Reservoir-asmall
Implementasi Reservoir Management untuk Reservoir Karbonat
Studi Kasus: Lapangan Sopa

Salis S. Aprilian
Keteknikan Reservoir, PERTAMINA OEP Prabumulih


KATA KUNCI: Reservoir, Management, Karbonat, Sopa

INTISARI

Tulisan ini membahas mengenai pentingnya penanganan reservoir (reservoir management) sejak dini khususnya pada reservoir karbonat yang memang memiliki karakteristik yang unik jika dibandingkan dengan batuan reservoir lainnya. Perbedaan cara penanganan terletak pada rencana pengembangannya (plan of development, P.O.D), terutama bagaimana mengoptimalkan perolehan minyak atau gas dari sistem karbonat yang sangat heterogen. Kajian ini mengambil contoh kasus pada Struktur Sopa sebagai struktur baru yang pernah dijadikan primadona di OEP Prabumulih. Hasil pembahasan ini diharapkan akan bermanfaat bagi pengembangan reservoir karbonat lainnya.
Reservoir

Reservoir pada Struktur Sopa merupakan batuan karbonat yang ditemukan tahun 1997 pada Formasi Baturaja (BRF). Dari hasil studi simulasi reservoir terbaru, berdasarkan data seismik 3D dan 12 sumur produksi, diperoleh kesimpulan bahwa reservoir ini memiliki mekanisme pendorong hanya dari gas terlarut (Solution Gas Drive) dan tekanan reservoir telah turun secara drastis hingga jauh di bawah tekanan titik gelembungnya (bubble point pressure). Kondisi ini  memerlukan usaha pressure maintenance untuk mengembalikan (mempertahankan) tekanan reservoir tersebut. Berdasarkan studi ini diperkirakan akan didapat tambahan perolehan minyak dari primary recovery sekitar 10 % (terhadap total OOIP sebesar 108 MMSTB) menjadi 28 % apabila dilakukan injeksi air sebanyak 40.000 BWPD melalui 6 sumur injeksi.

Dengan latar belakang masalah tersebut, perlu diterapkan suatu strategi raservoir management yang baik sesuai kaidah keteknikan reservoir yang baku. Dengan implementasi ini diharapkan sasaran produksi dan maximum recovery akan tercapai.
Secara operasional maupun keekonomian, hasil kajian ini telah banyak mengubah skenario awal dari rencana pengembangan Struktur Sopa, terutama adanya perubahan sasaran produksi dan jumlah sumur produksi, yang sedianya direncanakan berjumlah 56 sumur menjadi 31 sumur. Selain itu, keberhasilan peningkatan recovery sangat tergantung dari pemenuhan kebutuhan injeksi air, sehingga proyek pressure maintenance tersebut menjadi prioritas utama.

PENDAHULUAN

Reservoir Management didefiniskan sebagai sebuah pengelolaan reservoir secara terencana, konsisten dan berkesinambungan untuk memaksimalkan keuntungan (benefits) dari suatu reservoir (migas)1). Pada tahap implementasi, hal ini akan sangat tergantung dari pemanfaatan sumberdaya manusia (SDM), teknologi, peralatan, dan finansial untuk memaksimalkan keuntungan (profit) dengan cara mengoptimalkan produksi dan meminimalkan biaya operasi dan investasi. Reservoir management harus dilakukan sejak aktivitas eksplorasi, kemudian reservoir tersebut ditemukan, dikembangkan, diproduksikan, sampai akhirnya ditinggalkan (setelah dinilai tidak ekonomis lagi). Dalam prakteknya tentunya harus menganut kaidah petroleum engineering yang baku dan benar, meliputi proses-proses: perencanaan; implementasi dari rencana-rencan tersebut; pemantauan terhadap unjuk kerja; penilaian; dan revisi terhadap rencana/strategi bilamana diperlukan.
                Suatu pendekatan “synergy team” dalam petroleum reservoir management telah dibahas panjang lebar oleh Satter dan Thakur1,2).  Hal yang berkali-kali ditekankan adalah pentingnya sebuah team work antar personel dari berbagai disiplin ilmu yang terlibat dalam aktivitas perminyakan, yakni geophysicist, geologists, petroleum engineers, dan lain-lain. Juga, adanya interaksi yang efektif dan efisien di antara management, engineering, geoscience, dan fungsi penunjang. Suatu contoh, data geologi dan keteknikan reservoir/produksi akan digunakan oleh ahli geofisika untuk meyakinkan adanya perkembangan reservoir yang memungkinkan untuk menambah bor baru. Di lain fihak, hasil interpretasi data seismik dapat digunakan oleh ahli reservoir untuk menilai cadangan, spasi sumur, unjuk kerja sumur, dan lain-lain. Interpretasi awal suatu survei seismik 3-D, misalnya, akan sangat mempengaruhi rencana awal pengembangan  suatu lapangan. Namun, dengan bertambahnya engineering data dan informasi, suatu interpretasi dapat direvisi dan disempurnakan terus menerus. Adalah bukan hal yang tabu apabila ternyata dalam plan of further development (POFD) banyak berubah dari rencana awal.
                Berbicara mengenai penanganan reservoir karbonat, akan menjadi naif apabila tidak terlebih dulu mengetahui karakteristik batuan karbonat itu sendiri. Keheterogenan karakter yang melekat pada sifat batuan karbonat yang dibawanya sejak awal pembentukannya, dan sepanjang pengembangannya, menyebabkan kita harus ekstra hati-hati dalam menyusun rencana pengembangan, memproduksikannya, merawatnya, dan mengelolanya.
                Suatu contoh yang akan dibahas pada tulisan ini adalah mengenai pengelolaan reservoir (reservoir management) Lapangan Sopa yang merupakan reservoir karbonat yang masih aktif memproduksikan minyak dan gas.

