Analisis Karakteristik Reservoir dan Deliverabilitas Gas Untuk Memprediksi Plateau time Produksi Sumur AR-01 pada Cekungan Jawa Timur
Ratna Widyaningsih 1*) , Avianto Kabul Pratiknyo 1) , Damar Nandiwardhana 1) , Subiatmono 1) , Ristiyan Ragil Putradianto 1) , Ardin Eka 1)
1) Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta * email korespondensi : ratna.widyaningsih@upnyk.ac.id

## ABSTRAK
Produksi Sumur AR-01 merupakan salah satu rencana pengembangan Lapangan gas ARKA yang terdapat di cekungan Jawa Timur. Sumur AR-01 akan diproduksikan pada salah satu lapisannya yaitu X-50 dengan litologi shaly sand . Hal utama yang harus dipertimbangkan ialah mengetahui karakteristik reservoir dan produktivitas sumur. Perhitungan In itial Gas in Place (IGIP) secara volumetrik dilakukan sebagai acuan perhitungan material balance . Parameter yang diperlukan untuk menganalisa karakteristik reservoir dan produktivitas didapat dari hasil analisis uji tekanan sumur. Sumur AR-01 telah dilakukan pressure build up test dengan pendekatan Pseudo pressure . Analisis dilanjutkan dengan deliverabilty test dengan  metode back  pressure  test  (PBU) ,  untuk  mengetahui  produktivitas  sumur  dan Absolute  Open  Flow (AOF). Perhitungan Vertical Lift Performance untuk mendapatkan laju alir optimum yang digunakan untuk penentuan plateau time . Berdasarkan hasil PBU, didapatkan permeabilitas reservoir pada lapisan X-50 sebesar 185 mD dengan nilai skin sebesar +21. Dari hasil analisis deliverabilitas, didapatkan nilai AOF sebesar 3,28 MMSCFD. Selanjutnya menentukan laju produksi optimum menggunakan minimum critical rate sebesar 0,14 MMSCFD dan maximum critical rate sebesar 2,35 MMSCFD untuk lapisan X-50. Hasil perhitungan volumetrik, didapatkan IGIP sebesar 382 MMSCF. Hasil prediksi plateau time didapatkan pada laju alir produksi 0,5 MMSCFD, 1 MMSCFD, 1,5 MMSCFD, dan 2 MMSCFD berturut- turut  dapat  memberi plateau selama  15  bulan,  5  bulan,  2  bulan,  1  bulan.  Jika  laju  produksi  diatur  pada critical  rate maksimumnya, maka tidak akan terdapat laju plateau .
Kata kunci : deliverability gas; reservoir gas; pressure transient ; pressure build up test ; plateau time

## ABSTRACT
The AR-01 well production is one of the development plans for the ARKA gas field in the East Java basin. The AR-01 well is planned to be produced in one of its layers, namely the X-50 layer with shaly sand lithology. The main consideration in producing gas wells is knowing the characteristics of the reservoir and the production capability of the well. Volumetric IGIP calculation was also carried out as an initial reference for calculating material balance. The parameters needed to analyze  reservoir  characteristics  and  production  capabilities  are  obtained  from  the  results  of  the  well  pressure  test analysis. The well test carried out is a pressure build up test with a Pseudo pressure approach. The analysis was continued with a deliverability test using the back pressure test method, to determine the productivity of the well and Absolute Open Flow  (AOF).  VLP  calculations  are  carried  out  to  obtain  the  optimum  flow  rate  that  will  be  used  as  a  reference  for determining plateau time. Based on the results of the PBU, the reservoir permeability in the X-50 layer is 185 mD with a skin value of +21. Based on the deliverability analysis, the AOF value in the X-50 layer is 3.28 MMSCFD. After that, it is  continued  with  determining  the  optimum  production  rate  with  a  minimum  critical  rate  of  0.14  MMSCFD  and  a maximum critical rate of 2.35 MMSCFD for the X-50 layer. Through volumetric calculations, the X-50 layer IGIP value was  382  MMSCF.  The  results  of  the  plateau  time  prediction  show  that  the  production  flow  rate  of  0.5  MMSCFD,  1 MMSCFD, 1.5 MMSCFD, and 2 MMSCFD can give plateau for 15 months, 5 months, 2 months, 1 month, respectively. If the production rate is set at its maximum critical rate, there will be no plateau rate.
Keywords: deliverability gas; reservoir gas; pressure transient; pressure build up test; plateau time

