## ANALISIS  HALL PLOT UNTUK MENGIDENTIFIKASI  FORMATION
DAMAGE DAN PERFORMANCE INJEKSI PADA KEGIATAN WATERFLOODING DI LAPANGAN NORTH RIFA PT. PERTAMINA  EP

## ASSET  1 FIELD  RAMBA
1) Sefilra Andalucia, 2) Fachri  Ariansyah  Al Hafidz
1,2) Program Studi Teknik  Eksplorasi Produksi Migas , Jurusan Teknik Perminyakan Politeknik  Akamigas  Palembang Email : andalucia@pap.ac.id

## Abstrak
Ada  banyak   metode  yang dapat dilak uk an untuk  meningk atk an tek anan reservoir. Salah satunya dengan  melak uk an  injek si  air,  baik   untuk   pressure  maintenance  maupun  waterflood.  Perbedaan k edua metode tersebut terletak  pada target zona yang ak an diinjek sik an den gan air. Pada pressure maintenance,  injek si  ditargetk an  pada  zona  air  saja.  Sedangk an  pada  waterflooding,  injek si ditargetk an pada zona minyak  yang bertujuan untuk mendesak minyak yang terperangkap di reservoir sehingga minyak  dapat diproduk sik an. Namun, d alam aplik asinya tidak  mudah, ak an ada masalah seperti k erusak an formasi. Kerusak an inilah yang ak an dianalisa menggunak an metode Hall Plot. Metode Hall Plot adalah k urva yang diplot berdasark an cummulative tek anan terhadap cummulative volume  injek si.  Dalam Tugas Ak hir ini, hal yang menjadi acuan adalah hasil dari k urva Hall Plot yang selanjutnya ak an digunak an untuk  mengidentifik asi seperti apa k ondisi ak tual sumur injek si yang dianalisis. Terdapat 8 sumur injek si yang dianalisis di lapangan North Rifa  dan diindik asik an 6 sumur  mengalami  k erusak an  yaitu  FA-14,  FA-20,  FA-21,  FA-73,  FA-78  dan  FA-79  serta  2  sumur dalam k eadaan normal yaitu FA-60 dan FA-92. Indik asi sumur yang mengalami k erusak an adalah perhitungan  nilai  sk in  yang mendapatk an hasil yang positif. Setelah dik etahui sumur-sumur yang mengalami  k erusak an,  selanjutnya  dilak uk an  analisis  k elayak an  stimulasi.  Dari  hasil  analisis k elayak an stimulasi k eenam sumur tersebut semuanya disarank an untuk dilak uk an stimulasi. Metode stimulasi yang direk omendasik an yaitu Acidizing.
Kata  Kunci : Injek si air, Metode Hall Plot, Waterflood
1. Pendahuluan
1.1 Latar  Belakang Water  injection adalah  metode  yang digunakan  dengan cara menginjeksikan air ke dalam  reservoir  sehingga  kolom  air  akan memenuhi pori batuan reservoir dan menekan minyak  yang  ada  sehingga  tekanan reservoir dapat  dipertahankan  dan  produksi  dapat ditingkatkan.
Namun dalam pengaplikasiannya tidaklah  mudah,  sebelum  kegiatan water injection tersebut dilaksanakan perlu dilakukan  peramalan  laju  injeksi  air  ke  dalam reservoir  melalui  sumur  injeksi  sehingga meningkatkan sweep  effeciency terhadap kolom  minyak  yang  tergusur  dan  perlu  juga dilakukan monitoring terhadap  kinerja  dari water injection tersebut. Pada water injection juga sering terjadi kerusakan formasi, kerusakan  tersebut  biasanya  terjadi  karena adanya  plugging  atau  penyumbatan  pada sumur  tersebut.  Pengujian  sumur  pada  water injection  dianalisa  dengan  Metode Fall  Off
Test
dan Hall Plot tetapi dalam pengaplikasiannya metode yang paling sering digunakan adalah metode Hall Plot . Hall Plot adalah  kurva  yang  dapat  digunakan  untuk menganalisis  performa  dari  sumur  injeksi dengan  cara  membuat  kurva  antara  tekanan yang dikalikan dengan  waktu  tertentu terhadap  volume  injeksi  kumulatif  yang diberikan  kepada  sumur.  Dengan Hall  Plot dapat  diketahui  seberapa  besar  efek damage yang  terdapat  pada  sumur  injeksi  tersebut sehingga  tidak  perlu  dibutuhkan  pengujian sumur  yang  cukup  menghabiskan  waktu, menunda  produksi,  dan  mahal.  Maka  dari itu Analisis Hall  Plot Untuk  Mengidentifikasi Formation  Damage Pada  Kegiatan Water Injection dipilih  sebagai bahan penelitian ini.
1.2  Tujuan  Penelitian Adapun tujuan yang ingin dicapai dalam
penelitian ini adalah sebagai berikut :
1.  Melakukan monitoring sumur  injeksi berdasarkan performance injeksi  dan Kurva Hall Plot .
Vol 7. No.2 Desem ber 2016
2.  Menghitung  radius  injeksi, sk in ,  dan
injectivity index pada sumur injeksi.
3.  Melakukan  analisis dan seleksi kandidat sumur yang akan distimulasi berdasarkan kondisi aktual sumur.
4.  Merekomendasikan  sumur  yang  layak untuk distimulasi dan metode yang akan digunakan.
2. Dasar Teori
Pada  lapangan  yang  sudah  melewati batas primary recovery -nya, dilakukan optimasi  produksi  dengan  cara  yang  lain salah  satunya  adalah  injeksi  air  ( water flooding) . Waterflooding adalah  salah  satu metode  yang  paling  sering  digunakan  dalam tahapan Secondary  Recovery. Mekanisme kerjanya adalah dengan  menginjeksikan
air   ke  dalam  formasi  yang  berfungsi  untuk mendesak  minyak  menuju  sumur  produksi sehingga akan meningkatkan produksi minyak  ataupun  dapat  juga  berfungsi  untuk mempertahankan  tekanan  reservoir  ( pressure maintenance ),  untuk  lebih  jelasnya  lihat Gambar  2.1.