LATAR BELAKANG

Pada bukunya, Dickey3) menyebutkan bahwa minyak di batuan karbonat pertama kali ditemukan di Ontario pada tahuan 1850an, dan di Ohio dan Indiana pada tahun 1880an. Pada tahun 1920an sampai dengan 1940an batuan karbonat sebagai reseroir minyak yang cukup besar ditemukan di West Texas, Iran dan Saudi Arabia.
Batuan karbonat merupakan sebutan yang umum untuk limestone, untuk menghindari pembedaan antara dolomite (yang sudah mengalami perubahan komposisi kimia karena penggantian kalsium oleh magnesium) dan limestone murni (kalsium karbonat). Batuan karbonat dapat dibedakan dari batuan pasir (sandstone) dalam banyak hal, di antaranya:
   asal pembentukannya (karbonat terbentuk dari sisa-sisa jasad renik binatang dan/atau tumbuhan (shellfish dan algae);
   lokasi pembetukannya (umumnya karbonat ditemukan dekat dengan tempat asal pembentukan-nya, tanpa ditransportasikan dan diendapkan seperti batuan pasir);
   bahwa kalsium karbonat sebagai bagian inti dari karbonat dapat dengan mudah terlarutkan oleh air, sehingga sangat mungkin terjadi pelarutan dan kristalisasi kembali (recrystallization) setelah batuan ini terbentuk. Pelarutan ini mengakibatkan terbentuknya kavitasi sehingga dapat menyimpan minyak dalam jumlah yang banyak. Selain itu, karena sifat batuan karbonat yang lebih rentan (brittle) terhadap patahan dan pelipatan, dibandingkan dengan sandstone, maka akan memungkinkan terbentuknya rekahan (fractures) yang dapat sebagai jalan untuk mengalirkan fluida reservoir (minyak, gas, atau air).
Secara terminalogi, Dunham membuat klasifikasi batuan karbonat berdasarkan jumlah dan ukuran butiran partikel (grains), yaitu: mudstone, wackstone, packstone, grainstone, boundstone, dan crystalline carbonate3). Klasifikasi ini hanyalah salah satu dari sekian banyak klasifikasi yang telah dibuat beberapa ahli karbonat, dan ini sangat umum digunakan dalam industri perminyakan. Apabila dilihat dari lokasi pembentukannya, lingkungan deposit batuan karbonat dapat diilustrasikan seperti pada Gambar-1, yang secara umum terbagi menjadi 3 (tiga) daerah, yakni shelf, slope, dan basin. Arah dan pengembangan lateral pada beberapa depositional environments dapat diprediksi dengan baik. Pengalaman mengatakan beberapa reservoir dapat ditemukan berdasarkan analisis detail mengenai lingkungan pengendapan ini. Masing-masing lingkungan pengendapan memiliki ciri khas pada tekstur, organic matters, butiran dan material, dan lain-lain. Hal ini antara lain karena pengaruh kekuatan arus saat pengendapan, posisi kemiringan, dan kandungan oksigen dalam air. 
Dalam perkembangannya, limestone akan mengalami diagenesis apabila bereaksi dengan air (H2O) atau dengan unsur lain, misalnya magnesium. Proses ini dikenal sebagai proses Lithification dan Dolomitization. Litifikasi terjadi apabila kalsium karbonat berekasi dengan karbon dioksida, CO2, (yang terlarut dalam air) membentuk carbonic acid (H2CO3) yang akan mengubah kalsium karbonat (CaCO3) menjadi kalsium bikarbonat, Ca(HCO3)2. Kalsium bikarbonat ini sangat mudah larut dalam air dibandingkan dengan kalsium karbonat. Pembentukan kristal CaCO3 maupun pelarutannya sangat tergantung dari kondisi dalam larutan air. Faktor yang paling mempengaruhi adalah tingkat keasaman (pH)-nya. Sedikit perubahan pada pH (yang juga akan mengubah potensi oksidasi-reduksi) akan menyebabkan kalsium karbonat mengendap atau melarut. Proses (reaksi) ini akan mempengaruhi besaran porositas dan permeabilitas batuan karbonat. Seperti halnya batuan pasir, kedua parameter ini dikontrol oleh arus dan gelombang pada saat pengendapan awal (original depositioinal environments), namun pada