## I. PENDAHULUAN
Proses analisis karakteristik reservoir merupakan salah satu tahapan yang sangat penting pada kegiatan eksplorasi dan eksploitasi  hidrokarbon  sehingga  mendapatkan  hasil  yang  maksimal  dari  kegiatan  eksplorasi  dan  eksploitasi  tersebut. Untuk  mendapatkan  hasil  yang  maksimal  tersebut  diperlukannya  beberapa  tahapan  penting,  salah  satunya  adalah melakukan pengujian sumur (Guo, B., Ghalambor, A., 2012). Pengujian sumur ( well testing ) adalah rekayasa sistem dan
mencakup desain pengujian sumur, akuisisi dan interpretasi data tekanan, dan deskripsi dinamis dari sumur minyak/gas dan reservoir minyak/gas (Zhuang H., et al., 2020).
Uji sumur pressure build up merupakan teknik pengujian pressure transient , yaitu memproduksikan sumur menggunakan laju produksi yang konstan ( flow period ) selama beberapa waktu tertentu kemudian sumur ditutup/ shut-in dalam jangka waktu tertentu (pada sumur gas umumnya menutup choke di permukaan). Dikarenakan adanya penutupan pada sumur menyebabkan  naiknya  tekanan  yang  kemudian  dicatat  sebagai  fungsi  waktu.  Berdasarkan  data  tekanan  yang  didapat, kemudian dapat  menentukan permeabilitas  formasi, daerah pengurasan, terdapat ada atau tidaknya  kerusakan formasi, dan batas dari reservoir (Chaudhry, U A, 2004).
Pengujian  sumur  yang  dilakukan  pada  sumur  AR-01  merupakan pressure  build  up  test dengan  pendekatan Pseudo pressure .  Kemudian  melakukan  uji  alir  lapisan  ( deliverabilty  test )  menggunakan  metode back  pressure  test yang bertujuan  untuk  mengetahui  kemampuan  produksi  ditunjukkan  oleh  nilai Absolute  Open  Flow (AOF).  Dari  hasil  uji pressure build up , akan didapatkan karakteristik formasi dan beberapa parameter yang berguna untuk menentukan IGIP. Sedangkan  berdasarkan hasil  uji  deliverabilitas  dapat  menghitung inflow  Performance  relationship (IPR)  formasi  dan Vertical  Lift  Performance (VLP)  sumur.  Dari  hasil  analisis  IGIP,  IPR  dan  VLP,  akan  dapat  ditentukan plateau  time masing-masing lapisan jika diproduksikan dengan laju alir produksi yang berbeda-beda.
Sumur AR-01 telah dilakukan pemboran pada tahun 2018, yang berlokasi di cekungan Jawa Timur. Lapisan produktif sumur  AR-01  yaitu  terdapat  pada  lapisan  X-50  berupa  lapisan shaly  sand .  Sumur  ini  belum  berproduksi  dan  hanya memiliki  data  hasil  uji  tekanan. Gambar  1 merupakan  lokasi  sumur  AR-01  yang  terletak  pada puncak  lipatan  positif (antiklin) dan dibatasi oleh sesar normal di sebelah Barat dan Timurnya. Sebelum melakukan skenario pengembangan lapangan,  karakteristik reservoir dan  kemampuan  produksi  suatu  sumur  gas  tersebut  perlu  diketahui.  Besarnya produktivitas suatu sumur didapat dari analisa pengujian sumur dan deliverability .
Hasil analisa pressure build up , didapatkan besaran permeabilitas reservoir pada lapisan X-50 sebesar 185 mD dengan skin sebesar +21, serta nilai AOF sebesar 3,28 MMSCFD. Kemudian menentukan laju produksi optimum menggunakan nilai critical  rate minimum  0,14  MMSCFD  dan critical rate maksimum  2,35  MMSCFD.  Berdasarkan  perhitungan volumetrik, didapatkan nilai IGIP 382 MMSCF. Hasil dari prediksi plateau time Sumur AR-01 pada lapisan X-50, untuk laju alir produksi 0,5 MMSCFD, 1 MMSCFD, 1,5 MMSCFD, dan 2 MMSCFD berturut-turut sanggup memproduksikan gas dalam keadaan laju plateau selama 15 bulan, 5 bulan, 2 bulan, 1 bulan. Jika lapisan diproduksikan pada critical rate maksimumnya, maka nilai rate akan langsung turun dan tidak terdapat laju plateau .
Pada  skenario  pengembangan  lapangan  gas  yaitu  besarnya  produksi  gas  harus  memperhatikan  nilai  kontrak  dengan konsumen, mengingat gas terproduksi biasanya langsung dialirkan ke konsumen. Maka sebelum perusahaan menentukan nilai kontrak, perusahaan harus mengetahui kemampuan produksi gas pada laju alir konstan dalam jangka waktu tertentu ( plateau time ) per sumuran.