Gambar  2.1 Mekanisme waterflood 2.1 Pengawasan  Kegiatan  Waterflood (Reservoir Surveillance) Kunci kesuksesan sebuah proyek waterflood terlelak  pada  perencanaan  dan pelaksanaan program pengawasan serta   monitoring  pada  sumur.  Program  ini disesuaikan  dengan  lapangan  atau  proyek yang  bersangkutan,  sebab  masing-masing proyek waterflood mempunyai  karakter  yang beragam. Hal yang penting untuk diperhatikan  pada  program  monitoring sumur khususnya  sistem waterflood terdapat  pada Gambar  2.2.  Sebelumnya  proyek waterflood hanya  terfokus  pada  hasil  produksi  dan injeksi  saja.  Dewasa  ini dengan pengetahuan
manajemen  reservoir  modern,  telah  menjadi praktek  industri  untuk  menjadikan  sumur, fasilitas, water system dan kondisi pengoperasian  menjadi  program surveillance secara komprehensif.
Gambar  2.2. Waterflood Injection System 2.2 Kerusakan Formasi (Formation Damage) Kerusakan Formasi ( Formation Damage )  adalah  kerusakan  formasi  di sekitar lubang  sumur  migas,  yang  menyebakan pengurangan  kemampuan  alir  fluida reservoir di  bawah  kemampuan  asalnya.  Sebab-sebab kerusakan formasi  sebagai berikut : 1. Akibat Clay Swelling Pengurangan permeabilitas formasi yang  disebabkan clay  swelling merupakan subjek  riset  yang extensive dan  publikatif.
Berdasarkan  pada  hasil  riset,  menunjukkan bahwa  invasi fresh  water (filtrat  lumpur  bor) yang  masuk  ke  dalam  batuan  pasir  yang shaly,  dapat    mengurangi  permeabilitas  jika batuan  lempung  ( clay )  yang  terkandung dalam  batu  pasir  adalah  dari  tipe expanding lattice yang  gampang  mengembang  jika terkena  air  murni.  Kecenderungan  untuk mengembang  dan  menyumbat  pori  batuan formasi,  dapat  dihambat  oleh  kehadiran garam  organik  di  dalam  air.  Sekali clay mengembang  karena  kontak  dengan fresh water ,  larutan  garam  yang  kuat  mampu mengerutkan  partikel clay tersebut.  Akan tetapi,  pengerutan  ini  tidak  sempurna    dan permeabilitasnya  juga  tidak  akan  kembali  ke asal.  Sebenarnya,  dengan  kontaknya  formasi yang  mengandung expanding  lattice  clay dengan fresh water akan mengurangi permeabilitas  formasi  secara permanen.
2. Akibat Penyumbatan Partikel-Partikel
Padatan Penyumbatan partikel padatan ini
Vol 7. No.2 Desem ber 2016
disebabkan karena partikel padat yang berasal dari lumpur pemboran sehingga mengakibatkan rusaknya formasi. Penyelidikan  terakhir  menunjukkan  bahwa partikel clay dari  bahan  lumpur bentonite , mampu    berpenetrasi  dalam  suatu  material berpori.  Penetrasi  ini  walaupun  tidak  dalam, karena dihalangi oleh butiran batuan menghasilkan pengurangan permeabilitas formasi  yang  cukup  berarti.  Tipe-tipe clay yang  paling  tinggi  terhadap  penyumbatan formasi minyak dengan cara disperse (tersebar),  dan  kemudian  menyumbat  formasi adalah k aolinite, illite, dan chlorite .
Penyumbatan bisa
terjadi
karena
pengendapan scale anorganik seperti calcium carbonate,  calcium  sulfate dan barium sulfate.
3. Akibat Pengendapan Aspaltic Dan
Paraffin Pengurangan  suhu  dan  tekanan  yang disertai  aliran crude  oil (minyak  mentah) yang  mengandung  sejumlah  bahan-bahan aspaltik  atau  parafin  dapat  menyebabkan pengendapan material aspaltic ataupun parafin.  Pengendapan  ini    bisa  mengurangi permeabilitas formasi terhadap minyak dengan cara pemblokiran pori atau mengubah wettability formasi.
Dari  ketiga  penyebab kerusakan formasi yang  sudah  dibahas,  secara  garis  besar kerusakan formasi ( formation damage ) sangat berpengaruh  pada  permeabilitas. Pengaruh kerusakan formasi ( formation damage ),  mempunyai  efek  yang  buruk terhadap  produktivitas  sumur.  Efek  dari kerusakan  formasi  ini  harus  segera  ditangani agar produktivitas dari sumur  kembali maksimal. Ada dua metode untuk menganalisis  kerusakan  formasi  pada  sumur injeksi,  yaitu : Hall Plot dan Fall Off Test.
2.3 Hall Plot Analysis
Metode  Hall  mulai  dilakukan  untuk menganalisis  sumur  injeksi  air  pada  tahun 1963.  Metode  ini  berupa  pendekatan  secara grafis  untuk  mengevaluasi  kapasitas  injeksi sumur.  Secara  umum,  kapasitas sumur injeksi sulit  untuk  dievaluasi  karena  banyaknya variasi  dari  laju  injeksi  dan  tekanan.  Untuk mengevaluasi  kemungkinan adanya plugging ataupun peningkatan injeksi biasanya dibutuhkan data-data  tekanan  reservoir, viskositas air, dan densitas air.
Untuk  mengatasi  masalah  tersebut,
maka  Hall  menunjukkan  bahwa  gradient  dari kurva  jumlah  tekanan  kepala  sumur  dikalikan dengan waktu versus volume injeksi kumulatif  dapat  memperlihatkan  kapasitas sumur injeksi dan gradient akan tetap bernilai konstan  apabila  kapasitasnya  tetap  konstan. Jika  kondisi  sumur  berubah  atau  mengalami damage maka  kemiringan Hall  Plot akan berubah  juga.  Jika  sumur  distimulasi  maka kemiringan Hall Plot akan  berkurang. Persamaan yang digunakan untuk
