Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
ANALISA KERUSAKAN FORMASI PADA SUMUR INJEKSI DENGAN MENGGUNAKAN METODE HALL PLOT DI LAPANGAN RIDOSA A DAN RIDOSA B PT. PERTAMINA EP ASSET 1 FIELD RAMBA
1) Ana Asmina, 2) Indah  Anggraini  PS
1,2) Program Studi Tek nik  Ek splorasi Produk si Migas, Jurusan Tek nik  Perminyak an Kampus Politek nik  Ak amigas Palembang Jl. Kebon Jahe, Komperta Plaju Palembang, Indonesia

## Abstrak
Water injection adalah proses penginjek sian air k edalam reservoir yang bertujuan untuk  mendorong minyak  terproduk si k e  permuk aan  dan  menjaga  tekanan  reservoir  (pressure  maintanance).  Namun, dalam  aplikasinya  tidak   mudah,  akan  ada  masalah  seperti k erusakan  formasi.  Kerusak an  tersebut dianalisa  menggunak an  metode  Hall  Plot.  Metode  Hall  Plot  adalah kurva  yang  diplot  berdasark an cumulative tekanan terhadap cumulative volume injek si. Pada lapangan Ridosa A ada 6 sumur injek si dan lapangan Ridosa B ada 17 sumur injek si , jadi total seluruh sumur yang dianalisa ada 23 sumur injek si.  Dari  23  sumur  tersebut,  setelah  dilak uk an  screening  sumur  didapatk an  ada  5  sumur  yang rusak  yaitu APS-01, APS-10, APS -11, APS-13, dan APS-15. Ke mudian sumur tersebut dianalisa lebih lanjut  untuk   melihat  sk in,  perubahan  tek anan  (∆P)  dan  injectivity  index  (ii).  Setelah  parameter tersebut  didapatk an  maka  dilak ukan  analisa k elayakan  stimulasi.  Dari  analisa k elayakan  stimulasi didapatkan  ada  1  sumur  yang  tidak   layak   dilakuk an  stimulasi  yaitu  APS-10  dan  4  sumur  lainnya layak  untuk  dilakukan stimulasi. Metode stimulasi yang direk omendasik an yaitu Matrix Acidizing .
Kata  Kunci : Water Injection, Hall Plot
1. Pendahuluan
1.1. Latar Belakang
Dengan  diproduksi minyak  secara  terus menerus  menyebabkan  laju  produksi  yang  sema kin menurun  dan  tekanan  reservoir  a kan  mengala mi penurunan  sehingga  menyebabkan  minyak  yang  ada reservoir  sulit   untuk  naik  ke   permu kaan.  Dengan adanya  penurunan  tekanan  direservoir  sehingga diperlukan  metode  untuk  men jaga  tekanan  reservoir yaitu  metode secondary  recovery atau  peningkatan perolehan  tahap  kedua.  Cara   peningkatan  perolehan tahap  kedua  yaitu  dengan  menginje ksikan  a ir  untuk me mbantu  meningkatkan  perolehan  minyak  saat produksi.  Diperlu kan  metode  menginjeksikan  a ir kedala m  reservoir sehingga kolom air akan  me menuhi pori  batuan  reservoir  ke mud ian  mendorong  minyak yang ada di pori  reservoir sehingga tekanan reservoir dapat dinaikkan dan produksi dapat ditingkatkan yang disebut sebagai injeksi waterflooding . Water  Injection me rupakan  metode  dengan cara  mengin jeksikan  a ir  kedala m  batuan  reservoir sehingga  kolom  a ir  a kan  me menuhi  pori  d i  batuan reservoir  dan  menekan  minyak  yang  ada  di  pori reservoir sehingga kolo m minyak tergusur dan menuju kepermukaan.  Na mun  dala m  pengaplikasiannya  tidak mudah,  perlunya  perama lan  la ju  in jeksi  a ir  ke  da la m reservoir me lalu i sumur in jeksi sehingga men ingkatkan Sweep  Effeciency terhadap  kolom minyak  yang  tergusur  dan  perlunya  me monitoring kinerja   dari Water  Injection .  Pada Water  Injection
juga  sering  terjadi  kerusakan  formasi,  kerusakan tersebut  biasanya  terjadi  ka rena  adanya Plugging . Pada Water  Injection pengujian  sumur  di  analisa dengan metode Fall Off Test dan Hall Plot, dan dalam pengaplikasiaannya metode yang sering d ipaka i ya itu Hall  Plot.  Hall  Plot  ada lah  ku rva  yang  dapat digunakan  untuk  menganalisis  performa  dari  sumur inje ksi  me lalu i  metode  dengan  cara  me mbuat  kurva antara  tekanan  yang  dikalikan   pada  waktu  tertentu dengan  volume  injeks i  ku mu latif  yang  diberikan kepada  sumur.  Dengan  Hall  Plot  dapat  diketahui seberapa besar efek damage yang terdapat pada sumur inje ksi  tersebut  sehingga  tidak  perlu  dibutuhkan pengujian  sumur  yang  cukup  menghabiskan  waktu, menunda produksi, dan  mahal.  Maka  dari  itu Analisa Hall Plot pada Water  Injection dipilih sebagai bahan penelitian.
