gl for field productivity evaluation

No. Dok: AAA-BBB-GL-CCC-DDDPANDUAN

Rev. XXHlm 22 dari nn

PANDUAN EVALUASI PRODUKTIVITAS LAPANGAN

Tanggal: XX Januari 2012

hmfLEMBAR JUDUL

PANDUAN EVALUASI PRODUKTIVITAS LAPANGAN(FIELD PRODUCTIVITY EVALUATION GUIDELINES)

LEMBAR PENGESAHAN

No. Dokumen: AAA-BBB-GL-CCC-DDDRevisi: XXTingkat Dokumen: 2Judul Dokumen: PANDUAN EVALUASI PRODUKTIVITAS LAPANGANPemilik Dokumen:

NamaJabatanTanggalTanda Tangan

Disiapkan oleh:

Diperiksa oleh:

Disetujui oleh:

Tidak ada bagian dari panduan ini yang boleh direproduksi, disebarluaskan, dan/atau disalin dalam bentuk apapun atau dengan cara apapun, termasuk dengan cara memfotocopi tanpa persetujuan tertulis dari Medco E&P

Diterbitkan olehMedco E&P Jakarta, Indonesia

LEMBAR REVISI

No. Dokumen : AAA-BBB-GL-CCC-DDDRev: XX

Tingkat Dokumen : 2

Judul Dokumen : Panduan ________________________ Pemilik Dokumen :

REV.BAGIANCATATAN REVISIDI INISIASI OLEHTANGGAL

DAFTAR ISIDisiapkan oleh:2I.TUJUAN6II.RUANG LINGKUP6III. DEFINISI7IV. TANGGUNG JAWAB8V.PANDUAN9A.Integrasi Metode Evaluasi Lapangan9B.Aplikasi Decline Curve Analysis14C.Analisis Radius Pengurasan18VI. PENINJAUAN ULANG DAN PEMBAHARUAN20VII. REFERENSI20VIII. LAMPIRAN/APPENDIX21


Rev. XXHlm 3 dari 9

SISTEM PENGELOLAAN DOKUMEN & RECORDS



Rev. XXHlm v dari 22



TUJUANPanduan ini dimaksudkan sebagai referensi untuk PT Medco E&P Indonesia dalam memberikan prosedur yang jelas mengenai evaluasi produktivitas lapangan. Kemudian, panduan ini nantinya dapat digunakan sebagai pertimbangan untuk metode terbaik peningkatan produktivitas lapangan. RUANG LINGKUPPanduan tertulis ini mencakup:Integrasi evaluasi lapangan yang merupakan evaluasi total mencakup nilai recovery factor dan withdrawal rate dari lapangan dan rata-rata serta penyelesaian permasalahan yang ada di lapangan.Aplikasi decline curve untuk tiap sektor untuk dapat mengevaluasi sektor yang masih miliki potensi untuk dapat dikembangkan. Analisis radius pengurasan dengan pembuatan bubble map yang digunakan sebagai konsiderasi dalam pemilihan lokasi sumur infill dalam pengembangan selanjutnya.

Definisi

A. Original Oil in Place (OOIP), bbl Jumlah volume minyak di reservoir, baik yang bisa terambil maupun yang tidak.B. Withdrawal Rate (WR), % Merupakan jumlah perolehan relatif terhadap sisa cadangan di reservoir dalam jangka waktu tertentu. (Produksi dalam satu tahun/Cadangan) * 100%C. Recovery Factor (RF), % Faktor perolehan pada saat ini yang merupakan perbandingan antara volume produksi hidrokarbon sampai saat ini (Np atau Gp) terhadap volume cadangan awal di tempat (OOIP). Dirumuskan sebagai: RF= Np/ OOIPD. Estimated Ultimate Recovery (EUR), bbl Perolehan hidrokarbon maksimum yang dapat diambil berdasarkan teknologi dan metode pada saat ini. E. Ultimate Recovery Factor (URF),%Merupakan perbandingan perolehan hidrokarbon maksimum yang dapat diambil dengan hidrokarbon in place yang terdapat di reservoir. URF=Npmax/OOIPTANGGUNG JAWAB

A. Reservoir EngineerB. Production EngineerC. G&G & PetrophysicD. Corporate Planning AnalystE. Asset Petroleum Engineering ManagerF. Reservoir Engineering ManagerG. Production Engineering ManagerH. Finance ManagerI. Asset Geoscience ManagerJ. Assets General Manager

Para engineer yang bertanggung jawab, diharapkan dapat mengkoordinasikan proses evaluasi produktivitas lapangan serta proses evaluasi hasil dari metode evaluasi lapangan yang terintegrasi ini.