menentukan  gradient  pada Hall  Plot adalah fungsi  yang  berasal  dari  berbagai  parameter reservoir  yang  mana permeabilitiy  thick ness (kapasitas) adalah yang paling penting.
Persamaannya adalah:
𝑚 = 𝜇𝑤𝐵𝑤 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 0.00707 𝑘𝑤  ℎ .............. (2.1) Dimana   : m : Slope µw  : Viskositas air (cp) Bw  : Faktor volume  formasi  air (bbl/stb)
re : Radius injeksi  (ft)
rw : Radius sumur (ft)
kw  : Permeabilitas  air (mD) h : Ketebalan lapisan (ft) Beberapa
asumsi berlaku untuk persamaan  ini.  Asumsi  yang  paling  penting adalah  tekanan  reservoir  dan  radius  injeksi harus  konstan.  Ketika  nilai  gradient  pada kurva water injeksi  kumulatif  versus tekanan kepala sumur dikalikan dengan waktu mengalami  perubahan  menjadi  berkurang, maka  diindikasikan  adanya  efek  stimulasi, misalnya perekahan hydraulic dan pengasaman.  Jika  gradient  pada  kurva tersebut mengalami perubahan menjadi bertambah, maka diindikasikan bahwa
adanya  efek damage pada  sumur,  misalnya adanya plugging atau bertambahnya nilai sk in yang  menyebabkan  menurunnya  kapasitas injeksi  fluida.
Kurva Hall  Plot tidak  hanya  dapat digunakan  untuk  mengidentifikasikan adanya penurununan  kapasitas  injeksi,  tetapi  juga dapat  digunakan  sebagai  metode  untuk menentukan treatment atau prosedur work over apa  yang  akan  dilakukan  untuk sumur  tersebut. Pada prosedur konvensional, jika  ditemukan  adanya problem pada  sumur melalui Hall Plot ,  langsung  dilakukan pengujian  sumur  untuk  menentukan  nilai
Vol 7. No.2 Desem ber 2016
formation damage ataupun nilai sk in .
Gambar  2.3 Hall  Plot (Hall,  1963)
Dimana  :
A = Injeksi dalam  keadaan normal
B  = Wellbore telah  dilakukan  stimulasi ( negative sk in )
C  =  Air  yang  diinjeksikan  keluar  dari  zona injeksi.
D  =  Adanya Plugging ( positive  sk in ) kualitas air injeksi  buruk.
2.4 Evaluasi  Formation  Damage  dengan
Hall Plot
Dalam setiap evaluasi formation
damage ,  tujuan  utamanya  adalah  untuk mengetahui apakah terjadi penurunan produktivitas sumur atau apakah ada penambahan pressure  loss akibat  adanya sk in . Oleh karena itu nilai sk in factor dihitung untuk  mengetahui  seberapa  seriuskah  efek damage yang  terdapat  pada  sumur, pressure drop yang  terdapat  karena  adanya sk in , dan memperkirakan  jumlah  produksi  yang  dapat ditingkatkan.  Dari  indikasi-indikasi  ini,  kita dapat memperkirakan treatment atau prosedur work over apa  yang  dapat  kita lakukan.
Hall Plot untuk sumur injeksi menggunakan data tekanan kepala sumur dan laju  injeksi  air.  Pada  penelitian  ini  digunakan data  tekanan  kepala  sumur  dan  volume injeksi  secara  kumulatif  sehingga  dapat mempermudah  dalam  membuat  kurva Hall Plot .  Dari  persamaan  gradient  yang  sudah dijelaskan di  atas,  persamaan  tersebut kemudian  diaplikasikan  untuk  menganalisis sumur injeksi.
2.5 Metode  Stimulasi
Stimulasi merupakan suatu proses perbaikan terhadap sumur untuk meningkatkan  nilai  permeabilitas  formasi yang  mengalami  kerusakan  sehingga  dapat memberikan  laju  produksi  yang  besar,  yang akhirnya  produktivitas  sumur  akan  menjadi lebih  besar  jika  dibandingkan  sebelum diadakannya  stimulasi  pada  sumur  tersebut. Stimulasi dilakukan pada sumur-sumur produksi yang mengalami penurunan produksi  yang  disebabkan  oleh  adanya kerusakan  formasi  ( formation  damage )  di sekitar lubang sumur dengan cara memperbaiki  permeabilitas  batuan  reservoir. Metode  stimulasi  dapat  dibedakan  menjadi Acidizing dan Hydraulic Fracturing . Alasan  dilakukanya  stimulasi  antara lain  karena  adanya  hambatan  alami  yaitu permeabilitas reservoir yang rendah sehingga menyebabkan  fluida  reservoir  tidak  dapat bergerak  secara  cepat  melewati  reservoir yaitu  yang  sering  disebut  dengan  kerusakan formasi ( formation damage ), kerusakan fomasi  ini  kebanyakan  disebabkan  oleh operasi  pemboran  dan  penyemenan  yang menyebabkan  permeabilitas  batuan  menjadi kecil  jika  dibandingkan  dengan  permeabilitas alaminya  sebelum  terjadi  kerusakan  formasi, pengecilan  permeabilitas  batuan  formasi  ini akan  mengakibatkan  terhambatnya  aliran fluida  dari  formasi  menuju  ke  lubang  sumur sehingga  pada  akhirnya  akan  menyebabkan turunnya produktivitas suatu sumur.
Sasaran  dari  stimulasi  ini  adalah formasi  produktif,  karena  itu  karakteristik reservoir  mempunyai  pengaruh  besar  pada pemilihan
stimulasi. Karakteristik reservoir meliputi karakteristik batuan maupun karakteristik fluida reservoir terutama  berpengaruh  pada  pemilihan  fluida treatment  baik  pada acidizing maupun  pada hydraulic fracturing , faktor  lain  yang berpengaruh  dalam treatment ini  adalah kondisi  reservoir  yaitu  volume  pori,  tekanan dan temperatur reservoir.