1.2. Tujuan
Adapun  tujuan  dari  penulisan  penelitian  ini antara lain adalah sebagai berikut : 1. Melakukan screening
sumur in jeksi berdasarkan Performance In jeksi  dan  grafik Hall  Plot  untuk  mengetahui  kondisi  aktual sumur injeksi.
2. Menghitung Radius Inje ksi, Skin, dan Injectivity Indek s pada sumur injeksi.
3. Melakukan  analisa  seleksi  kandidat  yang  akan distimulasi  berdasarkan kondisi aktual.
Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
4. Mereko mendasikan  sumur  yang  layak  untuk distimulasi  dan metode yang akan digunakan.
1.3 Analisa Kerusakan Formasi Dala m  setiap  evaluasi  performa   sumur,  perlu diketahui formation  damage ,  tujuan  utamanya  adalah untuk mengetahui apakah terjadi penurunan inje ktivitas  sumur  atau  apakah  ada  penambahan pressure loss akibat adanya skin. Oleh  karena itu nila i faktor  skin  d ihitung  untuk  mengetahui  seberapa seriuskah  efek damage yang  terdapat  pada  sumur, pressure  drop yang  terdapat  karena  adanya skin,  dan me mpe rkirakan ju mlah in jeksi yang dapat ditingkatkan.  Da ri  indikasi-indikasi  ini,  kita  dapat me mpe rkirakan treatment atau  prosedur workover apa yang dapat kita  lakukan.
Hawe (1976) menje laskan bahwa n ilai formation damage dapat diketahui tanpa me la ksanakanpengujian  sumur  yang  me merlukan waktu yang la ma  dan biaya yang mahal.  Dengan cara mengevaluasi data la ju in jeksi dan tekanan pada wa ktu tertentu, dengan menggunakan kurva  Ha ll Plot,  ma ka nila i formation  damage bisa  didapatkan.  Sehingga pengujian  sumur  tidak  perlu  lagi  dilaku kan  untuk menentukan  nilai formation  damage atau  skin  faktor pada sumur tersebut.
Persamaan yang
digunakan untuk menentukan gradien pada ha llp lot adalah  fungsi yang berasal  dari  be rbagai  parmeter  reservoir  yang  mana permeabilitiy thick ness (kapasitas) adalah yang paling penting. Persamaannya adalah :
𝑚 = µ𝑤 𝐵𝑤ln (𝑟𝑒/𝑟𝑤)
0.00707  𝑘𝑤 ℎ (4)
Ke mudian  terlihat  bahwa  grad ien  garis  tersebut berbanding terbalik dengan transmissibility (Tm),dimana  :
𝑇𝑚 = 𝑘𝑤ℎ µ𝑤 (5) 𝑇𝑚 ~ 1 𝑚 (6)
dimana  gradien  tersebut  me mpunyai  satuan  psi- months  per  barre l,  dan  transmissibilitas  me mpunyai satuan milidarcy-feet per centipoise, sehingga
dibutuhkan  nilai  konstanta  konversi  sebesar  29,2. maka  persamaannya menjadi  :
𝑇𝑚 = 𝐵𝑤𝑙𝑛 (𝑟𝑒/𝑟𝑤)
(29.2) 0.00707  𝑚 (7) 𝑇𝑚 = 4,844 𝐵𝑤 𝑙𝑛(𝑟𝑒/𝑟𝑤) 𝑚 (8) Oleh karena itu, ketika dilaku kan dengan menggunakan Hall p lot dan terjadi perubahan gradien pada  kurva  tersebut  menjadi  men ingkat,  maka   dapat diperkira kan  terjadi formation  damage pada  sumur tersebut.  Kedua  gradien  yang  berbeda  ini  merupakan kondisi  ket ika formation  damage belum  dan  sudah terjadi  pada  sumur  yaitu  m1  dan  m2.  Nila i transmissibilitas  pertama  (Tm1)  berasal  dari  gradien yang  pertama  (m1)  yaitu  ketika formation  damage belum  terjad i.  