PANDUAN

1. Integrasi Metode Evaluasi LapanganMetode ini merupakan metode evaluasi lapangan yang terintegrasi berdasarkan kinerja surface dan sub-surface untuk kemudian dapat menjadi pertimbangan dalam penentuan metode peningkatan produktivitas lapangan. Kinerja sub-surface dievaluasi dari pencapaian RF dibandingkan dengan URF rata-rata lapangan pada daerah tersebut. Kinerja surface dievaluasi dari pencapaian WR dibandingkan dengan WR rata-rata lapangan di daerah tersebut. Metode ini lebih jelasnya dapat dilihat pada flow chart pada lampiran.1. Pengumpulan data produksi Pengumpulan data merupakan hal pertama yang harus dilakukan dalam metode evaluasi lapangan yang terintegrasi ini. Data yang dibutuhkan pada evaluasi ini yaitu: Data produksi lapangan, data in place, EUR (Estimated Ultimate Recovery), WR (Withdrawal Rate) untuk lapangan dan rata-rata, RF (Recovery Factor) dari lapangan dan rata-rata, dan laju alir minyak di lapangan. Dengan data-data tersebut kita dapat menentukan kategori dari lapangan yang akan kita evaluasi. 2. Klasifikasi lapangan pernah produksi atau tidakDengan melihat nilai Np maka dapat diketahui apakah lapangan tersebut sudah pernah terproduksi atau belum. Dengan mengetahui klasifikasi lapangan tersebut maka dapat dilakukan langkah selanjutnya dalam integrasi metode evaluasi lapangan. 3. Pemboran dan Rencana pengembanganUntuk lapangan yang belum pernah berproduksi maka perlu dilakukan pemboran terlebih dahulu dan dibuat POD untuk lapangan dengan jumlah cadangan besar dan menarik untuk dikembangkan. Namun, untuk lapangan dengan cadangan kecil dan tidak menarik secara ekonomi untuk dikembangan lebih baik ditinggalkan.4. Plot antara EUR, WR, RF, OOIP terhadap waktuPlot ini dilakukan jika lapangan yang akan dilakukan evaluasi telah diproduksikan dengan laju alir minyak saat ini > 0 atau dengan kata lain saat ini lapangan masih beroperasi. Untuk lapangan yang mati dapat dilakukan treatment terlebih dahulu sebelum pembuatan plot ini. Plot ini bertujuan mengetahui kapasitas produksi dari sebuah lapangan sehingga kemudian dapat dilakukan evaluasi pada lapangan tersebut.5. Kasus WR rendah Jika WRlapangan lapangan rendah dibandingkan dengan WRstatistik untuk tiap area maka harus dilakukan evaluasi apakah penyebab dari rendahnya nilai WR tersebut. Masalah sumuran ataukah masalah fasilitas produksi yang menyebabkan rendahnya WR kemudian perlu dilakukan penanganan terlebih dahulu untuk masing-masing masalah. Serta dilakukan analisa mekanisme pendorongan yang kemudian digunakan untuk menentukan WF (Water Flood) optimum. Kemudian dilakukan perhitungan tambahan cadangan serta laju alir minyak. 6. Kasus WR tinggi Pada kasus WRlapangan lapangan lebih tinggi dibandingkan dengan WRstatistik, dibagi menjadi 2 sub kasus yaitu WR tinggi dengan RF rendah dan WR tinggi dengan RF tinggi. a. WR tinggi dengan RF rendah dapat dilakukan tindakan seperti infill drilling, workover atau stimulasi terlebih dulu dengan tujuan untuk meningkatkan RF baru kemudian dilakukannya analisa mekanisme pendorongan.b. Sedangakan pada WR tinggi dengan RF tinggi maka langsung dilakukan analisa mekanisme tenaga pendorong untuk dikaji kemungkinan penerapan peningkatan perolehan tahap lanjut.