## 2.6 Pengertian  Acidizing
Acidizing adalah  salah  satu  proses perbaikan
terhadap sumur untuk menanggulangi  atau  mengurangi  kerusakan formasi dalam upaya  peningkatan  laju produksi dengan melarutkan sebagian batuan, dengan  demikian  akan  memperbesar  saluran yang  tersedia  atau  barangkali  lebih  dari  itu membuka  saluran baru sebagai akibat adanya
Vol 7. No.2 Desem ber 2016
pelarutan  atau  reaksi  antara acid dengan batuan.
Prinsip  kerja  asam  adalah  melarutkan baik  batuan  reservoir  ataupun  material penyusunnya.  Pada  mulanya  aciding  hanya untuk batuan limestone . Dengan
berkembangnya  waktu  maka  pengasaman pada  lapisan sandstone mulai  dilakukan untuk  menghilangkan  material damage yang ditimbulkan waktu pemboran maupun completion , work over dan
untuk menghancurkan fines yang  timbul  dari formasi  itu sendiri.
Terdapat  tiga  syarat  agar  asam  bisa digunakan  untuk  kegiatan  stimulasi  yaitu sebagai berikut :
1. Harus  bisa  bereaksi  dengan  karbonat dan  mineral  lain  untuk  menghasilkan produk yang bisa melarut.
2. Harus bisa menghambat karat di peralatan sumur.
3. Hal lain seperti aman, biaya, pengadaan, penyimpanan dll.
2.7 Jenis-jenis Acidizing Stimulasi dengan acidizing dapat dilakukan  dengan  menggunakan  tiga  metode yaitu :
1. Acid Washing
2. Acid fracturing
3. Matrix acidizing
Acid  washing adalah  operasi  yang direncanakan  untuk  menghilangkan  endapan scale yang  dapat  larut  dalam  larutan  asam yang  terdapat  dalam  lubang  sumur  untuk membuka  perforasi  yang  tersumbat.  Target dari acid washing adalah:
1. Scale di sekitar lubang bor.
2. Plugging  pada  formasi  yang  terjadi dalam  operasi drilling , work over atau produksi.
3. Presipitasi  akibat  perbedaan  temperatur & pressure yang signifikan.
Acid fracturing merupakan
penginjeksian  asam  ke  dalam  formasi  pada tekanan yang cukup tinggi untuk merekahkan formasi  atau  membuka  rekahan  yang  sudah ada.  Aplikasi acid  fracturing ini  hanya terbatas  untuk  formasi  karbonat,  karena  jika dilakukan  pada  formasi  batu  pasir  dapat menyebabkan  keruntuhan  formasinya  dan mengakibatkan  problem  kepasiran.  Semua perencanaan  yang  ada  pada acid  fracturing tidak  jauh  berbeda  dengan  yang  ada  pada matrix  acidizing .  Untuk  dapat  memperoleh
penetrasi  pengasaman  yang  optimal  maka harus  diperhatikan fluid  loss ,  lebar  rekahan, laju  injeksi,  temperatur,  jenis  formasi  dan jenis asam yang digunakan.
Matrix  acidizing dilakukan dengan cara menginjeksikan  larutan  asam  dan additif tertentu  secara  langsung  ke  dalam  pori-pori batuan  formasi  di  sekitar  lubang  sumur dengan  tekanan  penginjeksian  di  bawah tekanan  rekah  formasi,  dengan  tujuan  agar reaksi  menyebar  ke  formasi   secara  radial. Matrix  acidizing baik  digunakan  untuk batuan  karbonat  dan sandstone meskipun jenis asamnya berbeda. Matrix acidizing juga akan  sangat  baik  bila  dilakukan  pada  sumur dengan kedalaman formasi yang rusak sekitar 1-2  feet.
Pada  intinya, acidizing adalah  proses pelarutan material-material batuan yang terdapat  di  sekitar  lubang  sumur  dengan menginjeksikan  sejumlah  asam  ke  dalam sumur  atau  lapisan  produktif.  Oleh  karena itulah karakteristik reservoir mempunyai pengaruh  besar  pada  pemilihan  stimulasi. Karakteristik reservoir akan sangat berpengaruh  pada  pemilihan  fluida treatment baik matrix  acidizing,  acid  fracturing, ataupun acid  washing serta  faktor  lain yang dapat  berpengaruh  dalam treatment adalah tekanan, temperatur,  dan volume reservoir .
3 . Metodologi  Penelitian Metode penelitian Tugas Akhir meliputi  :
1. Mengumpulkan  dan mengidentifikasi data geologi,  data  reservoir,  data  kualitas  air injeksi  dan  data  injeksi  harian  dari  awal injeksi  sampai  data  yang  terbaru  pada lapangan North Rifa.
2. Melakukan  monitoring  dan screening sumur berdasarkan :
a. Membuat  dan  melihat  grafik performance injeksi  berdasarkan  tekanan  injeksi  dan rate injeksi  harian.
b. Membuat  dan  melihat  grafik Hall  Plot berdasarkan kumulatif tekanan dan kumulatif  volume  injeksi.
c. Melakukan screening sumur untuk dianalisis lebih lanjut.
3. Tahapan analisis lebih lanjut yaitu sebagai berikut :
a. Menghitung  radius  injeksi  setiap  sumur berdasarkan  karakteristik  reservoir  dan kedalaman masing-masing dengan menggunakan rumus sebagai berikut :
Vol 7. No.2 Desem ber 2016
𝑟 = 43560 √ ( 𝑉 7758 ℎ ⏀ )
𝜋 ............................ (3.1)
b. Menghitung  slope  dari  grafik Hall  Plot , slope  tersebut  diambil  berdasarkan  dua trend  terakhir. Slope  tersebut  dicari dengan  menggunakan  rumus  sebagai berikut :
𝑚 = ( 𝑦2−𝑦1 )
( 𝑥2−𝑥1 ) ..................................... (3.2)
· Dari  slope  tersebut  kemudian  mencari nilai  Tm1  ( Transmissibility pada  zona
Undamaged )  dan  Tma  ( Transmissibility pada zona Damaged ) dengan
menggunakan rumus sebagai berikut :
𝑇𝑚1 = 4,844 𝐵𝑤 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑚1 ....................... (3.3)
𝑇𝑚𝑎 = 4,844 𝐵𝑤 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑚𝑎 ....................... (3.4)
c. Menghitung  faktor sk in dari  sumur  yang telah dilakukan screening dan
diindikasikan  terjadi  kerusakan  formasi dengan  pendekatan  dua  rumus  yaitu berdasarkan  rumus  Darcy  dan  rumus dari Hall Plot :
Darcy Law :
𝑆 = 0.00708  𝑘 ℎ ∆𝑃 𝜇𝑤 𝐵𝑤  𝑄𝑤 − ln ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) ............ (3.5)
Hall Plot Law :
𝑆 = (𝑇𝑚1−𝑇𝑚𝑎 )
𝑇𝑚𝑎 ln ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) ..................... (3.6)
4. Tahapan dalam pertimbangan sumur yang akan di stimulasi  adalah :
a. Menghitung  pwf  dan  perubahan  tekanan sebelum  dilakukan  stimulasi  dan  jika dilakukan  stimulasi  dengan menggunakan rumus sebagai berikut :
∆𝑃 = 𝑄𝑤 𝜇𝑤 𝐵𝑤 ln ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 0.00708 𝑘 ℎ ....................... (3.7)
∆𝑃 = (𝑃𝑤𝑓 − 𝑆𝐵𝐻𝑃) ..................... (3.8)
b. Menghitung injectivty index sebelum dan jika dilakukan stimulasi dengan menggunakan rumus sebagai berikut :
𝐼𝑖 = 𝑄𝑤
∆𝑃 ............................................... (3.9)
c. Melihat  kualitas  air  injeksi  pada  sumur yang diindikasikan  terjadi  kerusakan formasi.
5. Berdasarkan  perhitungan    faktor sk in,
injectivity  index ,  dan  kualitas  air  injeksi,
selanjutnya sumur yang mengalami kerusakan formasi akan direkomendasikan untuk dilakukan stimulasi.
4 . Hasil Dan  Pembahasan
Pada  penelitan  ini  dilakukan  analisis  Hall Plot  pada  lapangan  yang  berada  di  PT. Pertamina  EP  Asset  1  Field  Ramba  yaitu lapangan  North  Rifa.  Untuk  mengetahui kerusakan  formasi  pada  lapangan  tersebut, dilakukan  beberapa  tahapan  analisis,  yaitu analisis  kerusakan  formasi,  analisis  kualitas air  injeksi,  analisis  kelayakan  stimulasi,  dan tahapan  terakhir  berupa  pembahasan  dari analisis lapangan tersebut.
4.1.  Analisis  Kerusakan  Formasi  Pada Lapangan  North  Rifa
Analisis kerusakan formasi pada lapangan terdiri dari 4 bagian yaitu mengetahui  profil  sumur  injeksi  dan  data formasi  dari  lapangan  tersebut,  melakukan monitoring  sumur  injeksi  yang  kemudian dilakukan screening sumur  yang  rusak  dan dalam  keadaan  baik  pada  lapangan  tersebut, setelah  dilakukan screening sumur  tahapan selanjutnya yaitu analisis lebih lanjut.