Disini  terlihat  jelas,  bahwa  gradien tidak  berubah  ket ika   belu m  terjad i damage .  Nila i transmissibity kedua (Tm2) yang berasal dari gradien kedua (m2) merupakan nila i yang berasal dari rata-rata nila i  transmissibilitas  ketika formation  damage telah terjadi  dan  belu m  terjad i.  Dengan  didapatkannya kedua nilai transmissibilitas ini (Tm1 dan Tm2), ma ka formation  damage dan undamage dapat  ditentukan seperti pada Gambar  2.8
Gambar  1.1  Diagram  perbandingan zona damage dan undamaged
Dengan asumsi nilai ra, ke mudian dapatditentukan  nila i  t ransmissibilitas  pada  zona damaged (Tma).  Nila i  Tma  didapatkan  dengan menggunakan kore lasi
untuk menghitungpermeabilitas  rata-rata pada  lapisan seri :
𝐾 𝑎𝑣𝑔 = 𝑘𝑎 𝑘𝑒  𝑙𝑛 ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑘𝑎 𝑙𝑛( 𝑟𝑒 𝑟𝑎 ) + 𝑘𝑒 ln ( 𝑟𝑎 𝑟𝑤 ) (9)
Kemudian  ini menjadi  :
𝑇𝑚 𝑎𝑣𝑔 = 𝑇𝑚 2 = 𝑇𝑚𝑎 𝑇𝑚1  𝑙𝑛 ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑇𝑚𝑎 𝑙𝑛( 𝑟𝑒 𝑟𝑎 ) + 𝑇𝑚1 ln ( 𝑟𝑎 𝑟𝑤 ) (10)

## Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
Ke mudian  disini  didapatkan  nila i  dari Tma.Setelah d idapatkan nila i  Tma, dan  menggunakan asumsi  rayang  sudah  ditentukan  sebelumnya.  Maka nila i  transmissibilitas  dan  ra  disubstitusikan  ke persamaan untuk mendapatkan nilai  skin :
𝑆 = (𝑘𝑒−𝑘𝑎 ) 𝑘𝑎 𝑙𝑛 ( 𝑟𝑎 𝑟𝑤 ) (11) Menjadi : 𝑆 = (𝑇𝑚1−𝑇𝑚𝑎 ) 𝑇𝑚𝑎 𝑙𝑛 ( 𝑟𝑎 𝑟𝑤 ) (12)
Dengan nila i Skin, penurunan  tekanan akibat damage dapat ditentukan  dari persamaan :
𝛥𝑃 𝑎 = 𝑞𝑠𝑐2  𝐵𝑤 𝑆 0.00707 𝑇𝑚1 (13)
Setelah  perhitungan  parameter  penting  ini, engineer mungkin  ingin untuk mengetahui  : Damage  Ratio  (DR) , Flow  Efficiency  (FE) , Da mage Factor  (DF) ,  dan  Peningkatan  Minima l  La ju  alir setelah skin di hilangkan ( Sk in Removal InjectionIsr ). Untuk  menentukan  in i,  Bagaimanapun,  asumsi  harus dibuat dari aliran   Darcy pada reservoir   radia l   untuk menemukan   tekanan  reservoir  (Pe).
𝑃𝑒 = 𝑃 𝑤1 − 𝑞𝑠𝑐1 𝐵𝑤ln ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 0.00707 𝑇𝑚1 (14)
Dengan nilai  ini,  nilai  sisanya bisa dihitung dari :
Damage Ratio : 𝐷𝑅 = 𝑃𝑒−𝑃𝑤 𝑃𝑒−𝑃𝑤−∆𝑃𝑎 (15)
Flow Efficiency : 𝐹𝐸 = 1 / 𝐷𝑅 (16)
Damage Factor : 𝐷𝐹 = 1 − 𝐹𝐸 (17)
Minimum Injection Increase ( Sk in Removal Injection ) : 𝐼 𝑠𝑟 = 𝐷𝑅 (𝑞 𝑠𝑐2 ) (18)
Plot  kartesian  dari  indeks  inje ktivitas  (I) sebagai  fungsi  dari  wa ktu  adalah  alat  yang  berguna untuk mengevaluasi kondisi dari sumur inje ksi. Indeks Injektivitas didefinisikan  oleh persamaan :
𝐼 = 𝑖𝑤 𝑃𝑖𝑤𝑓−𝑃𝑟 = 𝑘𝑤ℎ
141 .2 𝐵𝑤µ𝑤[𝑙𝑛 ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 )+𝑆] (19)

## 2. Metodologi  penelitian
1. Mengumpulkan  dan  mengidentifikasi  data geologi, data reservoir, data kua litas air in jeksi dan data inejski harian dari a wa l inje ksi sa mpai sekarang pada lapangan Ridosa A dan lapangan
Ridosa B.