7. Analisa mekanisme tenaga pendoronga. Untuk lapangan dengan strong water drive dengan inplace yang besar maka sangat cocok untuk dilakukan EOR. Namun untuk strong waterdrive dengan in place kecil tidak disarankan menggunakan metode EOR.b. Untuk lapangan yang tidak memiliki water drive yang cukup kuat maka dilakukan operasi Water Flood.8. Analisa RF Dari data hasil evaluasi tersebut dilakukan perhitungan RF baru berdasarkan statistik. Kemudian perlu dilakukan evaluasi nilai untuk RFlapangan dibandingkan dengan RFrata-rata dan EUR. Bandingkan data RFlapangan dengan nilai RFrata-rata, jika nilai RFlapangan lebih rendah dari nilai RFrata-rata maka lapangan masih sangat memiliki potensi yang besar sehingga perlu dilakukan peningkatan produksi. Namun, untuk lapangan dengan nilai RFlapangan lebih tinggi dari nilai RFrata-rata, berarti lapangan tersebut sudah cukup baik produksinya namun masih dapat lagi ditingkatkan hingga mencapai EUR.

9. Rekomendasia. Apabila WRlapangan lebih rendah dari WRrata-rata maka memiliki peluang untuk dinaikan hingga WRrata-rata. Sehingga perlu dilakukan penanggulangan dan peningkatan WRlapangan.b. Apabila RFlapangan lebih rendah dari EURrata-rata maka memiliki peluang untuk dinaikan hingga EUR rata-rata. Sehingga perlu dilakukan peningkatan RF lapangan sehingga mencapai EUR, atau ditargetkan penambahan cadangan sebesar EUR-RF. Aplikasi Decline Curve AnalysisPedoman ini bertujuan untuk mengevaluasi dan mengoptimasi produksi lapangan minyak yang telah berproduksi cukup lama. Prosedur dalam melakukan optimasi produksi pada suatu lapangan, sebagai berikut:1. Untuk lapangan yang besar, lapangan dibagi menjadi beberapa sektor berdasarkan OOIP dan permeabilitas.2. Gabungkan data-data produksi tiap sumur menurut sektor tersebut.3. DCA dapat dilakukan berdasarkan masing-masing sektor4. Hasil DCA dimana penarikan garis menuju satu titik menunjukan sektor kurang layak untuk dilakukan infill drilling karena sudah mature, namun untuk hasil yang masih jauh maka layak untuk dilakukan infill drilling.

Pembuatan sektorSektor-sektor yang terbentuk harus mencerminkan kesamaan dalam karakteristik reservoir dengan produksi dan tekanan.1. Input OOIP dan permeabilitas tiap grid. OOIP tiap grid berasal dari hasil modeling dari peta netpay, porositas dan saturasi air.2. Pengelompokan nilai OOIP dan permeabilitas. OOIP dan permeabilitas dikelompokan menjadi 3 kelompok, high, medium dan low dengan metode statistik kemudian diaplikasikan ke sektor-sektor.3. 3 kelompok OOIP dan 3 kelompok permeabilitas dikombinasikan menjadi 9 kombinasi sehingga menjadi 9 sektor.4. Dari data kumulatif produksi dan injeksi tiap sumur dipetakan dan dalam 3D model dan statistikan menjadi 3 sektor, kemudian overlay dengan 3D model dari hasil kombinasi OOIP-K menjadi 4 sektor.

Pembuatan Model1. Lakukan modeling 3D model geologi-reservoir, distribusikan parameter properti petrofisik (Netpay, porositas, saturasi dan permeabilitas) untuk masing-masing lapisan. Hitung OOIP per grid dan lapisan.2. Gabungkan semua OOIP tiap lapisan dengan cara menjumlahkan semua peta OOIP.3. Dengan cara yang sama, lakukan untuk permeabilitas. Gabungkan permeabilitas beberapa lapisan dengan cara merata-ratakan dengan metode harmonik.4. Kelompokan in place menjadi 3 kategori high, medium dan low dengan metode statistik.5. Kombinasikan ketiga sektor in place dan ketiga sektor permeabilitas sehingga menghasilkan 9 sektor OOIP-K.6. Distribusikan dalam bentuk peta data-data kumulatif produksi dari data terakhir.7. Kelompokan harga kumulatif tersebut masing-masing menjadi 3 kategori besar, menengah dan kecil dengan metode statistik dan aplikasikan pada peta sehingga kumulatif produksi diperoleh 3 sektor.8. Overlay hasil kumulatif produksi yang telah menjadi 3 sektor dengan pemetaan hasil kombinasi sektor OOIP-K. Hasil akhir dari kombinasi peta produksi, peta inplace dan peta permeabilitas akan menghasilakan kurang lebih 4 sektor.9. Lakukan pengecekan hasil kombinasi kumulatif produksi-inplace-permeabilitas yang terdiri dari 4 sektor dengan profile tekanan dan produksi sumuran pada masing-masing sektor.10. Jika data tekanan dan produksi masing-masing sumur pada sektor yang sama mempunyai kemiripan yang sama maka pembuatan sektor telah berhasil. Jika tidak ulangi dan periksa kembali pada proses sebelumnya. Analisa decline curve per sektorAnalisa decline curve untuk tiap sektor, sehingga dengan begitu dapat diketahui sektor mana yang masih memiliki potensi penambahan cadangan untuk pengambilan skenario pengembangan berikutnya. Untuk gradien decline yang menuju pada satu titik maka dapat dikatakan bahwa infill drilling tidak akan menambah cadangan, namun hanya mempercepat produksi saja dan berkebalikan untuk gradien decline yang masih jauh yang berarti cadangan masih bisa ditingkatkan.