## 4.2.  Profil  Sumur  Injeksi  dan  Target Layer
Wilayah  lapangan  North Rifa terdapat 8 sumur  injeksi  yaitu  FA-14,  FA-21,  FA-60, FA-73,  FA-92,  FA-20,  FA-78,  dan  FA-79. Masing-masing  sumur  memiliki  target  layer tersendiri untuk menginjeksikan  air  ke formasi. Terdapat dua formasi yang merupakan  cakupan  injeksi  air  yaitu  Formasi Baturaja  (BRF)  dan  Formasi  Talang  Akar (TAF).

## 4.3.  Monitoring  Sumur Injeksi
Monitoring  sumur  injeksi  adalah  hal yang  patut  diperhatikan  dalam  sistem water injection . Monitoring sumur injeksi berfungsi untuk  menganalisis  kinerja  dari  sumur injeksi dengan  melihat  indikasi  perubahan pressure vs rate pada Performance injeksi  dan  kurva Hall  Plot.  Berdasarkan  monitoring  pada sumur  injeksi  di  lapangan  North  Rifa, terdapat 6 sumur yang diindikasikan mengalami  kerusakan  dan  2  sumur  lainnya dinyatakan dalam kondisi baik. Pada pembahasan  ini,  penulis  akan  menampilkan
Jurnal Teknik Patra Akademika
Parameter Data Sumur FA-79 Simbol Nilai Satuan Ketebalan Formasi h 19,686 ft Faktor Volume Formasi Air Bw 1,036 Rb/STB Viskositas µw 0,55 cp Rate Injeksi qi 1290 BWPD Porositas ɸ 0,16 Fraksi Perbedaan Tekanan ∆P 879,192 Psi Radius Sumur rw 0,2291 ft Permeabilitas k 150 mD
contoh  perhitungan  untuk  sumur  FA -79  dan FA-92.
4.4.  Performance Injeksi  dan  Analisis
Kurva  Hall  Plot Performanc e  injeksi  ini  bertujuan  untuk melihat  kelakuan  dari  sumur  setiap  hari, performance injeksi  ini  dilihat  berdasarkan rate terhadap tekanan yang terbaca di kepala sumur atau WHP. Berikut merupakan performance injeksi  dan  kurva  Hall  Plot  dari masing-masing  sumur yang dianalisis.
1. Analisis Sumur Injeksi FA-79 A. Performance  Injeksi
Gambar  4.1. Grafik Performance FA-79
Pada  Gambar  4.1.  menjelaskan performance injeksi  sumur FA-79 dan berdasarkan analisis yang  telah  dilakukan  pada  grafik  ini  terlihat bahwa perbandingan antara rate dan tekanan injeksi  terjadi ketidakstabilan.
Ini  diindikasikan  adanya  hambatan  pada formasi  dan  diindikasikan  adanya scale atau terjadi plugging pada sumur tersebut.
B. Kurva  Hall  Plot dan  Perhitungan  Skin
Gambar  4.2. Kurva Hall  Plot FA-79
Gambar  4.2.  merupakan  Kurva  Hall  Plot  dari sumur  injeksi  FA-79.  Berdasarkan  analisis yang  dilakukan  dapat  dilihat  bahwa  setelah data  yang  ada  di  plot  ke  dalam  grafik,  garis yang  terbentuk  tidak  menunjukkan  trend linier  sehingga  dapat  disimpulkan  bahwa sumur  diindikasikan  mengalami  kerusakan formasi. Untuk membuktikan indikasi kerusakan  formasi  yang  ada  maka  dilakukan analisis lebih lanjut pada sumur tersebut.
 Analisis  Lebih  Lanjut  Sumur  Injeksi FA-79
Data  pendukung  dalam  analisis  sumur
FA-79  dapat  dilihat  pada  Tabel  4.1  di bawah ini.
Tabel  4.1. Data  Sumur  FA-79

## 1. Perhitungan  Radius  Injeksi
Perhitungan  radius  injeksi  digunakan untuk  mengetahui  seberapa  jauh  radius  dari air  yang  telah  diinjeksikan  dan  radius  injeksi sangat berpengaruh dalam perhitungan sk in .
𝑟 = 43560 √ ( 𝑉 7758 ℎ ⏀ )
𝜋 𝑟 = 43560 √ ( 4.705.424 7758 𝑥 19,686 𝑥 0.16 ) 3.14 𝑟 = 1633,6814  𝑓𝑡
2. Menentukan  Slope dan  Transmissibility
Dari  Gambar  4.2  di  atas,  dapat  diketahui slope  dari  sumur  FA-79  dengan  melihat  2 trend terakhir  dan  diambil  tarik  garis  lurus sehingga didapatkan slope dan transmissibility . Berikut ini merupakan perhitungan  dari slope dan transmissibility pada sumur FA-79  :
a. Untuk m1

## Performance FA-79
FA-79 HALL PLOT
𝑚   = ( 𝑦2 − 𝑦1 ) ( 𝑥2 − 𝑥1 )
𝑚1 = (10 − 7)
(1700 − 1500)
𝑚   = 0,015
b. Untuk ma
𝑚   = ( 𝑦2 − 𝑦1 ) ( 𝑥2 − 𝑥1 )
𝑚𝑎 = (24 − 19)
(2290 − 2100 ) 𝑚𝑎 = 0,0263
c. Transmissibility Pada Zona Undamaged Dari m1 maka dapat dihitung transmissibility pada zona undamaged sumur FA-79  yaitu sebagai berikut :
𝑇𝑚1 = 4,844 𝐵𝑤 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑚1 𝑇𝑚1 = 4,844 𝑥 1,036 𝑥  ln( 1633,6814 0,2291 ) 0,015
𝑇𝑚1 = 2968,27
d. Transmissibility Pada Zona Damaged Dari ma maka dapat dihitung transmissibility pada  zona Damaged sumur FA-79  yaitu sebagai berikut :
𝑇𝑚𝑎 = 4,844 𝐵𝑤 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑚𝑎 𝑇𝑚𝑎 = 4,844 𝑥 1,036 𝑥  ln( 1633 ,6814 0,2291 ) 0,0263 𝑇𝑚𝑎 = 1691 ,914
3. Menghitung  Skin Factor dan  Injectivity

## Index
Dari  beberapa  perhitungan  sebelumnya dan  berdasarkan  data  pendukung sumur FA - 79, maka sk in factor dapat  dihitung berdasarkan  rumus  Kurva  Hall  Plot  dan pendekatan rumus Darcy .
a. Berdasarkan rumus Darcy
𝑆 = 0.00708  𝑘ℎ∆𝑃
𝜇𝑤𝐵𝑤𝑄𝑤 − ln ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 )
𝑆 = 16,134
b. Berdasarkan rumus Hall  Plot
Hasil  perhitungan  faktor  skin  dari  kedua rumus  tersebut  bernilai  positif  yaitu  sebesar 16,134 dan 6,6930 yang menunjukkan indikasi  bahwa  terjadi  kerusakan  di  sekitar lubang sumur.
c. Perhitungan Injectivity Index
Setelah didapatkan nilai skin dan ∆P yang telah diketahui, dilanjutkan dengan
menganalisis  perhitungan injectivity  index . Harga injectivity  index dapat  diperoleh dengan  menggunakan  persamaan  sebagai berikut :
𝐼𝑖 = 𝑄𝑤 ∆𝑃𝑠
𝐼𝑖 = 1290
879,192