perkembangannya akan sangat cepat berubah karena adanya proses diagenesis kalsium karbonat sehingga membentuk secondary crystalline calcite yang akan menghancurkan porositas batuan. Di lain pihak, impermeable lime mud seringkali berubah menjadi kristal-kristal dolomit yang memiliki permeabilitas yang sangat bagus. Adapun dolomitisasi adalah perubahan limestone secara parsial maupun keseluruhan menjadi dolomit. Dolomit mempunyai komposisi CaMg(CO3) 2 dan secara kristalografi serupa dengan kalsit, namun lebih besar densitasnya, sukar larut dalam air, dan lebih mudah patah (brittle). Secara umum, dolomit lebih porous dan permeable dibandingkan limestone.
Perbedaan batuan karbonat dengan batuan pasir terutama adalah pada tipe pori-pori batuannya. Oleh karena batuan karbonat sangat soluble dan brittle, maka batuan ini seringkali memiliki porositas yang sangat besar, yang dikenal dengan “channels” atau “vugs”. Karena sifat repuhnya (brittle), maka pada batuan karbonat sering dijumpai rekahan-rekahan (fractures). Dengan demikian, batuan karbonat hampir selalu, namun tidak berarti selamanya, memiliki apa yang disebut “secondary porosity” yang mungkin lebih besar dari porositas awalnya (interstitial atau matrix porosity). Rekahan-rekahan ini barangkali hanya menyokong sedikit pada besaran porositas, namun sangat berarti dalam memperbesar permeabilitas. Parameter terakhir ini sangat mempengaruhi aliran fluida di dalam reservoir. Choquette dan Pray mengklasifikasikan pori-pori batuan karbonat kedalam 15 (limabelas) pore types, dan beberapa di antaranya  sering digunakan dalam industri perminyakan, seperti: moldic, fracture, channel, vug, dan cavern.
Fracture porosity dapat terjadi pada batuan pasir maupun karbonat, atau bahkan pada batuan vulkanik (basement). Pada batuan karbonat, apabila batuan ini terlipat atau terpatah (folded atau faulted) maka akan terbentuk rekahan-rekahan sepanjang bidang datarnya. Rekahan ini akan sangat tergantung dari posisi tarikan atau tekanan (compressional or tensional stress environments) yang ada. Apabila terjadi pada daerah kompresi, biasanya berada sepanjang patahan (faults) dan pelipatan yang sangat tajam (sharp folds), maka rekahan yang terjadi akan sangat rapat. Hal ini tidak akan berpengaruh banyak pada besaran porositas dan permeabilitas. Sehingga, reservoir minyak pada daerah ini bisa jadi tidak komersial. Namun sebaliknya, apabila patahan atau pelipatan terjadi pada daerah tarikan (tension) maka akan menghasilkan rekahan-rekahan yang sangat potensial menjadi reservoir minyak yang besar. Daerah seperti ini biasanya terjadi pada suatu pelipatan antiklinal, dimana rekahan tensional akan tegak lurus dengan lapisan, baik parallel maupun tegak lurus dengan arah pelipatan.
Rekahan umumnya mempunyai volume lebih kecil dari 1% dari volume batuan, sementara matrik batuan mungkin memiliki porositas 5 – 10%. Dengan demikian rekahan lebih mempengaruhi besaran permeabilitas dari pada porositas batuan. Sebagai gambaran, permeabilitas suatu matrik batuan tanpa rekahan mungkin hanya sekitar 0.01 darcy, dan permeabilitas pada rekahan selebar 0.1 mm bisa mencapai 833 darcy4).