2. Melakukan  monitoring  dan  screening  sumur berdasarkan :
a. Membuat dan me lihat grafik Performance Injek si berdasarkan  tekanan  inje ksi  dan
rate injeksi  harian.
b. Membuat  dan  melihat  grafik  Ha ll  Plot berdasarkan Cumulatif Tekanan  dan Cumulatif Volume  Injeksi.
c. Melakukan  screening  sumur  untuk  di analisa lebih lanjut.
3. Tahapan  analisa  lebih   lan jut  yaitu  sebagai berikut :
a. Menghitung  radius  injeksi  setiap  sumur berdasrakan  kara kteristik  reservoir  dan kedala man masing-masing dengan menggunakan rumus sebagai berikut :
𝑟 = 43560 √ ( 𝑉 7758 ℎ ⏀ )
𝜋 (20)
b. Menghitung slope dari  grafik  Ha ll  Plot, slope tesrsebut  dia mbil  berdasarkan   dua trend  terakhir. Slope tersebut  dicari dengan  menggunakan  ru mus  sebagai berikut :
𝑚 = ( 𝑦2−𝑦1 ) ( 𝑥2−𝑥1 ) (21)
Dari slope tersebut  kemudian  mencari nila i  Tm1  ( Transbility  Undamaged )  dan Tma  ( Transmility  Damaged )  dengan menggunakan rumus sebagai berikut :
𝑇𝑚1 = 4,844  𝐵𝑜 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 )
𝑚1 (22)
𝑇𝑚𝑎 = 4,844 𝐵𝑜 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 )
𝑚𝑎 (23) c. Menghitung  faktor  skin  dari  sumur  yang telah  di  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 ) (24)
Hall Plot Law : 𝑆 = (𝑇𝑚1−𝑇𝑚𝑎) 𝑇𝑚𝑎 ln ( 𝑟𝑎 𝑟𝑤 ) (25)
4. Tahapan dalam pert imbangan sumur yang a kan di stimulasi adalah : a. Menghitung  pwf  dan  perubahan  tekanan sebelum  dila kukan  stimu lasi  dan  jika dila kukan stimulasi dengan  menggunakan rumus sebagai berikut :
∆𝑃 = 𝑄𝑤 𝜇𝑤 𝐵𝑤  𝑙𝑛 𝑟𝑒 𝑟𝑤 0.00708 𝑘 ℎ (26) ∆𝑃 = (𝑃𝑤𝑓 − 𝑆𝐵𝐻𝑃) (27)
Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
b. Menghitung Injectivty Index sebelum dan jika d ilaku kan
stimulasi dengan menggunakan rumus sebagai berikut :
𝐼𝑖 = 𝑄𝑤 ℎ ∆𝑃 (28)
c. Melihat  Kualitas  Air  In jeki  pada  sumur yang  diindikasikan  terjadi  ke rusakan formasi.
5. Berdasarkan perh itungan Faktor Sk in,
Injectivity  Indek s ,  Kualitas  Air  Inejeksi.  Maka sumur  yang  mengala mi  kerusakan  formasi akan dire ko mendasikan untuk dilaku kan stimulasi.
3. Metode  Penelitian
Metodologi penelit ian ini berdasarkan pengumpulan  data-data  yang  didapatkan  di  lapangan pada wilayah ke rja  PT.  Perta mina  EP Asset 1  Ra mba Field  ± 2 (dua) bulan.
Dala m  upaya  pengumpulan  data-data  dan pemaha man  yang  berhubungan  dengan  penelitian  ini penulis menggunakan beberapa metode.
Adapun metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut : 1. Studi Literatur.
2. Diskusi dan Wawancara.
3. Observasi Lapangan.

## 4. Hasil dan  pembahasan
Pada  penelitan  in i  dila kukan  analisa  Ha ll  Plot pada  2  lapangan  yang  berbeda  di  PT.  Perta mina  EP Asset  1  Fie ld  Ra mba  yaitu  lapangan  Ridosa  A  dan lapangan  Ridosa  B.    Untuk  mengetahui  kerusakan formasi  pada  kedua  lapangan  tersebut,  dila kukan beberapa analisa yaitu analisa kerusakan formasi pada lapangan A, analisa ke rusakan formasi pada  lapangan B,  analisa  ke layakan  stimu lasi,  dan  tahapan  terakhir berupa  pembahasan  dari  analisa  kedua  lapangan tersebut.  Pada  jurnal  ini  hanya  mena mpilkan  satu lapangan, yaitu lapangan Ridosa A.