## 𝐼𝑖 = 1,46
Dari  perhitungan  nilai injectivity  index didapatkan  nilai  sebesar  1,46  sedangkan injectivity  index dinyatakan  bagus  yaitu  di atas  1,5  ini  menandakan  bahwa performance injeksi  sumur  FA-79  dalam  keadaan  tidak baik  sehingga  sumur  tersebut  layak  untuk direkomendasikan  untuk distimulasi.
C. Performance  FA-79  Terhadap FA-51
Gambar  4.3. Performance FA-79  Terhadap FA-51
Parameter Sumur FA-92 Simbol Nilai Satuan Ketebalan Formasi h 39,372 ft Faktor Volume Formasi Air Bw 1,036 Rb/STB Viskositas µw 0,55 cp Rate Injeksi qi 5.434 BWPD Porositas ɸ 0,17 Fraksi Perbedaan Tekanan ∆P 1601,903 Psi Radius Sumur rw 0,2916 ft Permeabilitas k 60 mD
Pada  gambar  di  atas  ditampilkan  grafik performance sumur  injeksi  terhadap  sumur produksi  yaitu  FA-79  sebagai  sumur  injeksi dan FA-51 sebagai sumur produksi. Berdasarkan  analisis  yang  telah  dilakukan dapat  dilihat  pada  beberapa  bagian  grafik, rate injeksi  yang  seringkali naik turun secara drastis  serta  nilai gross yang  tidak  stabil mengindikasikan  bahwa  hal  ini  merupakan efek  dari  nilai sk in yang  positif  dan  semakin menguatkan  kemungkinan  bahwa  sumur  ini mengalami  kerusakan formasi.
2.  Analisis Sumur Injeksi FA-92
A. Performance  Injeksi
Gambar  4.4. Grafik Performance FA-92
Pada  Gambar  4.4.  menjelaskan  tentang performance injeksi sumur FA-92.
Berdasarkan  analisis  yang  telah  dilakukan dapat  dilihat  bahwa  berdasarkan rate dan tekanan  injeksi  dari  awal  injeksi  sampai sekarang  trend rate injeksi  dan  tekanan injeksi  terlihat  stabil.  Dapat  diindikasikan sumur  ini  dinyatakan  normal  atau  tidak terjadi kerusakan formasi.
B. Kurva  Hall  Plot dan  Perhitungan  Skin
Gambar  4.5. Kurva Hall  Plot FA-92
Gambar  4.5.  merupakan  Kurva  Hall  Plot  dari sumur  injeksi  FA-92.  Berdasarkan  analisis yang  telah  dilakukan  dapat  dilihat  bahwa setelah  data  yang  ada di plot ke dalam grafik terlihat  garis  yang  ada  membentuk trend linier  dan kurva berada pada satu garis lurus, hal  ini  menandakan  bahwa  sumur  dalam keadaan  baik  atau  menunjukan  tidak  adanya kerusakan formasi.
 Analisis  Lebih  Lanjut  Sumur  Injeksi FA-92
Data  pendukung  dalam  analisis  sumur FA-92  dapat  dilihat  pada  Tabel  4.2  di bawah ini.

## Tabel  4.2. Data  Sumur  FA-92
1. Perhitungan  Radius  Injeksi Perhitungan  radius  injeksi  digunakan untuk  mengetahui  seberapa  jauh  radius  dari air  yang  telah  diinjeksikan  dan  radius  injeksi sangat berpengaruh dalam perhitungan sk in .
𝑟 = 43560 √ ( 𝑉 7758 ℎ ⏀ )
𝜋
𝑟 = 43560 √ ( 19.549.629 7758 𝑥 39,372 𝑥 0,17 ) 3.14 𝑟 = 2284,3245  𝑓𝑡
4. Menentukan  Slope dan  Transmissibility
Dari  Gambar  4.5  di  atas,  dapat  diketahui slope  dari  sumur  FA-92  dengan  melihat  2 trend terakhir  dan  diambil  tarik  garis  lurus sehingga didapatkan slope dan transmissibility . Berikut ini merupakan perhitungan  dari slope dan transmissibility pada sumur FA-92  :
a. Untuk m1

## Performance FA-92
FA-92 HALL PLOT
𝑚 = ( 𝑦2 − 𝑦1 )
( 𝑥2 − 𝑥1 )
𝑚1 = (560 − 440)
(3000 − 2400)
𝑚 = 0,20
b. Untuk ma
𝑚 = ( 𝑦2 − 𝑦1 )
( 𝑥2 − 𝑥1 )
𝑚𝑎 = (920 − 800)
(5400 − 4400 )
𝑚𝑎 = 0,12
c. Transmissibility Pada Zona Undamaged Dari m1 maka dapat dihitung transmissibility pada zona undamaged sumur FA-92  yaitu sebagai berikut :
𝑇𝑚1 = 4,844 𝐵𝑤 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑚1 𝑇𝑚1 = 4,844 𝑥 1,036 𝑥  ln( 2284,3245 0,2916 ) 0,20 𝑇𝑚1 = 224,979
d. Transmissibility Pada Zona Damaged Dari ma maka dapat dihitung transmissibility pada  zona Damaged sumur FA-92  yaitu sebagai berikut :
𝑇𝑚𝑎 = 4,844 𝐵𝑤 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑚𝑎 𝑇𝑚𝑎 = 4,844 𝑥 1,036  ln( 2284,3245 0,2916 ) 0,12 𝑇𝑚𝑎 = 374,965
5. Menghitung  Skin Factor dan  Injectivity

## Index
Dari  beberapa  perhitungan  sebelumnya dan  berdasarkan  data  pendukung sumur FA - 92, maka sk in factor dapat  dihitung berdasarkan  rumus  Kurva  Hall  Plot  dan pendekatan rumus Darcy .
d. Berdasarkan rumus Darcy
𝑆 = 0.00708  𝑘ℎ∆𝑃
𝜇𝑤𝐵𝑤𝑄𝑤 − ln ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 )
𝑆 = − 0,3132
e. Berdasarkan rumus Hall  Plot
Hasil  perhitungan  faktor sk in dari  kedua rumus  tersebut  bernilai  negatif  yaitu  sebesar −0,3132  dan  −3,586  yang  menunjukkan indikasi  bahwa  tidak  terjadi  kerusakan  di sekitar lubang sumur.
f. Perhitungan Injectivity Index
Setelah didapatkan nilai skin dan ∆P yang telah diketahui, dilanjutkan dengan
menganalisis  perhitungan injectivity  index . Harga injectivity  index dapat  diperoleh dengan  menggunakan  persamaan  sebagai berikut :
𝐼𝑖 = 𝑄𝑤 ∆𝑃𝑠
𝐼𝑖 = 5434
1601,903
𝐼𝑖 = 3,392
Nilai injectivity  index yang  didapatkan sebesar  3,392  sedangkan injectivity  index yang  dinyatakan  bagus  yaitu  diatas  1.5  ini menandakan  bahwa performance injeksi sumur  FA-92  dalam  keadaan  baik  sehingga sumur  FA-92  tidak  direkomendasikan  untuk dilakukan  stimulasi.
C. Performance  FA-92  Terhadap FA-54
Hasil Tes Rata-rata S I pH RPI O/C TSS Standard 0 6,5-8,0 ≤10 0 ≤ 350 Rata 2 2015 +0,2 7,3 76,0 81,2  1220,22 Apr-16 +0,64 7,570 - 74,2  1021,00
Pada  gambar  di  atas  ditampilkan  grafik performance sumur  injeksi  terhadap  sumur produksi  yaitu  FA-92  sebagai  sumur  injeksi dan FA-54 sebagai sumur produksi.
Berdasarkan  analisis  yang  telah  dilakukan pada  grafik  tersebut dapat dilihat bahwa rate injeksi  serta gross yang  didapatkan  terlihat stabil. Hal ini semakin menguatkan kemungkinan bahwa sumur ini tidak mengalami  kerusakan  formasi.  Hanya  saja, dengan  nilai gross yang  stabil  tetapi  nilai water  cut yang  tinggi menyebabkan nilai net yang  didapatkan  pada  sumur  ini  juga seringkali  mengalami  penurunan.
Tabel  4.3  di  bawah  ini  menunjukkan hasil  perhitungan  nilai sk in ,  ∆P  serta injectivity  index yang  merupakan  hasil analisis  lebih  lanjut  pada  sumur-sumur telitian  yang  mengalami  kerusakan  pada lapangan North Rifa.