## II. METODE
Penelitian ini membahas mengenai analisa uji pressure transient untuk mengetahui karakteristik formasi. Data PVT, data wellbore ,  data  uji  EMR  tersedia,  namun  karena  lapangan  ini  merupakan  lapangan  baru, maka  belum  ada data  sejarah produksi. Keterbatasan lainnya yaitu ketidak tersediaannya data special core analysis (SCAL) sehingga menggunakan korelasi untuk merekonstruksi data dari data reservoir lainnya yang diketahui.
Langkah  pertama  penelitian  ini  yaitu  mengumpulkan  data-data  yang  tersedia,  kemudian  menganalisa  hasil  uji  sumur dengan alat EMR. Dari Analisa data tersebut kita bisa mengetahi karakteristik reservoir seperti permeabilitas, skin dan baoundary pengurasan. Setelah itu, kita melakukan perhitungan IGIP secara volumetrik. Data Bgi yang diperlukan dalam perhitungan  IGIP  secara  volumetrik,  kemudian  dihitung  dari  data reservoir lainnya  seperti  faktor  kompressibilitas, tekanan reservoir dan temperatur reservoir . Persamaan IGIP yang digunakan yaitu :
𝐼𝐺𝐼𝑃 = 43560 𝐴 ℎ ∅(1−𝑆𝑤) 𝐵𝑔𝑖 (1) Keterangan : IGIP = initial gas in place, MMSCF A
= luar area reservoir , acre h
= ketebalan reservoir, ft
 = porositas rata-rata, fraksi S w
= saturasi air rata-rata, fraksi
B gi = faktor volume formasi gas mula-mula, cuft/scf Langkah berikutnya yaitu melakukan analisa uji deliverability sumur gas untuk menentukan produktivitas lapisan X-50 dan menentukan laju alir maksimal atau AOF ( Absolute Open Flow ). Selain kurva deliverabilitas ini, perhitungan laju kritis untuk sumur gas pada tubing terpasang juga dihitung dengan metode Turner. Persamaan yang digunakan yaitu :
𝑣 𝑔𝑐 = 𝑘 𝜎0,25(𝜌𝑙−𝜌𝑔) 0,25 𝜌𝑔0,5 (2)
𝑄 𝑔𝑐 = 3,06 𝑃 𝐴 𝑉𝑔𝑐 (𝑇+460)𝑍 (3) Keterangan : Vgc = kecepatan kritis gas, ft/s k = konstanta Turner (1,92)  = tegangan permukaan cairan ke gas, dyne/cm  g = densitas gas, lb/ft 3
 l = densitas liquid, lb/ft 3 Q gc
= critical gas rate, MMSCFD A
= luas area yang dilalui, ft 2
T = Temperatur, o F P
= tekanan, psia
Z = faktor kompressibilitas gas
Setelah itu menghitung dan memplot hasil VLP ( Vertical Lift Performance ). Langkah terakhir yaitu melakukan prediksi plateau time dengan metode material balance. Gambar 2 merupakan gambaran singkat mengenai runutan metodologi yang akan di pakai pada penelitian kali ini.

## Gambar 2 Skema Metode Penelitian
Semua data tekanan pada Sumur AR-01 dikonversi dan dianalisis dalam bentuk Pseudopressure . Pseudopressure adalah nilai tekananan yang mempertimbangkan variabel kompresibilitas dan viskositas gas untuk setiap nilai tekanannya.

## III. HASIL DAN PEMBAHASAN
Jika dilihat dari lokasi Sumur AR-01, sumur ini terletak di puncak struktur dimana terdapat patahan di sekitarnya seperti yang terlihat pada Gambar 1 . Hal ini pasti berpengaruh terhadap luasan pengurasan sumur atau boundary . Tabel 1 dan Tabel 2 menunjukkan data batuan dan fluida reservoir X-50, dimana fluida produksi reservoir ini merupakan dry gas. Data-data tersebut didapatkan dari lapangan ARKA yang akan digunakan dalam perhitungan IGIP.