Hal yang menentukan/membedakan karak-teristik batuan karbonat adalah urutan pengendapan (sedimentary sequence) yang sangat erat hubungannya dengan lingkungan pengendapan dan energi kinetiknya pada saat pengendapan5). Selanjutnya, perkembangan carbonate sequences sangat dikontrol oleh evolusi dari sedimentary basin. Lingkungan pengendapan akan memiliki perkembangan ke arah lateral dan vertical pada ruang dan waktu tertentu yang menghasilkan suatu tubuh batuan sedimen tertentu.  Dengan demikian, mengenali geometri suatu tubuh batuan karbonat dapat merekonstruksi evolusi basin (baik dalam kondisi statik maupun dinamik). Secara umum skematik diagram alir dalam kajian carbonate deposits ditunjukkan pada Tabel-1. Kajian ini didasarkan pada pembandingan karakteristik endapan terhadap keseluruhan sedimentary sequence. Pendekatan pertama, mengidentifikasi lingkungan pengendapan. Selanjutnya, menghubungkan antara endapan dan evolusi dari kondisi geologi pada saat itu. Pendekatan ini membandingkan batuan sedimen dan kondisi basinnya terhadap lingkungan terkini (modern environments) dan proses-proses yang menyertainya. Hasil akhir kajian ini adalah sebuah rekonstruksi  berupa “block diagram” yang menggam-barkan lingkungan pengendapan, seperti ditunjukkan pada Gambar-1.
Berdasarkan kekhasan karakterstik batuan karbonat tersebut, yang selanjutnya berpotensi sebagai reservoir migas, maka dalam mengembangkan suatu lapangan (field development) semacam ini  memerlukan pengelolaan reservoir (reservoir management) dengan perhatian dan pendekatan yang khusus.  Berbeda dengan reservoir batuan pasir, heterogintas karakter reservoir karbonat bisa sangat kompleks. Bukan saja karena proses dan lingkungan pembentukannya yang sangat berbeda, namun juga adanya kemungkinan perkembangan yang jauh dari kondisi origin-nya karena proses diagenesis (litifikasi, dolomitisasi) dan perekahan yang diakibatkan oleh adanya patahan maupun pelipatan.
Dari sisi reservoir management, kehati-hatian dalam menyusun plan of development (POD) maupun plan of further development (POFD) haruslah berangkat dari analisis geologi dan melibatkan reservoir engineering’s sense yang terintegrasi dalam merekonstruksi depositional environments
METODA YANG DIUSULKAN
Dalam membuat rekonstruksi lingkungan pengendapan batuan karbonat, sebagai awal dari kajian yang dilakukan, pertama adalah menganalisis sifat fisik batuan (petrophysical analysis), seperti porositas, permebilitas horizontal dan vertikal, densitas batuan, kurva tekanan kapiler, dan lain-lain. Kedua, melakukan analisis petrographic yang akan memberikan data lebih detail lagi mengenai jaringan pori, tekstur, komposisi kimia, mineral, dan lain-lain untuk dapat memperkira-kan proses-proses diagenesis  yang terjadi. Hasil-hasil ini akan diintegrasikan dengan hasil interpretasi data seismik, data logging, PVT, dan data sumuran lainnya (seperti: tekanan, dan produktivitas). Untuk selanjutnya, membuat model geologi, model reservoir, dan akhirnya dapat menentukan scenario produksi. Proses kerja (workflow) dari kajian ini dapat dilihat pada Gambar-2.
Dari aspek reservoir management, di antara tahapan managemen yang ada (Gambar-3), hal yang terpenting adalah pada proses perencanaan dan penyusunan strategi sebagai langkah awal untuk menentukan kerja berikutnya. Pada tahap ini segala faktor yang berhubungan dengan karakteristik yang khas pada reservoir karbonat harus diakomodasi dan dikaji secara detail dengan mengantisipasi berbagai kemungkinan yang ada. Dengan simulasi reservoir, beberapa skenario produksi dapat dibuat dengan mempertimbangkan beberapa faktor tadi. Selanjutnya, penyiapan fasilitas produksi, baik dari segi desain maupun implementasinya harus mengikuti kajian reservoir yang telah dibuat. Perubahan data-baru harus selalu diinformasikan dan di-update untuk dapat segera merevisi hasil simulasi. Adalah bukan hal yang aneh apabila realsasi produksi yang ada ternyata tidak sesuai dengan prediksi hasil simulasi reservoir. Apabila hal ini terjadi, revisi strategi pengembangan lapangan harus segera dilakukan. Berikut adalah suatu contoh kasus yang terjadi pada Struktur Sopa.

