Jan-18 Jan -19 MMSC FD BOPD Oil Rate Gas Rate
0,82.  Sehingga    ØDcorr  =  ØD  –  (ØDcl  x  Vcl)  =  0,82  –  ((16,75  x    2,71/20)  x(  (40  - 30)/(90-30))) = 0,82 – (2,27 x 0,16) = 0,45. Porositas Neutron (ØN), menunjukan  nilai hasil perhitungan ØN= (1,02 x ØNlog) + 0,0425 = 0,195. Nilai ØNcorr = ØN – (ØNclay x  Vclay)  =  0,195  –  ((8  x    0,6/20)  x  0,16)  =  0,157.  Harga  porositas  batuan  menunjukan hasil perhitungan, Øe  = √ (( 〖 ØDcorr 〗 ^2- 〖 ØNcorr 〗 ^2)/2)  = √ (( 〖 0,45 〗 ^2- 〖
0,157 〗 ^2)/2) = 29,8 %. Volume hydrocarbon mula-mula (OOIP) pada reservoir formasi 850  MZ  berdasarkan  perhitungan  dengan  metode  volumetris  menunjukan,  Vb    =  7758x 328 = 2.544.115 Acre.ft; Ø    = 0,298; Swi = 0,55 dan Boi  = 1,2 bbl/stb. OOIP = (Vb x Ø x ( 1-Swi ))/Boi = (2.544.115 x ( 1-0,298 ))/1,2 = 284.304 STB. 850 MZ di sumur MBR adalah salah satu virgin reservoir di lapangan X yang memiliki OOIP 284.304 STB.
Prosedur yang direkomendasi untuk work over (WO) dilakukan sebagai berikut :
a. Squeezed zone 670 MZ (630-635 m-MD)
b. DOC until depth 2164 m-MD
c. Squeezed zone 2200 MZ (2106-2107 m-MD)
d. Run GR-CNL from 600 – 2164 m-MD
e. Perforate  zone  850  MZ  (791-792.5  m-MD)  (1)  If  the  well  is  able  to  flow  with minimum  rate  250  BLPD  and  water  cut  less  than  75%,  continue  to  step  7,  dan  (2) Otherwise, swab well, go step 6 (if necessary)
f. Install ESP with sand screen (Attachment F)
g. RDMO. Produce the well.

## Pembahasan
Hasil perhitungan indikator keekonomian menunjukan bahwa nilai total NPV. 15% pada bulan  ke  delapan  di  total  lifting  28.466  BO  yaitu  USD  123.561  dengan  IRR  340%  . Korelasi antara NPV dengan IRR menunjukan POT pada proposed perforasi ini yaitu 1,8 bulan,  dengan  kata  lain  dimana  cumulative  case  flow  sama  dengan  nol.  Dibawah  ini grafik POT yang tergambarkan selama 8 bulan produksi pasca recovery sumur MBR.
Pemilihan  sumur  produksi  MBR  berdasarkan  data  logging  untuk  di  perforasi  kemudian hasil perforasi kerja ulang pindah lapisan di evaluasi berdasarkan indikator ekonomi ( Net Present  Value,  Internal  Rate  of  Return dan Pay  Out  Time  Net) .  Setelah  dilakukan
perforasi pada interval 791-792,5 m-MD, sumur MBR dapat berproduksi  secara natural flow. Sumur  MBR  termasuk  kedalam  Cluster  A.  Sifat Reservoir  pressure pada  formasi tarakan  bertipe  sandstone  dengan  permeability  10  –  800  mD,  rata  –  rata  porositas  18% (gas) – 21% (Oil), perkiraan tekanan reservoir berkisar 197 – 1420 psig, temperature 180 o F dengan ketebalan pasir antara 2 – 15 meter.
Pengajuan workover change layer dengan perforasi pada zona 850 MZ dikuatkan dengan data-data  hasil  dari  beberapa  parameter  reservoir  yang  baik  untuk  mengembalikan produksi  sumur  MBR.  Dari  hasil  pembacaan  data  log  sumur  MBR  didapat  kurva resistivitas ILD menunjukkan angka ± 800 (16x50) sedangkan kurva ILM menunjukkan angka yang tinggi ± 1600 (32x50) ohm. Kemudian untuk hasil pembacaan log gamma ray didapatkan  nilai  yg  rendah  ±  40  dimana  menurut  referensi  karakteristik  respon  sinar gamma  terhadap  batuan,  nilai  tersebut  merepresentasikan  atau  dapat  dikatakan  lapisan yang  permeable  non  shale  (batu  pasir).  Hasil  perhitungan  porositas  effective  dari  hasil pembacaan kurva RHOB dan NPHI didapatkan nilai 29,8%, menurut referensi klasifikasi porositas minyak dan  gas,  nilai  porositas pada  formasi  tersebut  bisa dikatakan istimewa (excellent). Berdasarkan teori porositas,  semakin besar porositasnya maka semakin besar juga  volume  hydrocarbon  yang  dapat  terakumulasi  didalamnya  yang  disederhanakan dalam  pengertian  perbandingan  antara  volume  pori  batuan  dengan  volume  total  batuan dihitung dalam fraksi.
Cadangan  minyak  mula-mula (OOIP) yang  menempati reservoir formasi  850  MZ berdasarkan  perhitungan  dengan  metode  Volumetris  yaitu  284.304  STB  .  Besarnya minyak  yang  dapat  diproduksikan  dengan  menggunakan  tenaga  dorong  alamiahnya (Recovery  factor)  yaitu  25% sehingga  zona  ini  masih  memiliki  cadangan  yang  dapat diproduksikan (Estimate  Ultimate  Recovery=EUR) sebesar  71.076  BO.  Berdasarkan pertimbangan  ini,  disarankan  untuk  squezee  semua  interval  yang  terbuka  (670  MZ  dan 2200  MZ),  menjalankan  GR-CNL,  dan  melubangi/perforasi  zona  850  MZ  pada  interval 791-792,5 m-MD. Jika sumur tidak bisa mengalir secara alami, maka  lakukan swab test dan  instal  ESP  dengan  sand  screen.  Target  liquid  rate  menggunakan  ESP  adalah  1000 BLPD dengan perkiraan 90% WC (oil rate of 100 BOPD).
Perhitungan  skema  bagi  hasil  dari  hasil  perforasi  kerja  ulang  pindah  lapisan  pada  zona 850 MZ dengan skema bagi hasil dan referensi data perhitungan cash flow serta history produksi  sumur  MBR  pada  lampiran  A  didapatkan  Total  Net  Cash  Flow/  Net  Income selama  8  bulan  yaitu  USD  142.095  dengan  total  cost  recoverable  (Operating  cost  + depreciation) USD 558.340, contractor’s cumulative cash flow USD 812.081 (Persentasi bagi hasil 48%) dan Government’s Cumulative Cash Flow USD 895.489 (Persentasi bagi hasil 52%). Hasil perhitungan indikator ekonomi, yang mana indikator ekonomi ini untuk menentukan  layak  atau  tidaknya proposed perforasi  kerja  ulang  pindah  lapisan  sumur MBR, didapatkan nilai total NPV. 15% pada bulan ke delapan di total lifting 28.466 BO yaitu  USD  123.561,  Payout  time  pekerjaan  ini  1,8  bulan  dengan  IRR.340%.  Artinya proyek  ini  layak  dan  memberikan  keuntungan  lebih  dari  harga  dipakai  sebagai  batas ambang bawah yaitu sekitar 20-30%.