## Tabel 1. Data Reservoir X-50
Data Tekanan Reservoir , psia 901,71 Temperatur Reservoir , o F 121,18 Ketebalan Lapisan, ft 7 Luas Area (by G&G), acre 182,98 Vsh rata-rata, % 14,25 Porositas rata-rata, % 31,82
Saturasi air rata-rata, % 59,66 Litologi Shaly Sandstone
Tabel 2. Data Fluida Reservoir X-50 pada Kondisi Standar
Data Compressibility factor (Z) 0,998 Specific Gravity gas 0,56 API Gravity, o API 120,93 Gross Heating Value, BTU/CF 1010,46

## Perhitungan IGIP
Pendekatan  awal  yaitu  melakukan  perhitungan  IGIP  pada  lapisan  X-50  dengan  menggunakan  metode  volumetrik. Diperlukan data faktor volume formasi gas (Bgi) dari perhitungan di bawah ini :
𝐵 𝑔𝑖 = 0,0282 𝑍𝑟𝑒𝑠 𝑇𝑟𝑒𝑠 𝑃𝑟𝑒𝑠
𝐵 𝑔𝑖 = 0,0282 𝑥 0,92 𝑥 (121,18+460) 901,71 = 0,0167 𝑐𝑢𝑓𝑡/𝑠𝑐𝑓
Perhitungan IGIP secara volumetrik :
𝐼𝐺𝐼𝑃 = 43560 𝑥 𝐴 𝑥 ℎ 𝑥 ∅ 𝑥 (1−𝑆𝑤𝑖) 𝐵𝑔𝑖
𝐼𝐺𝐼𝑃 = 43560 𝑥 182,98 𝑎𝑐𝑟𝑒 𝑥 7 𝑓𝑡 𝑥 0,32 𝑥 (1−0,59) 0,0167 = 382 𝑀𝑀𝑆𝐶𝐹

## Analisa well test
Data flow  test berisi  data  uji back  pressure yang  dilakukan  selama  2  hari  menggunakan  EMR  ( Electrical  Memory Recorder ). Alat EMR merekam data pengukuran tekanan dan temperatur dasar sumur. Alat akan mencatat data tekanan dan  temperatur  tiap  per  kedalaman  lubang  sumur  dan  tiap  waktunya.  Pengujian  sumur  pada  lapisan  X-50  dilakukan dengan  melakukan  pembukaan  sumur  menggunakan  ukuran choke yang  berbeda  sebanyak  5  kali.  Pada Gambar  3 menunjukkan bahwa dari EMR diturunkan hingga dinaikkan kembali, butuh waktu selama ±80 jam. EMR diturunkan ke kedalaman 2066 ft-MD, kemudian sumur dibuka dengan 5 ukuran choke yang berbeda-beda, yaitu choke ukuran 16/64” dibuka selama 4 jam, pada choke 22/64” dibuka selama 4 jam, pada chke 28/64” dibuka selama 4 jam, pada choke 34/64” dibuka selama 6 jam, dan ukuran 40/64” dibuka selama 6 jam, kemudian sumur ditutup selama 48 jam. Berikut Tabel 3 dan Gambar 3 menunjukkan periode pengujian dan hasil uji dari EMR. Gambar 4 merupakan plotting hasil pengukuran static gradient lapisan X-50.
Tabel 3. Data Uji Back Pressure
Periode, jam Ukuran Choke, inch Laju Alir, MMSCFD 4 16/64” 1,15 4 22/64” 1,69 4 28/64” 2,22 6 34/64” 2,64 6 40/64” 2,83

## Gambar 3. Data Hasil EMR

## Gambar 4. Data Grafik Static Gradient Lapisan X-50
Setelah mendapatkan data dari hasil uji sumur, kemudian data dianalisa menggunakan software untuk analisa welltest . Pada Gambar 5 terdapat 2 garis dan 2 titik-titik. Titik-titik berwarna hijau merupakan dP dari kondisi reservoir aktual, sedangkan titik-titik merah merupakan actual pressure derivative dari kondisi reservoir . Garis merah menunjukkan dP yang  dimodelkan,  dan  garis  hitam  merupakan pressure  derivative yang  dimodelkan  menggunakan  software.  Terdapat juga 3 zona, yaitu early time, middle time, dan late time . Pada kondisi early time didapatkan parameter seperti skin dan konstanta wellbore storage . Jika gundukan yang terdapat pada early time lebih tinggi, maka nilai skin -nya lebih besar pula. Jika gundukan tersebut lebih ke arah kanan, maka nilai konstanta wellbore storage -nya menjadi lebih besar, begitu pun sebaliknya. Pada kondisi middle time , grafik dipengaruhi oleh nilai permeabilitas. Jika harga permeabilitas semakin besar, maka akan menghasilkan jarak antara grafik dP dan pressure derivative menjadi lebih renggang. Pada kondisi l ate time , kita dapat mengetahui pengaruh batas dari reservoir tersebut yang ditandai dengan adanya kenaikan grafik pressure derivative. Pada kasus ini terlihat adanya closed boundary yang berupa patahan.

