Oil and gas fuel from unconventional types of reservoirs was the development of alternative sources in addition to oil and gas fuels from conventional type reservoirs that can be obtained to meet domestic needs. The development of unconventional oil and gas reservoirs has developed rapidly outside Indonesia, such as in North America and Canada. One type of unconventional oil and gas reservoir was obtained from shale rock reservoirs. Hydrocarbon shale produced from shale formations, both source from rock and reservoir. This unconventional hydrocarbon has a big potential to be utilized. In this study, an analysis of the development of unconventional oil and gas from Shale Hydrocarbons carried out in Indonesia. This research included the distribution of shale reservoir basins, the number of unconventional shale reservoir resources, factors affecting the development of unconventional oil and gas in shale reservoirs in Indonesia, efforts made by the government to promote exploration activities, exploitation of shale reservoirs in Indonesia, and existing regulations for non-conventional oil and gas. The development of unconventional oil and gas reservoir shale needed to be developed immediately and will attract investors to meet domestic needs for renewable energy needs. From the geological data obtained, there were 6 basins and 11 formations that analyzed for commercialization. Tanjung and Batu Kelau Formation was a prospect formation from 4 desired data categories. In terms of regulation, it still needed improvement to increase the interest of upstream oil and gas entrepreneurs in the unconventional oil and gas shale reservoir. Research in the field of unconventional oil and gas exploitation technology for hydrocarbon shale needed to be improved.

Pengusahaan minyak dan gas (migas) di Indonesia menggunakan Production Sharing Contract (PSC) dengan skema Cost Recovery sejak tahun 1966 sampai akhir Desember 2016 diberlakukan berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 79 tahun 2010 yang bertujuan agar sumber daya migas kepemilikannya tetap dikuasai oleh negara. Pada tanggal 16 januari 2017 Kementrian ESDM melalui Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 melakukan perubahan P S C d a r i Cost Recovery menjadi Gross Split untuk mengefisienkan anggaran belanja Kontraktor. Pada skema cost recovery bagi hasil minyak antara Pemerintah dan Kontraktor adalah 85%:15% sedangkan untuk gas adalah 70%:30%. Khusus untuk Pertamina sebagai Perusahaan Migas Nasional, diberikan bagi hasil minyak dan gas dengan perbandingan 60%:40%. Bagi hasil tersebut merupakan bagi hasil bersih setelah dikurangi biaya-biaya yang dikeluarkan oleh Kontraktor. Pada skema Gross Split bagi hasil antara Pemerintah dan Kontraktor adalah 57%:43% (base split) untuk produksi minyak. Untuk produksi gas adalah 52%:48% dengan Pemerintah tidak menanggung biaya-biaya yang diperlukan untuk produksi migas. Penelitian dilaksanakan dengan tujuan untuk mengevaluasi keekonomian, kelebihan dan kekurangan kedua jenis PSC tersebut dengan mengambil contoh kasus pada Lapangan Gas offshore. Hasil penelitian diharapkan dapat memberikan gambaran mengenai tantangan penerapan skema Gross Split dan Cost Recovery bagi pelaku industry hulu migas. Kegiatan penelitian mencakup telaah pustaka, analisis pendahuluan, pengambilan data KKKS, pemodelan tekno-ekonomi skema Gross split dan Cost recovery serta analisis hasil perhitungan yang diperoleh. Hasil penelitian menunjukan bahwa indikator keekonomian hulu pada skema Gross Split menunjukan hasil yang kurang aktraktif jika dibandingkan dengan skema Cost Recovery pada pengembangan Lapangan Frontier namun nilai tersebut sensitive perubahannya terhadap peningkatan produksi dan efisiensi biaya yang dapat dilakukan Kontraktor. Peningkatan daya tarik bagi investor hulu migas khususnya pada pengembangan Lapangan Frontier dengan skema Gross Split masih lebih menarik dengan pemberian insentif jika terjadi risiko dry hole atau pemberian data eksplorasi yang lebih banyak yang dilakukan peneliti.

Type curve penurunan tekanan alir dasar lubang sumur sebagai fungsi waktu untuk mengkaji efek penurunan produksi reservoir, merupakan salah satu metode analisis kinerja reservoir yang sudah luas dikenal dan digunakan dengan praktis untuk berbagai kondisi di lapangan. Penelitian ini mengangkat aspek laju produksi konstan pada sumur dan tekanan batas terluar bounded no flow atau tertutup dari reservoir terbatas yang akan dilihat pengaruhnya terhadap laju penurunan tekanan. Kenyataan menunjukan bahwa laju produksi konstan di sumur dianggap lebih praktis dilakukan di lapangan. Ide awal ini berasal dari Turkidan Demski yang berhasil membuat type curve untuk model reservoir komposit pada kasus tekanan konstan di sumur. Type curves dibuat dari hasil penurunan secara analitis dari persamaan difusivitas untuk aliran fluida satu fasa untuk model reservoir komposit. Pada penelitian ini akan diperlihatkan bagaimana aplikasi dari type curve yang mewakili suatu model reservoir komposit dengan dua region dengan pengaruh parameter mobility ratio, storativity ratio, skin pada lubang sumur dan jari-jari discontinuity. Type Curves yang dihasilkan pada studi ini dapat digunakan untuk interpretasi log log type curve matching reservoir komposit dengan batas luar terbatas.

<p>Metode analisis yang digunakan untuk mengevaluasi kinerja sumur minyak dengan tujuan melakukan analisis dan evaluasi kinerja pada sumur minyak meliputi antara lain metoda empirik, metoda analitik dan metoda numerik atau kombinasi ketiga metoda tersebut yang dapat menghasilkan <em>type curves</em>. Penelitian ini mengangkat permasalahan kondisi reservoir komposit dengan batas sumur yaitu laju alir produksi konstan dan batas luar <em>adalah infinite acting </em>dimana <em>type curves </em>yang terbentuk dihasilkan dari penurunan analitis yang dihasilkan dari persamaan difusivitas. Uji sensivitas dilakukan dengan merubah parameter jari-jari <em>discontinuity</em>, rasio <em>mobility</em>, <em>storativity </em>dan skin pada lubang sumur. <em>Type curves </em>yang dihasilkan dapat digunakan untuk menginterpretasikan log-log <em>type curve matching </em>dari reservoir komposit.</p>