## Tabel  4.3
Hasil Analisis Lebih Lanjut Sumur  Injeksi  di
Lapangan North Rifa Sumur (m1) (ma) Tm1 FA-14 0,0562 0,10 851,73 FA-20 0,0175 0,0208 2507,731 FA-21 0,05 0,0666 953,308 FA-73 0,075 0,08 650,112 FA-78 0,0466 0,048 978,9629 FA-79 0,015 0,0263 2968,27 FA-60 0,2666 0,2666 158,990 Tma Skin Darcy Skin Hall Plot ∆P Ii 479,09 0,741 7,425 1163,26 5,94 2106,49 5,48 1,665 857,88 2,40 714,98 5,98 3,166 901,84 2,84 609,48 8,70 0,647 951,57 1,99 951,76 17,36 0,260 1000,58 1,01
1691,91 16,13 6,693 879,19 1,46 158,99 -0,66 0 1167,63 2,09

## 4.5  Analisis Kualitas  Air Injeksi
Berdasarkan  kualitas  air  injeksi  ini,  kita bisa  melihat  bagaimana  kualitas  air  yang diinjeksikan  apakah  dalam  keadaan  baik ataukah  buruk  yang dapat berpengaruh pada proses injeksi. Parameter yang penting adalah Scale Index (SI), Potential of Hydrogen (pH), Relative  Plugging  Index (RPI), Oil  Content (O/C),  serta Total  Suspended  Solid (TSS) karena  kelima  hal  ini  merupakan  parameter yang  dapat  memberikan  informasi  apakah  air yang
diinjeksikan
cenderung akan membentuk plugging atau scale yang  dapat menghambat  air  untuk  masuk  ke  reservoir. Berikut merupakan hasil lab yang menunjukkan  kualitas air injeksi  :
Tabel  4.4 Kualitas  Air Injeksi Pada  Lapangan North  Rifa
Dari  hasil  lab  yang  menunjukkan kualitas  air  injeksi,  ternyata  nilai  SI,  RPI, pH, O/C,  dan  TSS  lebih  besar  dari  standar  yang telah  ditentukan  dan  nilai scale  index menunjukkan  nilai  yang  postif.  Artinya sumur  di  lapangan  North  Rifa  berdasarkan kualitas  air  yang  diinjeksikan  cenderung berpotensi  untuk  membentuk  penyumbatan pada  formasi  atau  sangat  berpotensi  untuk terjadinya scale .  Hal  ini  mendukung  data- data sebelumnya  yang  mengindikasikan bahwa  beberapa  sumur  yang  dianalisis mengalami  masalah plugging atau scale .
4.6.  Analisis Kelayakan  Stimulasi
Dalam tahapan ini sangat perlu dilakukan  pertimbangan  untuk  mengambil kesimpulan  apakah  sumur  yang  rusak  akan dilakukan  stimulasi  atau  tidak.  Dari  analisis lebih  lanjut  yang  telah  dilakukan  kita  dapat
Vol 7. No.2 Desem ber 2016
melihat  apakah  ada  perubahan atau tidak jika sumur  tersebut  dilakukan  stimulasi.  Berikut merupakan  tahapan pertimbangan tersebut :
1. Perhitungan  ∆P Dan  Injectivity Index
(Ii)  pada  Sumur FA-79
a.  Perhitungan  ∆P ∆P = Qw μw Bw ln re rw 0,00708  k h ∆P = 2043 𝑥 0.55 𝑥 1,036  ln 1633 ,68
0,2916
0,00708  𝑥 150 𝑥 19,686
∆P = 480,582 𝑝𝑠𝑖

## b.  Perhitungan  Injectivity Index
Ii = Qw
∆P
Ii = 1290
480,582 Ii = 2,684 b/d/psi Dari perhitungan injectivity index dan ∆P jika dilakukan stimulasi, ternyata terdapat perbedaan  dengan injectivity  index dan  ∆P saat  kondisi  sekarang  (kondisi  aktual).  Saat kondisi  aktual,  nilai injectivity  index pada sumur  ini  yaitu  1,46  dan  nilai  ∆P  sebesar 879,19  Psi  sementara  jika  dilakukan  stimulasi nilai injectivity  index akan  naik  menjadi 2,684  dan  nilai  ∆P  akan  turun  menjadi 480,582  Psi.  Ini  akan  sangat  berpengaruh terhadap  proses  injeksi yang ada. Jadi sumur yang  dinyatakan  rusak  pada  lapangan  North Rifa yaitu FA-79 tersebut sangat direkomendasikan  untuk dilakukan  stimulasi.
Tabel  4.5  di  bawah  ini  menunjukkan hasil  analisis  kelayakan stimulasi pada sumur injeksi yang mengalami kerusakan di lapangan North Rifa.
Tabel  4.5 Analisis Kelayakan  Stimulasi Well Layer Pwf SBHP FA-14 BRF  A-2 & BRF  B-2 1569,269 406 FA-21 BRF 1307,848 406 FA-73 BRF-B 1357,572 406
FA-20 BRF  A-1 & BRF-A2 1263,882 406 FA-78 BRF 1406,585 406 FA-79 BRF-A 1285,192 406 Sebelum  Distimulasi Setelah Distimulasi ∆P Ii ∆P Ii 1163,269 5,943 1079,401 6,405 901,848 2,843 553,116 4,635 951,572 1,991 501,805 3,776 857,882 2,405 527,070 3,915 1000,585 1,016 344,087 2,955 879,192 1,467 480,582 2,684 4.7.  Pembahasan Setelah  dilakukan screening sumur berdasarkan performance injeksi  dan  kurva Hall Plot pada lapangan North Rifa
diindikasikan terdapat 6 sumur yang mengalami  kerusakan  formasi  dan  2  sumur lainnya  diindikasikan  dalam  keadaan  yang baik  dikarenakan  berdasarkan Performance Injeksi  dan  Kurva  Hall  Plot  terjadi kestabilan antara rate dan  tekanan  injeksi.  Kemudian dengan  melakukan  analisis  lebih  lanjut menggunakan metode Hall Plot dan pendekatan rumus Darcy
didapatkan beberapa  parameter  yaitu slope,  sk in  factor , serta  ∆P  pada  6  sumur  injeksi  tersebut  yaitu FA-21,  FA-73,  FA-14,  FA-20,  FA-78,  dan FA-79.  Hasil  dari  analisis  tersebut  dapat dilihat  di  Tabel  4.2.  Oleh  karena  itulah  dapat disimpulkan  bahwa  sumur  telah  mengalami kerusakan formasi. Hal  tersebut  dapat dibuktikan karena berdasarkan grafik performance  dan  kurva  Hall  Plot  terjadi ketidakstabilan  antara rate dan  tekanan injeksi  dan faktor sk in bernilai positif. Adanya sk in pada  6  sumur  injeksi tersebut  dapat  mengurangi  efektifitas  dari sumur  tersebut  atau  dengan  kata  lain  hal tersebut dapat berpengaruh terhadap keberhasilan  dari  kegiatan water injeksi  itu sendiri.  Seperti  yang  terlihat  pada  grafik
Vol 7. No.2 Desem ber 2016
performance sumur  injeksi  terhadap  sumur produksi,  pada  umumnya  kenaikan  nilai gross dan net yang  diharapkan  tidak  dapat tercapai jika sumur injeksi  yang  ada
mengalami  kerusakan.
Berdasarkan analisis kualitas air injeksi,  air  yang  diinjeksikan  pada  lapangan ini  tidak  dalam  kualitas  yang  baik,  dapat dilihat  di  Tabel  4.4  berdasarkan  paramater- parameter  yang  ada  semuanya  berada  diatas standar  sehingga  air  diindikasikan  akan cenderung membentuk plug pada formasi. Sementara berdasarkan analisis kelayakan  stimulasi  ada  6  sumur  yang  layak untuk  dilakukan  stimulasi  yaitu  FA-21,  FA- 73,  FA-14,  FA-20,  FA-78,  dan  FA-79.  Pada sumur-sumur  tersebut  diharapkan  dilakukan upaya stimulasi  yang  bertujuan  untuk menghilangkan nilai-nilai sk in positif sehingga  tekanan turun dan rate injeksi akan naik  atau  tinggi.  Sebagai  usulan  atau rekomendasi  stimulasi  yang  akan  dilakukan adalah Acidizing karena  diharapkan  proses Acidizing tersebut  dapat  melarutkan scale atau plug yang ada di sekitar formasi.