Analisis Radius PengurasanAnalisis radius pengurasan bertujuan untuk mengetahui luas area pengurasan tiap sumur untuk nantinya dapat diketahui area lapangan yang belum terkuras.

1. Pengumpulan data. Data yang diperlukan dalam perhitungan radius drainage merupakan data Np persumur, tebal reservoir, porositas, dan saturasi air. 2. Perhitungan radius tiap sumur. Setelah didapatkan data untuk tiap sumur kemudian dilakukan perhitungan radius pengurasan dengan dasar persamaan volumetrik. Persamaan radius pengurasan menjadi . Dengan N merupakan data produksi kumulatif untuk tiap sumur. 3. Plot area pengurasan pada peta. Berikutnya dilakukan plot dengan membuat area pengurasan untuk tiap sumur pada peta. Peta area pengurasan sering disebut dengan bubble map.

4. Analisa hasil bubble map radius pengurasan. Setelah dibuat peta area pengurasan untuk tiap sumur dapat terlihat area-area yang belum terkuras. Peta ini biasa digunakan sebagai dasar pertimbangan lokasi sumur infill yang effektif dengan tujukan untuk meningkatkan produktivitas lapangan. Dapat dilihat apakah terdapat sumur yang area pengurasannya saling beririsan sehingga menurunkan produktivitas lapangan. 5. Well spacing. Well spacing 15 acre tergolong kecil, 30-45 acre medium. Langkah berikutnya setelah didapatkan peta drainage area dan diketahuinya area yang belum terkuras yaitu menentukan well spacing yang tepat. Well spacing merupakan penempatan lokasi sumur berdasarkan dari radius pengurasan terjauh agar didapatkan pengurasan yang optimum.

Peninjauan Ulang dan pembaharuan

Panduan evaluasi produktivitas lapangan harus ditinjau ulang setiap lima tahun sekali atau setiap ada perubahan sistem dan organisasi untuk memastikan panduan ini sesuai dengan kondisi aktual di lapangan.

ReferensiA. Dake,LP: Fundamentals of Reservoir Engineering.1998.B. Laporan Evaluasi dan Integrasi data subsurface 32 KKKS di Indonesia. SKK Migas 2014C. Rukmana, D. Teknik Reservoi: Teori dan Aplikasi, SKK Migas: 2014

I. OBJECTIVESThis guideline is intended as a reference to be use to PT Medco E&P Indonesia to provide clear procedures regarding the field productivity evaluation. Then, this guideline can be used as consideration for determining best methods to increase field productivity. II. THE SCOPEThis guideline covers the: A. Integration of field evaluations include an evaluation of the total value of the recovery factor and the withdrawal rate from the field and average as well as the settlement of existing problems in the field.

B. Application of decline curve for each sector to be able to evaluate the sectors that still have the potential to be developed.

C. Analysis of the drainage radius of the bubble of making the folder that is used as a consideration in the selection of the location of infill wells in the subsequent development.

III. DEFINITION

A. Original Oil in Place (OOIP), bblTotal volume of oil in the reservoir, both of which can be drawn or can not be drawn. B. Withdrawal Rate (WR),%A number of acquisition relative to the rest of the reserves in the reservoir within a specified period. (Production in one year/Reserve) * 100%. C. Recovery Factor (RF),% Recovery factor at present which ratio between the volume of hydrocarbon production to date (Np or Gp) against the originaloil in place (OOIP). Formulated as: RF = Np / OOIP.