4.1. Analisa  Ke rusakan  Formasi  Pada   Lapangan Ridosa A Analisa  kerusakan  fo rmasi  pada  lapangan terdiri  dari  4  bagian  yaitu  mengetahui  profil  sumur inje ksi  dan  data  formasi  dari  lapangan  tersebut, me la kukan  monitoring  sumur  injeksi  yang  ke mudian dila kukan screening sumur  yang  rusak  dan  dalam keadaan  baik  pada  lapangan  tersebut,  setelah dila kukan screening sumur  tahapan  selanjutnya  yaitu analisa lebih lanjut. 4.1.1. Profil  Sumur  Injeksi dan Target Layer Wilayah  lapangan  Ridosa  A  ada  6  sumur inje ksi  yaitu  APS-01,  APS-02,  APS-03,  APS- 04,  APS-05  dan  APS-06  masing-masing me miliki ta rget layer tersendiri untuk mengin jeksikan  a ir  ke  formasi.  Terdapat  dua formasi  yang  merupakan  ca kupan  injeksi  a ir yaitu  Formasi  Safa  (SF)  dan  Formasi  Marwah (MF).
4.1.2.
Monitoring Sumur  Injeksi
Berdasarkan monitoring pada sumur inje ksi ke mudian dila kukan screening sumur sehingga pada lapangan Ridosa A dari 6 sumu r inje ksi hanya 1 satu sumur  yang  rusak  yaitu  APS-01.  Pada  pembahsan ini,  penulis  hanya  mena mp ilkan  1  sumu r  dala m keadaan baik dan 1 sumu r dala m  keadaan rusak dan untuk 5 sumur lainnya dilampirkan.
1. Performance Injeksi
Performanc e  inje ksi  in i  bertujuan  untuk me lihat ke lakuan dari sumur setiap hari, performance  inje ksi  ini  dilihat  berdasarkan  rate terhadap  tekanan yang  terbaca  dikepala  sumur  atau WHP.  Berikut  me rupakan performance inje ksi dala m  keadaan  baik  dan  dala m  keadaan  terjad i kerusakan formasi.
a. APS-06
Gambar  3.1 Performance Injeksi  APS-06
Pada  gambar  3.1  menje laskan  tentang performance inje ksi su mur APS-06, berdasarkan rate dan tekanan inje ksi  dari  a wal  inje ksi  sampai  sekarang  terjad i kestabilan    antara rate inje ksi  dan  tekanan  inje ksi dan  sumur  ini  dinyatakan  normal  atau  tidak  te rjad i kerusakan formasi.
b. APS-01
Gambar  3.2  Performance  Injeksi APS-01
Pada  gambar  3.2  menje laskan performance Inje ksi sumur  APS-01,  dimana  pada  awal  inje ksi    sampa i November  2013  rate  dan  tekanan  in jeksi  te rjad i ketidakstabilan. rate in jeksi  kecil  yaitu  dibawah 1000  BWPD  dan  tekanan  injeksi  t inggi  hingga  700 psi. Ini d iindikasikan  adanya hambatan pada formasi dan diindikasikan  adanya scale .
Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
1. Grafik  Hall  Plot
Analisa kurva Ha ll Plot pada sumur Water Injection di wilayah  Lapangan Ridosa A : a. APS-06
Pada ga mbar  3.3 yang  menyatakan  kela kuan inje ksi  berdasarkan cumulative tekanan  vs cumulative injeksi,  terlihat trend linier  dan kurva  berada  pada  satu  garis  lurus,  hal  ini menandakan  bahwa   sumur  menunjukan   tidak adanya kerusakan formasi.
Gambar  3.3  Hall  plot APS-06 b. APS-01
Pada gamba r 3.4 gra fik Ha ll Plot A PS-11 dapat dilihat  Bagian  kurva  yang  berlebe l  A  ada lah bentuk me lengkung ke  atas yang  muncul pada saat injeksi awal a kibat dari berhentinya proses inje ksi.  Sela ma   periode  ini  sumur  menjadi terisi fluida, re  meluas dan Pe meningkat.  Pada kurva  yang  berlabel  B,  proses fill-up selesai dan  re  serta  Pe  konstan.  Pada  kurva  yang berlebel  C  terjadi  ketidak  stabilan  antara rate dan pressure yang  terlihat  pada  kurva  yang berpotongan dengan trend linie r, dapat disimpulkan bahwa  sumur mengala mi beberapa kerusakan formasi.
Gambar  3.4  Hall  Plot APS 11
4.1.3. Tahapan Analisa Lebih  Lanjut
Tahapan analisa lebih lanjut in i sangat penting, yaitu  untuk  me lihat  seberapa  besar  efek  skin pada formasi tersebut dan apa saja yang dapat menyebabkan  terjadinya  kerusakan  formasi sehingga dapat direko mendasikan untuk dila kukan stimulasi.  Pada tahapan analisa lebih lanjut in i hanya mena mp ilkan satu sumur yang
rusak  dan  untuk  sumur  lainnya  dila mp irkan. Dan  Tabel 3.4
me rupakan  para meter pendukung pada sumur APS-01.