## 5. Penutup
5.1  Kesimpulan Adapun  kesimpulan  penelitian  ini  yaitu sebagai berikut :
1. Dari screening sumur berdasarkan Performance  Injeksi  dan  Kurva  Hall Plot  pada  lapangan  North  Rifa  terdapat 6  sumur  yang  diindikasikan  terjadi kerusakan  formasi  yaitu  FA-14,  FA-21, FA-73,  FA-20,  FA-78,  dan FA-79.
2. Dari  hasil analisis lebih lanjut dengan menggunakan analis is Hall  Plot dan rumus Darcy yang dilakukan didapatkan:
a. FA-14  nilai  skin Darcy sebesar 0,7417,  nilai  skin  Hall  Plot  sebesar 7,4253,  nilai  ∆P  sebesar  1163,26  psi, dan  nilai injectivity  index sebesar 5,943  b/d/psi
b. FA-20  nilai  skin Darcy sebesar 5,488,  nilai  skin  Hall  Plot  sebesar 1,665,  nilai  ∆P  sebesar  857,88  psi, dan  nilai injectivity  index sebesar
2,40  b/d/psi.
c. FA-21  nilai  skin Darcy sebesar 5,988,  nilai  skin  Hall  Plot  sebesar 3,166,  nilai  ∆P  sebesar  901,84  psi, dan  nilai injectivity  index sebesar 2,84  b/d/psi.
d. FA-73  nilai  skin Darcy sebesar 8,708,  nilai  skin  Hall  Plot  sebesar 0,647,  nilai  ∆P  sebesar  951,57  psi, dan  nilai injectivity  index sebesar 1,99  b/d/psi.
e. FA-78  nilai  skin  Darcy  sebesar 17,368,  nilai  skin  Hall  Plot  sebesar 0,2601,  nilai  ∆P  sebesar  1000,58  psi, dan  nilai injectivity  index sebesar
1,016  b/d/psi.
f. FA-79  nilai  skin  Darcy  sebesar 16,134,  nilai  skin  Hall  Plot  sebesar 6,6930,  nilai  ∆P  sebesar  879,19  psi, dan  nilai injectivity  index sebesar 1,46  b/d/psi.
3. Berdasarkan  kondisi  aktual  yang  telah dianalisis  didapatkan  6  sumur  yang dinyatakan  rusak  karena  didapatkan hasil sk in yang  positif  pada  sumur- sumur tersebut, sehingga perlu dilakukan  analisis kelayakan  stimulasi.
4. Berdasarkan analisis kelayakan stimulasi,  terdapat  6  sumur  yang  layak dilakukan  stimulasi  yaitu  sumur  FA-14,
FA-21,  FA-73,  FA-20,  FA-78,  dan  FA- 79  karena  jika  dilakukan  stimulasi  nilai ∆P akan turun dan nilai injectivity index akan  naik  dan  metode  stimulasi  yang disarankan adalah Acidizing .

## 5.2  Saran
1. Agar  kinerja  dari  sumur-sumur  injeksi yang  ada dapat terus dijaga, diharapkan agar dilakukan monitoring secara berkala  pada sumur-sumur tersebut.
2. Berdasarkan analisis yang telah
dilakukan,  diharapkan  agar  dilakukan upaya  stimulasi  pada sumur FA-14, FA- 21,  FA-73,  FA-20,  FA-78,  dan  FA-79 dengan metode Acidizing .
3. Dilakukan treatment lebih lanjut terhadap air sebelum diinjeksikan kedalam  sumur  agar  terbentuknya scale atau plug pada sumur dapat diminimalisir.

## Daftar  Pustaka
Adkhani,  Rauf  Wanda.  2013. Penyebab Kerusak an Formasi pada Sumur Migas , (Online),
(http://kupasiana.psikologiup45.com/pe nyebab-kerusakan-formasi- formation.html,  diakses 07 Mei 2016).
Anggraini,  Indah.  2015. Analisa  Kerusak an Formasi  Pada  Sumur  Injek si  Dengan Menggunak an Metode Hall Plot . Tugas
Akhir  Tidak  Diterbitkan.  Palembang, Sumsel  :  Teknik  Eksplorasi  Produksi Migas, Politeknik Akamigas Palembang.
Brown  E.  Kermith.  Artificial  Lift  Methods Kermith  Brown  4;  Water  Injection  (Hal. 112).  University Of Tulsa.
Dake  L.P.  1978.  Fundamentals  Of  Reservoir Engineering  ;  Chapter  4  Darcy Law and Application  (Hal.  160).  Shell  Learning And Development.
Fatma.  2012. Pengertian  Stimulasi ,  (Online), (http://fatmapetroleum.blogspot.co.id/20 12/03/pengertian-stimulasi.html,  diakses 07  Mei 2016).
Ginting, Pahmi Utamaraja. & Marhaendrajana, Taufan. 2011.
Evaluasi  Formation  Damage  Dengan Menggunak an  Hall  Plot ,  (Online), (http://citation.itb.ac.id/pdf/Jurnal/Jtm/Jt m%20XVIII%202011%20No.2/paper% 202.pdf,  diakses 02 Mei 2016).
Hawe  E.  Daniel.  1967.  Direct  Approach  Hall Plot  Evaluation Improves The Accuracy Of  Formation  Damage  Calculation  And Eliminates  Pressure Fall  Of Testing.
IATMI  SM  STT  Migas  Balikpapan.  2012. Pengantar  Studi  Waterflood ,  (Online),
(http://iatmismmigas.wordpress.com/20 12/06/07/pengantar-studi-water-flood, diakses 07 Mei 2016).
_____,PT.  Pertamina  EP  Asset  1  Field Ramba. 2016. “ Kumpulan Data Perusahaan ”. _____,Pertamina File (Metode). 2003.
Monitoring  Kinerja  Water  Flooding. Manajemen Pertamina  Hulu
Sari,  Siska  Puspa.  2009. Predik si  Perolehan Laju Produk si Minyak  Yang Sama Pada Penerapan  Pola  Lima  Titik   Menjadi Pola  Lima  Titik   Terbalik   Dengan Menggunak an  Simulator  Chears  Pada
Lapisan di Lapangan S ( Studi Konseptual ). Tugas Akhir Tidak Diterbitkan.  Pekanbaru,  Riau  :  Teknik Perminyakan,  Universitas Islam  Riau.