STUDI KASUS: LAPANGAN SOPA

Lapangan Sopa ditemukan melalui sumur eksplorasi SPA-01 pada bulan November 1997 dengan laju produksi awal 1085 BOPD, 0.79 MMScfd gas, dan kadar air yang sangat rendah. Reservoir terletak pada Formasi Baturaja (BRF) yang merupakan batuan karbonat berumur Meosen pada kedalaman puncak sekitar –2200 mbpl. Tekanan awal reservoir adalah 3305 psig dan temperatur 295 oF. Reservoir dalam keadaan undersaturated dengan tekanan gelembung (bubble point pressure) 2525 psig. Reservoir ini berkembang sebagai perangkap stratigrafi pada prograding clastic reef dengan lingkungan pengendapan diperkirakan pada laut dangkal (pada daerah slope). Trap ini diidentifikasi berdasarkan pemelajaran data seismic 3D yang dikombinasikan dengan hasil analisis data logging. Dari data log dinterpretasikan bahwa reservoir terbagi menjadi 3 (tiga) zona yang dibatasi oleh shale breaks di beberapa tempat. Ketiga zona ini memiliki distribusi dan harga prorositas yang berbeda. Pada zona paling bawah dan tengah, yang diindikasikan merupakan platform batuan karbonat memiliki porositas yang sangat ketat. Sedangkan zona teratas merupakan reservoir minyak yang selama ini diproduksikan dengan porositas (matriks) berkisar antara 5-20 % dan permebailitas bervariasi dari 0.1 sampai 500 millidarcy.
Dalam rencana awal pengembangan lapangan (POD) telah ditargetkan produksi dari struktur ini hingga mencapai lebih dari 40.000 BOPD dari 55 sumur produksi dengan lokasi seperti yang disajikan pada Gambar-4. Asumsi yang digunakan adalah karena produksi dari dua sumur pertama merupakan sembur alam dengan laju total mencapai 3000an BOPD. Optimisme ini menyebabkan Struktur Sopa dijadikan lapangan “primadona” OEP Prabumulih. Sebagai primadona tentunya ia mendapat perlakuan khusus, salah satunya adalah adanya program speed-up POD. Artinya, selain pembuatan POD yang dipercepat, juga jadwal pemboran dan pembangunan fasilitas produksi mendapat prioritas utama.
Seperti telah diuraikan di muka, bahwa karakteristik batuan karbonat memiliki perilaku yang unik. Hal ini ditunjukkan oleh perkembangan produksi Struktur Sopa yang tidak menggembirakan. Pada saat itu, identifikasi masalah telah dilakukan. Selanjutnya segera disusun rencana baru untuk merevisi strategi yang lama seperti dalam Tabel-2.
Keterpurukan produksi pada saat itu, berdasarkan  kajian simulasi reservoir yang terbaru, dengan mengakomodasi hasil interpretasi seismik 3D dan data 12 sumur produksi sampai dengan bulan Juni 2000, salah satunya disebabkan reservoir ini memiliki drive mechanism hanya dari solution gas. Hal ini didukung oleh hasil penyelarasan data tekanan dan data produksi serta karakteristik fluidanya. Produksi yang telah terlanjur ditargetkan besar-besar telah menyebabkan tekanan reservoir turun secara drastis. Dari data tekanan pada saat itu diketahui bahwa tekanan reservoir telah berada jauh di bawah tekanan bubble point. Artinya, secondary gas cap diperkirakan sudah terbentuk sehingga, ini juga terbukti dari data produksi, GOR (gas oil ratio) makin meningkat. Dari kajian ini diperkirakan reservoir hanya akan bertahan dalam 2-3 tahun dengan primary recovery sekitar 10 % dari total OOIP sebesar 108 MMSTB. Tekanan yang telah jauh di bawah bubble point pressure memerlukan usaha untuk mengembalikan (mempertahankan) kepada kondisi tekanan reservoir semula (pressure maintenance) sesegera mungkin. Berdasarkan studi tersebut diperkirakan akan didapat tambahan perolehan minyak hingga 28 % dari OOIP apabila dilakukan injeksi air sebanyak 40.000 BWPD melalui 6 sumur injeksi.
Secara garis besar, perbedaan antara kajian awal dan yang terbaru dapat dilihat pada Tabel-3.