D. Estimated Ultimate Recovery (EUR), bbl Maximum hydrocarbon recovery can be taken based on the technology and methods at this time. E. Ultimate Recovery Factor (URF),% The ratio between maximum hydrocarbon recovery can be taken with hydrocarbons in place in the reservoir. URF=Npmax/OOIP

IV. Responsible accountable resources (RAR)

A. Reservoir EngineerB. Production EngineerC. G&G & PetrophysicD. Corporate Planning AnalystE. Asset Petroleum Engineering ManagerF. Reservoir Engineering ManagerG. Production Engineering ManagerH. Finance ManagerI. Asset Geoscience ManagerJ. Assets General ManagerThe engineer in charge, is expected to coordinate the process of evaluating productivity of the field as well as result evaluation process of a integrated field evaluation method.

V. TECHNICAL GUIDES

A. Field Evaluation Method Integraation This method is an integrated evaluation method based on the field performance of surface and sub-surface to then be taken as consideration in determining method of increasing field productivity. The performance of sub-surface is evaluated from the achievement of RF compared to the average URF field in the area. The performance of surface is evaluated from the achievement of WR compared with an average WR field in the area. More details, this method can be seen in the flow chart in appendix.

1. Production data collection Collecting data is the first thing to be done in the field of evaluation methods are integrated. Data needed in this evaluation are: field production data, the data in place, EUR (Estimated Ultimate Recovery), WR (Withdrawal Rate) for field and average, RF (Recovery Factor) from the field and average, and oil flow rate in the field. With these data we can determine the category of field that we will evaluate. 1. Classification field once production or not By looking at the value of Np it is known whether the field had been produced or not. By knowing the field of classification, it can jump to the next step in the integration of field evaluation methods.

1. Drilling and Scenario Development For a field that has not been producing, drilling and POD needs to be made first in advance to the field with large reserves and economically attractive for development. However, for small field with low reserves and economically unattractive for better abandoned.

1. Plot between EUR, WR, RF, OOIP versus time The plot is done if the field, will be evaluated, has been produced with the current oil flow rate > 0, or in other words, the field is still in operation. For a dead field treatment should be carried out first before the making of this plot. The aim of this plot determine the production capacity of a field that can then be evaluated in the field.

1. Cases low WR If WRfield lower field compared with WRstatistic for each area it should be evaluated whether the cause of the low value of the WR. Well problems or production facillities problems that cause low WR need to be solve first for each problem. Analyze the driving mechanism then used to determine the optimum WF (Water Flood). Then the calculation of addition reserves and the oil flow rate.

1. Higher WR Case In the case of field WRlapangan higher than WRstatistic, divided into two sub-cases: WR high to low RF and high WR with high RF.

1. High WR with low RF can be treated with infill drilling, workover or stimulation first with the goal to improve the new RF, after that we should do the analysis and the driving mechanism.

1. While in the case high WR with high RF, do the driving mechanism analysist to study the potential application of further increasing recovery.

1. Driving mechanism analysis1. For a field with strong water drive with great in place it is very suitable to do EOR. But for the strong waterdrive in a small in place is not recommended using EOR methods. 1. For a field that does not have a strong enough water drives the Water Flood operation should be done.

1. RF Analysis From the results data of the evaluation calculate new RF based on statistics. Then need to make evaluation value for RFfield RFaverage and EUR. Compare the RFfield with RFaverage value, if the value of RFfield is lower than the value of RFaverage means the field still has a great potential that needs a development to increase production.

However, for a field with a RFfield value higher than the RFaverage value, meaning the field is good enough production but still can again be increased to reach EUR.

1. Recommendation1. If the WRfield lower than the WRaverage means it have the opportunity to be increased up to an WRaverage. So it is necessary to do evaluation and increasing WR field. 1. When the RFfield is lower than the EURaverage means it has an opportunity to be increased up to EURaverage. So it is necessary to improve the RF field so as to achieve EUR, or targeted reserve additions as big as EUR-RF.

B. Applications Decline Curve Analysis These guidelines aim to evaluate and optimize the production of oil fields have been in production long enough.