Tabel 3.1  Data Sumur  APS-01 1. Perhitungan Radius Injeksi Perhitungan  radius  injeksi  digunakan  untuk mengetahui seberapa jauh air yang telah diinje ksikandan  radius  injeksi  sangat  berpengaruh dala m  perhitungan  skin.  Untuk  radius  inje ksi  sumu r- sumur lainnya dilampirkan.
𝑟 = 43560 √ ( 𝑉 7758 ℎ ⏀ ) 𝜋
𝑟 = 43560√ ( 494 847 7758 𝑥 54,1 𝑥 0.21 )
3.14 𝑟 = 278, 987 𝑓𝑡 2.
Menentukan Slope dan Transmibility Dari  ga mbar  4.5 slope Ha ll  Plot    APS-01 diatas,  dapat  diketahui  slope  dari  sumur  APS -01 dengan melihat 2 trend terakhir dan dia mb il tarik garis lurus  sehingga  didapatkan slope dan transmibility . Diba wah  in i  merupakan  perh itungan  dari slope dan transmibilty :
Gambar  3.5 Slope Hall  Plot APS-01
a.
Untuk m1
𝑚   = ( 𝑦2−𝑦1 )
( 𝑥2−𝑥1 ) 𝑚1 = (60−20)
(155−80) 𝑚   = 0,533
b. Untuk ma
𝑚 = ( 𝑦2−𝑦1 ) ( 𝑥2−𝑥1 ) 𝑚𝑎 = (360−100) (462−160) 𝑚𝑎 = 0,8609
HALL PLOT APS-01
Jurnal Teknik Patra Akademika Vol 7. No.1 Juli 2016 c. Transmibility Pada Zona Undamaged
Dari  m1  maka   dapat  dihitung transmibility pada zona undamaged sumur APS-01.
𝑇𝑚1 = 4,844 𝐵𝑜 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑚1
𝑇𝑚1 = 4,844 1 ln( 278,987 0,2625 ) 0,533 𝑇𝑚1 = 63,293
d. Transmibility Pada Zona Damaged Dari  m1  ma ka  dapat  dihitung Transmibility pada zona Damaged sumur APS-01.
𝑇𝑚𝑎 = 4,844 𝐵𝑜 ln( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑚𝑎 𝑇𝑚𝑎 = 4,844 1 ln( 278,987 0,2625 ) 0,8609
𝑇𝑚𝑎 = 39,209
3. Menghitung Sk in Factor dan Injectivity Index
Dari  beberapa  perhitungan  sebelumnya  dan berdasarkan  data  pendukung  sumur  APS -01,  ma ka sk in  factor dapat  dihitung  berdasarkan  ru mus  Gra fik Hall  Plot dan pendekatan rumus Darcy .

## a. Berdasarkan rumur Darcy
𝑆 = 0.00708 𝑘 ℎ ∆𝑃 𝜇𝑤 𝐵𝑤  𝑄𝑤 − ln ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 )
𝑆 = 0.00708𝑥339𝑥54 ,389𝑥 887 0,3𝑥1𝑥962 − ln ( 278 ,987
0,2625 ) 𝑆 = 394,722

## b. Berdasarkan rumus Hall  Plot
𝑆 = (𝑇𝑚1 − 𝑇𝑚𝑎) 𝑇𝑚𝑎 ln ( 𝑟𝑒 𝑟𝑤 ) 𝑆 = (63,293 − 39,209)
39,209 ln ( 278,987
0,2625 )

## 𝑆 = 4,2804
Hasil perhitungan faktor skin dari  kedua rumus tersebut  bernilai  positif  yaitu  sebesar  4,2804  dan 394,722  yang  menunjukkan  indikasi  bahwa  terjadi kerusakan disekitar  lubang sumur.
c. Perhitungan Injectivity Index
Setelah didapatkan nilai skin dan ∆P yang telah diketahui, dilanjutkan dengan menganalisa perhitungan Injectivity Index . Harga injek ctivity Index dapat  diperoleh  dengan  menggunakan  persamaan sebagai berikut:
𝐼𝑖 = 𝑄𝑤 ∆𝑃𝑠 𝐼𝑖 = 962
887 𝐼𝑖 = 1,078
Dari  nila i injectivity  index sebesar  1.078 sedangkan injectivity  index dinyatakan  bagus  yaitu diatas 1.5  in i  menandakan bahwa performance in jeksi sumur  APS-01  da la m  keadaan  tidak  ba ik  sehingga sumur  APS-01  layak  untuk  direko mendasikan  untuk distimulasi.