## Gambar 5. Log-Log Plot dP dan Pressure Derivative terhadap Waktu Lapisan X-50
Penyelarasan data aktual dan simulasi dilakukan dengan memodifikasi harga skin dan permeabilitas. Hasil analisa plotting pada  software,  didapatkan  model  sumur  berupa changing  wellbore  storage ,  vertical,  model reservoir berupa homogeneous sedangkan model boundary berupa rectangle-no flow . Nilai Pi yang didapatkan yaitu sebesar 957,13 psia, nilai konstanta wellbore storage (C) sebesar 3,34×10-7 bbl/psi, nilai permeabilitas rata-rata (k) sebesar 185 mD, nilai skin damage (s) sebesar +21, dan nilai batas pada tiap arah selatan, timur, utara, dan barat sebesar 148 ft, 382 ft, 18,9 ft, dan 1700  ft.  Pada  hasil  uji  sumur  ini  terdapat  fenomena changing  wellbore  storage . Changing  wellbore  storage ditandai dengan adanya kurva tekanan dan kurva derivatif yang tidak berhimpit pada early time region . Changing wellbore storage disebabkan oleh perubahan kompresibilitas pada fluida di wellbore . Ketika sumur ditutup, akan terjadi kenaikan tekanan yang akan menyebabkan penurunan dari nilai kompresibilitas gas pada wellbore yang berujung penurunan nilai wellbore storage.

## Perhitungan Deliverabilitas Gas
Perhitungan gas deliverability lapisan X-50 dilakukan dengan korelasi Forchheimer with Pseudo Pressure . Korelasi ini digunakan  karena  lapisan  X-50  memiliki  kondisi reservoir high permeability ,  fluida  produksi  gas  dengan  asumsi  non darcy flow ,  dan high flow production rate s  yang  tinggi  sehingga  korelasi  Forchheimer  lebih  dianjurkan  daripada persamaan Darcy (Yu-Shu Wu,2016). Tabel 4 menunjukkan data sumur AR-01 yang akan digunakan sebagai input data untuk perhitungan gas deliverability dan tubing intake Performance/ Vertical Lift Performance .
Tabel 4. Data Sumur AR-01
Data Jari-jari sumur, inch 12,25 Top Perforation depth, ft 2236 Bottom Perforation depth, ft 2242 Tubing ID, inch 2,441
Data input laju dan tekanan untuk perhitungan deliverabilitas gas merupakan data hasil uji back pressure ( Tabel 3 ). Dari hasil perhitungan, kemudian didapatkan nilai AOF sebesar 3,28 MMSCFD, dan nilai Darcy dan non- Darcy coefficient berturut  turut  sebesar  16.494,8  psi2/cP/(MSCFD/D),  dan  1,0583  psi 2 /cP/(MSCFD/D) 2 .  Kemudian  dilanjutkan  tahap penyelarasan  data  hasil test dengan  simulasi  untuk  menentukan  korelasi Vertical  Lift Performance (VLP).  Dari  hasil analisa, didapat bahwa korelasi yang sesuai yaitu Metode Duns and Ros (Guo, B., 2007) Modified dengan nilai selisih kurang dari 1%. Korelasi ini dipilih karena kondisi sumur vertikal dan sesuai untuk kondisi slip velocity .
Analisis kemudian dilanjutkan dengan penentuan laju produksi dengan asumsi minimum wellhead pressure sebesar 100 psig menggunakan Metode Turner (Fanchi, J., Christiansen, R., 2016) sehingga didapatkan nilai critical rate minimum sebesar 0,14 MMSCFD. Untuk laju alir kritis didapatkan dari analisis core dikombinasikan dengan penilaian formasi dari petrofisik, yaitu dengan batasan pressure drop maksimum dari reservoir ke wellbore sebesar 400 psia. Berdasarkan hal tersebut,  maka  laju  alir  yang  direkomendasikan  untuk  lapisan  X-50  ini  antara  0,14  hingga  2,35  MMSCFD.  Titik perpotongan antara kurva deliverabilitas gas dan tbing intake curve pada Gambar 6 dengan kata lain operating point , berada di laju 2,8 MMSCFD. Hal ini berarti operating point- nya berada di atas laju kritis. Maka laju ini tidak digunakan dalam prediksi plateau time .