## 4. KESIMPULAN
Dari  hasil  analisa  data  logging  dan  evaluasi  perforasi  kerja  ulang  pindah  lapisan  secara komprehensif pada sumur produksi MBR, dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut :
a. Hasil  analisa  data  logging  pada  kedalaman  850  MZ  didapatkan  hasil  perhitungan porositas  effective  dari  hasil  pembacaan  kurva  RHOB  dan  NPHI  didapatkan  nilai 29,8%,  Cadangan  minyak  mula-mula (OOIP) 284.304  STB  dengan recovery  factor 25% sehingga zona ini masih memiliki cadangan yang dapat diproduksikan (Estimate Ultimate Recovery=EUR) sebesar 71.076 BO.
b. Hasil  perhitungan  indikator  ekonomi proposed perforasi  kerja  ulang  pindah  lapisan sumur  MBR,  didapatkan  nilai  total  NPV.  15%  pada  bulan  ke  delapan  di  total  lifting 28.466  yaitu  USD  123.561,  Payout  time  pekerjaan  ini  1,8  bulan  dengan  IRR  340%, dimana  investasi  layak  diteruskan  dan  berpotensi  memberikan  benefit  kepada perusahaan.

## 5. DAFTAR  PUSTAKA
Ariadji,  T.  (2016). Perencanaan  Pengembangan  Lapangan  Migas Institute  Teknologi Bandung, Bandung
Asquith,  G.  B.,  dan  Krygowsky  D,A,,  2004, Basic  Well  Log  Analysis,  Second  Edition , Tulsa, Oklahoma: AAPG, AAPG Methods in Exploration series 16.
Babusiaux,  D.,  2004,  Oil  and  Gas  Exploration  and  Production  –  Reserves,  Costs,
Contracts, Institut Français du Pétrole
Giatman, M. 2011. Ekonomi Teknik, PT. Raja Grafindo, Jakarta
Golan, M. and Whitson, C.H. (1991) . Well Performance (2nd Ed.)
I Nyoman Pujawan, 2003, Ekonomi Teknik, BP Guna Widya, Jakarta
Johnston,  D., 2005, International  Petroleum  Fiscal  Systems  and  Production  Sharing Contracts , Daniel Johnston & co. Inc., New Hampshire
Koesoemadinata, 1978, Geologi Minyak dan Gas Bumi, Istitut Teknologi Bandung
Partowidagdo,  W.,  2008, Peningkatan  Produksi,  Investasi  dan  Kemampuan  Nasional Hulu Migas , Seminar Migas Nasional, Majalah E&M, Jakarta
Partowidagdo, W., 2002, Manajemen dan Ekonomi Migas , Program  Pascasarjana Studi Pembangunan ITB, Bandung
Rider M, 1996, The Geological Interpertation of Well Logs, Caithness, Scotland
Rudi Rubiandini, 2018, Industri Hulu Migas dan Bagi Hasil, Suka Printing
Sulardi  dkk, 2020, Manajemen  Industri dan Ekonomi Migas,  Sekolah  Tinggi  Teknologi Migas, Balikpapan
Sulardi dkk, 2020, Manajemen Industri, Penerbit Nusa Litera Inspirasi, Kab. Cirebon
Seba,  R.D.,  2003, Economics  of  Worldwide  Petroleum  Production ,  Oil  and  Gas Consultants International Publications, Tulsa, Oklahoma
Sumani  Sambodho,  2006.  Ekonomi  dan  Manajemen  Teknik,  Penerbit  Graha  Ilmu, Yogyakarta.