4.2. Tahapan  Dala m  Pert imbangan  Su mur  yang Akan Di  Stimulasi
Dala m  tahapan  ini  sangat  perlu  dilaku kan pertimbangan  untuk  menga mbil  kesimpulan  apakah sumur yang rusak akan  dilaku kan stimulasi atau tida k. Dari  analisa  lebih  lanjut  yang  telah  dilaku kan  dapat dilihat apakah  ada perubahan jika  dila kukan  stimu lasi. Berikut  merupakan  tahapan pertimbangan tersebut : 4.2.1. Perhitungan ∆P Dan Injectivity Index (Ii)
1. Sumur  APS-01  Lapangan Ridosa A
a. Perhitungan ∆P
∆P = Qw µw Bw ln re rw
0,00708 k h ∆P = 962x  0.3x1 ln 278,987 0,2625 0,00708x339x54,136
∆P = 15,389 psi
b. Perhitungan Injectivity Index
Ii = Qw
∆P Ii = 962
15,3894
Ii = 62,293 b/d/psi
2. Sumu r  APS-11  Lapangan  Ridosa B
a. Perhitungan ∆P
∆P = Qw µw Bw ln re rw
0,00708 k h ∆P = 2117x  0,3x1 ln 793,083 0,2625 0,00708x159x  39 ,372
∆P = 340,362 psi
b. Perhitungan Injectivity Index
Ii = Qw
∆P Ii = 2117
340 ,362
Ii = 6,216 b/d/psi
Dari  perhitungan injectivity  index dan  ∆P  jika dila kukan  stimulasi,  ternyata  ada  perbedaabn  dengan injectivity  index dan  ∆P  sekarang  yaitu  terjadi kerusakan  formasi.  pe rbedaan  tersebut  sangat  jauh yaitu Injectivity  Index bernilai  besar  dan  ∆P  men jadi kecil.  In i  sangat  berpengaruh  dengan  menurunnya tekanan  inje ksi.  Jad i  sumur    yang  dinyatakan  rusak pada  kedua  lapangan  tersebut  perlu  dila kukan stimulasi.
4.2.2. Analisa Kualitas Air Injeksi
Berdasarkan  kualitas air  inje ksi in i, kita b isa me lihat  bagaimana  kualitas  air  yang  diinje ksikan apakah dala m keadaan baik atau kah buruk yang dapat berpengaruh  pada  proses  inje ksi.  Para meter  yang
Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
penting  adalah Scale  Indek s (SI)  dan Realative Plugging Index (derajat penyumbatan dalam  formasi), karena  dua  hal  in ilah  dapat  me mberikan  informasi bahwa  air  yang  di  inje ksikan  cenderung  akan me mbentuk plugging atau scale yang dapat mengha mbat  air  untuk  masuk  ke  reservoir.  Berikut me rupakan  hasil  lab  yang  menunjukkan  kualitas  air injeksi.
Tabel 3.2  Kualitas Air Injeksi Lapangan Ridosa A
Tabel 3.3  Kualitas Air Injeksi Lapangan Ridosa B
Dari  hasil  lab  yang  menunjukkan  kua litas  air inje ksi,  ternyata  nila i  RPI  lebih   besar  dari  standar yang  telah  ditentukan  dan  nilai scale  index menunjukkan  postif.  Art inya    sumur  APS -01  dan sumur  APS-11  berdasarkan kualitas  air  yang diinje ksikan  cenderung  me mbentuk  penyumbatan pada formasi.
4.3. Pembahasan
Setelah dila kukan screening sumur berdasarkan Performance Inje ksi  dan  Grafik  Ha ll  Plot  pada lapangan  Ridosa  A  ternyata  ada  1  sumur  mengala mi kerusakan  formasi  dan  5  sumur  inje ksi  lainnya  salah satunya  yaitu  sumur  APS-06  t idak  mengala mi kerusakan formasi dikarenakan berdasarkan Performance Inje ksi  dan  Grafik  Ha ll  Plot  adanya kestabilan  antara rate dan  tekanan  injeksi.  Pada lapangan Ridosa B ternyata ada 4 sumu r  inje ksi yang mengala mi  kerusakan  formasi  dan  13  sumur  la innya dala m  keadaan  norma l.  Jadi  total  sumur  yang mengala mi  kerusakan  formasi  pada  kedua  lapangan tersebut ada 5 sumur.
Ke mudian  dengan  mela kukan  analisa  lebih lanjut  menggunakan metode Hall  Plot dan pendekatan rumus Darcy didapatkan  beberapa  parameter  yaitu slope,  Sk in  Factor ,  ∆Ps  pada  5  sumur  in jeksi  yaitu APS-01,  APS-10,  APS-11,  APS-13,  APS-15  telah disimpulkan bahwa sumur telah  mengala mi  kerusakan formasi  ha l  tersebut  terbukti  berdasarkan  grafik  Hall Plot  terjad i  ket idakstabilan  antara rate dan  tekanan inje ksi  dan  Fa ktor  skin  bernila i  positif.  Berikut merupakan  parameter tersebut.