## Gambar 6. Grafik Deliverabilitas Gas dan Penentuan VLP

## Analisa Plateau time
Menggunakan  perhitungan  material  balance,  prediksi plateau  time produksi  dilakukan  Sumur  AR-01.  Perhitungan dilakukan dengan sensitivitas laju produksi sebesar 0,5 ; 1 ; 1,5 ; 20 dan 2,35 sebagai laju maksimum kritisnya. Dari hasil analisa laju produksi 0,5 MMSCF; 1 MMSCFD; 1,5 MMSCFD, dan 2 MMSCFD berturut-turut dapat memproduksikan gas pada laju plateau selama 15 bulan, 5 bulan, 2 bulan, 1 bulan. Sedangkan untuk laju produksi 2,35 MMSCFD langsung mengalami penurunan nilai rate ketika sumur dibuka. Hasil perhitungan ditunjukkan pada Gambar 7 .
Dari lapisan tersebut, tidak ada yang bisa mencapai plateau selama lebih dari 3 tahun, hal tersebut disebabkan oleh batasan wellhead pressure 100 psig, sedangkan harga tekanan reservoir yang dimiliki tidak terlalu besar yaitu 901,71 psia serta saturasi gas yang cukup kecil dibandingkan saturasi airnya. Seiring dengan proses produksi, tekanan reservoir mengalami penurunan hingga tekanan tersebut tidak sanggup lagi untuk memproduksikan gas dengan laju alir konstan, Pada Analisa material balance tidak memperhitungkan adanya aquifer, karena tidak ada data yang menunjukan adanya aquifer pada data tersedia. Serta tidak adanya data sejarah produksi untuk memperhitungkan drive mechanism yang memungkinkan analisa lebih lanjut indikasi adanya aquifer.
Gambar 7. Prediksi Plateau time dengan Sensitivitas Laju pada Range Laju Kritis

## KESIMPULAN
1. Hasil  analisa  karakteristik reservoir lapisan  X-50  Sumur  AR-01  dari  analisa pressure transient didapatkan  bahwa permeabilitas sebesar 185 md dengan skin + 21 dengan batas pengurasan sumur yaitu ; batas Selatan adalah 148 ft ( no flow ), batas Timur adalah 38 ft (no flow ), batas Utara adalah 18,9 ft (no flow ), batas Barat adalah 1700 ft ( no flow )
2. Nilai IGIP dari Sumur-AR-01 menggunakan metode volumetrik sebesar 382 MMSCF untuk Lapisan X-50,
3. Parameter produktivitas lapisan X-50 Sumur AR-01 yang didapatkan yaitu nilai AOF sebesar 3,24 MMSCFD dengan laju alir optimum yang direkomendasikan yaitu 0,14 - 2,35 MMSCFD.
4. Hasil prediksi waktu plateau pada lapisan X-50 untuk laju 0,5 ; 1 ; 1,5 ; 2 yaitu 15 ; 5 ; 2 ; 1 bulan. Sedangkan pada laju  2,35  MMSCFD  tidak  didapatkan  hasil plateau ,  sehingga  untuk  penentuan  besar  dan  lamanya  kontrak  bisa mempertimbangkan hasil produksi ini.

## DAFTAR PUSTAKA
Chaudhry, U A., (2004): Pressure Buildup Analysis Techniques for Oil Wells ., Gulf Professional Publishing., 2004. 978- 0750677066
Fanchi, J., Christiansen, R. (2016): Introduction to Petroleum Engineering (1st ed.) ., Wiley
Guo,  B.,  Ghalambor,  A  (2012):  Natural  Gas  Engineering  Handbooks  (Second  Edition).,  Elsevier.,  Gulf  Publishing Company., 978-1-933762418
Guo,  B.,  et  al  (2007): Petroleum  Production  Engineering  A  Computer  –  Assisted  Approach .,  Elsevier  Science  & Technology Books., 075-0682701
Wu,  Yu-Shu.  (2016): Multiphase  Fluid  Flow  in  Porous  and  Fractured  Reservoirs  Chapter  12.  Multiphase  Flow  in Unconventional Petroleum Reservoirs., Elsevier., Gulf Professional Publishing Zhuang H., et al (2020): Dynamic Well Testing in Petroleum Exploration and Development ( Second Edition )., Elsevier., 978-0128191620