Dasar Teknik Hulu Migas: Petroleum System, Cadangan, dan Besaran Reservoir
Domain Dasar Teknik Hulu Migas menguji apakah kandidat memahami rantai nilai hulu - dari batuan induk sampai titik penyerahan (custody transfer) - serta besaran yang dipakai sehari-hari di KKKS maupun di SKK Migas.
Petroleum system dan klasifikasi volume
- Petroleum system sah bila ada source rock matang, migrasi, reservoir, seal, trap, dan timing yang benar.
- Klasifikasi SPE-PRMS: reserves hanya jika komersial; 1P = P90, 2P = P50, 3P = P10. Contingent resource belum komersial (misalnya belum ada POD); prospective resource belum dibor.
- Recovery factor tipikal: solution gas drive 5–15%, waterflood 25–40%, EOR bisa lebih tinggi. RF adalah asumsi teknis, bukan hasil hitungan volumetrik.
Besaran reservoir dan fluida
- Porositas, saturasi air (Sw), Bo dalam RB/STB, GOR dalam scf/STB, dan API gravity = 141,5/SG − 131,5.
- Konversi: 1 acre-ft = 7758 bbl; 1 m³ = 6,2898 bbl; OGIP memakai Bg sebagai pembagi, OOIP memakai Bo sebagai pembagi.
Contoh perhitungan
N = 7758 × A × h × φ × (1 − Sw) / Bo. Dengan A = 640 acre, h = 30 ft, φ = 0,20, Sw = 0,30, Bo = 1,2 RB/STB: bulk volume 7758 × 640 × 30 = 148.953.600 bbl; dikali 0,20 = 29.790.720; dikali 0,70 = 20.853.504; dibagi 1,2 = 17.377.920 STB ≈ 17,4 MMSTB. Pada RF 30%, cadangan terpulihkan ≈ 5,2 MMSTB - angka inilah yang masuk model ekonomi, bukan OOIP.
Jebakan yang menjatuhkan nilai
- Memakai MD, bukan TVD, pada perhitungan bertenaga tekanan.
- Menyebut contingent resource sebagai cadangan karena belum ada persetujuan POD.
- Menukar posisi Bo (pembagi) dengan Bg, atau lupa konversi m³ ke bbl.
- Memasukkan RF sebagai angka pasti tanpa menyebut rentang ketidakpastian P90/P50/P10.