Tabel 3.4   Sumur  Injeksi  Yang Mengalami  Kerusakan
Akibat  adanya  skin  pada  5  sumur  in jeksi tersebut  yaitu  APS-01,  APS-10,  A PS-11,  APS-13, APS-15  dapat  mengurangi  efekt ifitas  dari  sumur tersebut, dengan kata lain te kanan akan t inggi dan rate inje ksi  akan  kecil  akibat  skin  dan  penyumbatan tersebut.
Berdasarkan ana lisa  ke layakan stimu lasi ada  4 sumur  yang  layak  untuk  dila kukan  stimu lasi  ya itu APS-01,  APS-11,  APS-13,  APS-15  dan  1  sumur dinyatakan  tidak  laya k  untuk  d istimulasi  yaitu  APS- 10.  Da la m  kasus  sumur  APS-01,  APS-11,  APS-13, APS-15  diharap kan  dilaku kan  upaya  stimu lasi  yang bertujuan untuk  menghilangkan nila i-n ila i skin positif sehingga  tekanan  turun  dan rate in jeksi  naik  atau tinggi.  Sebagai  usulan  stimu lasi  yang  akan  adalah Matrix  Acidizing karena  formasi  batuan  reservoirnya tersusun  atas  batuan  sandstone  yang  memiliki  sifat yang  mudah  la rut  dan  harga  nya  yang  murah  serta dapat melarutkan scale yang ada disekitar  formasi.

## 5. Penutup
Adapun  kesimpulan  yang  dapat  di  ambil  dari penelitian ini adalah :
1. Dari screaning sumur berdasarkan Pe rformance Injeksi  dan  Ha ll  Plot  pada  lapangan  Ridosa  A terdapat  1  sumur  yang  diindikasikan  terjadi kerusakan  formasi  yaitu  APS -01  dan  pada lapangan Ridosa B terdapat 4 sumur yaitu yang diindikasikan  terjadi  ke rusakan  formasi  APS- 10,  APS-11,  APS-13  dan APS-15.
2. Dari  hasil  ana lisa lebih   lan jut  dengan meggunakan analisa Hall Plot dan rumus darcy yang dilakukan  didapatkan :
 APS-01  n ila i  skin  darcy  sebesar  89.213, skin  Hall  Plot  sebesar  4.698,  nila i perupabahan  tekanan  887  psi,  dan  nila i injectivity index sebesar 1.083b/d/psi
 APS-10 nila i skin Darcy sebesar 212.626, skin  Ha ll Plot  sebesar  8.62,  nila i perupabahan  tekanan  695  psi,  dan  nila i injectivity index sebesar 5.32  b/d/psi.
 APS-11  nilai  skin Darcy sebesar  91.56, skin  Ha ll Plot  sebesar  6.35,  nila i perupabahan  tekanan  1140  psi,  dan  nila i injectivity index sebesar 1.85  b/d/psi.
Jurnal Teknik Patra Akademika
Vol 7. No.1 Juli 2016
 APS-13  n ilai  skin Darcy sebesar  15.556,
skin  Hall  Plot  sebesar  71.22,  nila i perupabahan  tekanan  972  psi,  dan  nila i injectivity index sebesar 1.52  b/d/psi.
 APS-15 nila i skin Darcy sebesar 371.103, skin  Ha ll Plot  sebesar  7.24,  nila i perupabahan  tekanan  741  psi,  dan  nila i injectivity index sebesar 3.47  b/d/psi.
3. Berdasarkan kondisi aktual yang telah dianalisa didapatkan  sumur-sumur  yang  dinyatakan rusak perlu d ire ko mendasikan untuk dilaku kan stimulasi.
4. Sumu r yang d ire ko mendasikan untuk distimu lasi  yaitu  ada  5  sumur  inje ksi  dan metode stimulasi yang digunakan yaitu Matrix Acidizing .

## Daftar  Pustaka
Perta mina   File   (Metode).2003.Monitoring  Kinerja Water Flooding.Manajemen  Pertamina  Hulu. Hawe   E.  Danie l.1976.Direct  Apoach  Hall  Plot Evaluation Improves The Accuracy Of Formation Da mage Calcu lation And Eliminates Pressure Fall  Off Testing.
Bro wn    E.  Ke mith.Artific ial  Lift   Methods  Ke mith Bro wn  4;  Water  In jection  (Ha l.  112).The
University Of Tulsa. Dake L.P.1978.Fundamentals Of Reservoir
Engineering;  Cahpter  4  Da rcy  La w  And Aplication  (Hal.  160).She ll  Learning  And Developmen.