The procedure for optimizing production in a field, as follows: 1. For a large field, the field is divided into several sectors based on OOIP and permeability. 1. Combine the production data for each well according to the sector. 1. DCA can be performed by each sector

1. DCA results where the withdrawal line towards the point indicates the sector is less feasible to do infill drilling because it is mature, but if the results are still far to the decent thing to do infill drilling.

Build sector The sectors that form should reflect similarities in the characteristics of the reservoir production and pressure. 1. Input OOIP and permeability of each grid. OOIP of each grid is derived from the modeling of the netpay, porosity and water saturation map. 1. Grouping OOIP and permeability values. OOIP and permeability are grouped into three groups, high, medium and low use statistical method then applied to each sectors.

1. 3 groups of OOIP and permeability combined into 3 groups of 9 combinations so into 9 sectors. 1. From the cumulative data for each production and injection wells and mapped in 3D models and statistikan into 3 sectors, then overlay with 3D models of the results of the combination of OOIP-K into 4 sectors.

Making Modelling 1. Perform 3D modeling of geological-reservoir models, distributed parameter petrophysical properties (NetPay, porosity, saturation and permeability) for each layer. Calculate OOIP per grid and layers.

1. Combine all of OOIP each layer by summing all the OOIP map.

1. In the same way, do for permeability. Combine permeability several layer by averaging with harmonic method.

1. Grouped in place into 3 categories high, medium and low with statistical methods. 1. Combine the third sector in place and the third sector permeability resulting 9 sector OOIP-K.

1. Distributed in the cumulative production data from recent data map form. 1. Classify each cumulative price into 3 categories large, medium and small with statistical methods and apply on the map so that cumulative production gained 3 sectors.

1. Overlay the results of cumulative production that has been in 3 sector with a mapping combination results OOIP-K sector. The end result of a combination of production map, inplace map and permeability map will be resulting in approximately 4 sectors. 1. Do check the results of the combination of cumulative production-inplace-permeability which consists of 4 sectors with pressure profile and production wells in each sector. 1. If the pressure data and production of each well in the same sector have the same resemblance so the making sector has been successful. If not repeat and check back on the previous process. Decline curve analysis per sector Decline curve analysis for each sector, so it can be seen that the sector which still has the potential for reserve additions for subsequent retrieval scenario development. Gradient leading to decline at some point it can be said that the infill drilling will not add up the reserve, but only just accelerate production and opposite to the gradient of decline which still far means that the reserve can still be improved.

C. Analysis of the drainage radius The drainage radius analysis aims to determine drainage are for ecach well so then it will be known area of the field that has not been drained.

1. Data collection. The data required in the calculation of drainage radius are Np each well, reservoir thickness, porosity, and water saturation. 1. The calculation of well radius. Having obtained the data for each well then calculate the radius of drainage equation using volumetric basis. Drainage radius equation then . Where N is the cumulative production data for each well.

1. Plot drainage area on the map. The next, plot is done by creating a drainage area for each well on the map. Map of the drainage area is often referred to as bubble map.

1. Analysis of the bubble map drainage radius. Having made the drainage area map for each well can be seen the areas that have not been drained. This map is commonly used as a basis for consideration of the location of infill wells effectively with goal to increase field productivity. Can be seen whether there is a well which have cross-cutting drainage area thereby reducing field productivity.

1. Well spacing. 15 acre well spacing is small, medium 30-45 acres. The next step after the drainage area map obtained and knew the area that have not drained, is determine the proper well spacing. Well spacing is the placement location based on the farthest drainage radius of well in order to get optimum drainage.

VI. REVIEW AND UPDATES

Guideline of field productivity evaluation should be reviewed every two years or whenever there is change in the system and organization to ensure these guidelines in accordance with actual conditions in the field.

VII. REFERENCE

A. Dake,LP: Fundamentals of Reservoir Engineering.1998.B. Laporan Evaluasi dan Integrasi data subsurface 32 KKKS di Indonesia. SKK Migas 2014C. Rukmana, D. Teknik Reservoi: Teori dan Aplikasi, SKK Migas: 2014

Lampiran/Appendix


Rev. XXHlm 21 dari 22



Lampiran 1. Flow chart metodologi (Tutuka Ariadji, 2011).

Lampiran 1. Plot EUR, WR, RF, OOIP vs t (Tutuka Ariadji, 2011).

gl for field productivity evaluation

Documents