DISKUSI

Kekhasan karakteristik batuan karbonat memberikan kepada kita pelajaran yang tidak hentinya untuk selalu memperhatikan perilakunya dalam rangka menyusun rencana dan implementasi reservoir managemant yang baik.  Tahap monitoring dan evaluasi menjadi sangat penting, setelah tahap perencanaan dan implementasi, mengingat sifat heterogitas dari reservoir karbonat lebih kompleks dari batuan reservoir lainnya. Proses diagenesis dan perekahan akibat patahan dan pelipatan akan mempengaruhi besaran porositas dan permeabilitas sebagai faktor penting dalam penentuan cadangan migas, pola aliran fluida reservoirnya, dan kemampuan produksinya. Hal ini juga dapat mengakibatkan reservoir seakan-akan terpisah-pisah (compartmentalize). Phenomena ini dapat dibuktikan dengan survey tekanan, analisis tracer, dan data produksi.
Studi kasus pada Lapangan Sopa menunjukkan pentingnya kerja tim (team work) antar geophysicists, geologists, dan petroleum enginners dalam membuat perencanaan pengembangan suatu lapangan (POD).  Kerja tim ini juga didukung oleh kemauan management untuk merevisi hal yang sudah menjadi komitmen sejak awal, seperti: target produksi; lokasi pemboran; penyediaan barang; fasilitas produksi; dan lain-lain.
Dari rangkuman pada Tabel-2 telah diambil keputusan bahwa pembangunan fasilitas injeksi menjadi prioritas utama dalam pengembangan lapangan selanjutnya. Hal ini merupakan langkah penyelamatan kondisi tekanan reservoir yang sudah berada di bawah titk gelembung, yang umum dikenal sebagai pressure maintenance. Dengan menginjeksikan air ke dalam reservoir diharapkan tekanan resrvoir akan naik kembali dan minyak akan terproduksikan lebih lama sehingga perolehannya (recovery factor, RF) bertambah. Apabila hal ini terlambat dilakukan, walaupun telah dilakukan penutupan sumur, gas akan tetap keluar sebagai gelembung dan membentuk secondary gas cap. Kalau hal ini terjadi, sekian juta barel minyak yang semula diprediksikan dapat terangkat ke permukaan akan menjadi impian kosong.

KESIMPULAN DAN SARAN

Dari uraian di atas dapat disimpulkan bahwa:
1.  Rersevoir karbonat memiliki karakteristik yang unik (khas) jika dibandingkan dengan reservoir lainnya (batuan pasir), sehingga memerlukan penanganan (management) reservoir yang khas pula.
2.  Merekonstruksi lingkungan pengendapan merupakan kajian yang berguna untuk memperkirakan karakteristik dan potensi reservoir karbonat.
3.  Studi kasus pada Lapangan Sopa membuktikan pentingnya kerja tim baik antar engineers dan dukungan management dalam tahapan perencanaan dan penentuan strategi, implementasi, monitoring dan evaluasi, serta revisi atas perencanaan yang telah dibuat.
4.  “Penghargaan” terhadap hasil studi simulasi reservoir yang terus di-update dengan adanya data baru merupakan langkah yang baik pada proses reservoir management.
5.  Dari kesimpulan di atas disarankan bahwa: kajian karakteristik detailed reservoir yang dilanjutkan dengan studi simulasi reservoir, yang terus di-update secara berkala, sebaiknya merupakan tahapan yang disertakan dalam reservoir management untuk reservoir karbonat.

Acknowledgement

Penulis mengucapkan terimakasih kepada Management PERTAMINA OEP Prabumulih, khususnya kepada Bp. Kun Kurnely dan Bp. Suyono Adi, dan Budi Tamtomo atas ide, masukan, dan continuous support-nya dalam penulisan ini.

DAFTAR PUSTAKA

1.  Satter, A., and Thakur, G.C, Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach, PennWell Books, Tulsa, 1994.
2.  Thakur, G.C, and Satter, A., Integrated Waterflood Asset Management, PennWell Books, Tulsa, 1998.
3.  Dickey, P.A., Petroleum Development Geology, Third Edition, PennWell Books, Tulsa, 1986.
4.  Streltsova, T.D., Well Testing In Heterogeneous Formation, John Wiley & Sons, New York, 1988.
5.  Reeckmann, A., and Friedman, G.M,: Exploration for Carbonate Petroleum Reservoirs, John Wiley & Sons, New York, 1982.
***