EVALUASI HASIL UJI PRESSURE BUILD UP PADA SUMUR DPL#1 DAN DPL#2 LAPANGAN PANDAWALIMA
EVALUATION RESULT OF PRESSURE BUILD UP TEST AT WELL OF DPL#1 AND DPL#2 PANDAWALIMA FIELD
Dwi Putri Lestari 1)
1) Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas Politeknik Akamigas Palembang, 30257, Indonesia Corresponding Author E-mail: dwiputrilestari@pap.ac.id
Abstract: PBU is a tech transien's testing pressure the most is known and a lot of executed, basically this test, the first produce well up to a time gap particular with fast streaming one makes a abode (constant), then closes that well. This well  foreclosure  cause  its  rise  pressure  which  is  noted  as  function  of  time  (this  noted  pressure  usually  is  well  base pressure).  In  this  writing  writer  utilizes  to  methodic  Horner  and  drawned  out  by  computerization  method  by  use  of software Shapir one that have result with high confidence, so gotten by maximum result and approaching by condition at the site. Of Well evaluation result DPL#1 was gotten by permeability (k ) as big as 154 md,  skin is factor as big as 1,2,  effect pressure decrease skin(∆ ps) as big as 0,86 psi, flow efficiency as big as 0.83331 and radius investigation  as 648  ft  indicated  that  formation  is  still  in  good  shape  and  was  mandatory  be  done  repair.  DPL#2'S  well  resulting permeability (K) as big as 1.930 md,  skin is factor as big as 87,63,  effect pressure decrease skin(∆ ps) as big as 61,8 psi, flow  efficiency as  big  as  0,0868  and  radius  investigation  as  1.959  ft  indicated  that  damaged  formation  and  is referred to be repair.
Keywords: Pressure build up, Skin, Flow Efficiency.
Abstrak : Pressure build up test suatu teknik pengujian transien tekanan yang paling dikenal dan banyak diilakukan orang, pada dasarnya pengujian ini dilakukan pertama-tama dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu  dengan  laju  aliran  yang  tetap  (konstan),  kemudian  menutup  sumur  tertsebut.  Penutupan  sumur  ini menyebabkan  naiknya  tekanan  yang dicatat  sebagai  fungsi  waktu  (tekanan  yang dicatat  ini  biasanya  adalah  tekanan dasar  sumur).  Metode  yang  digunakan  dalam  Analisa  adalah  metode  Horner  dan  dilanjutkan  dengan  metode komputerisasi    menggunakan  software  Shapir  yang  memiliki  hasil  dengan  tingkat  keakurasian  yang  tinggi,  sehingga didapatkan  hasil  yang  maksimum  dan  mendekati  dengan  kondisi  di  lapangan.  Dari  hasil  evaluasi  Sumur  DPL#1 diperoleh permeabilitas (k) sebesar 154 md, skin faktor sebesar 1.2, penurunan tekanan akibat skin (∆ps) sebesar 0.86 psi, flow efficiency sebesar 0.83331 dan Radius pengurasan sebesar 648 ft yang mengindikasikan bahwa formasi masih dalam kondisi baik dan belum wajib dilakukan perbaikan. Sumur DPL#2 menghasilkan permeabilitas (K) sebesar 1930 md, skin faktor sebesar 87.63, penurunan tekanan akibat skin (∆ps) sebesar 61,8 psi, flow efficiency sebesar 0.0868 dan Radius pengurasan sebesar 1959 ft yang mengindikasikan bahwa formasi rusak dan dirujuk untuk dilakukan perbaikan. Kata kunci: Pressure build up, Skin, Flow Efficiency.

## 1. PENDAHULUAN
Rendahnya  produksi  suatu  sumur merupakan  suatu  permasalahan  dalam  suatu operasi produksi. Kondisi ini dapat disebabkan karena  penurunan  tekanan  reservoir,  rusaknya peralatan  produksi  atau  karena  rusaknya formasi.  Apabila  Peralatan  produksi  masih cukup  baik  dan  tekanan  masih  cukup  besar, namun terjadi penurunan produksi, maka perlu suatu  analisa  mengenai  kemungkinan  adanya kerusakan formasi. Analisa Tekanan Transient adalah  analisa  yang  dapat  digunakan  dalam mengidentifikasi  karakteristik  formasi  dan mengindikasikan apakah pada formasi tersebut
telah  terjadi  kerusakan.  Kerusakan  reservoir dapat diakibatkan oleh penurunan permeabilitas  disekitar  sumur  akibat  adanya skin, oleh karena itu analisa uji tekanan sangat diperlukan  untuk  menentukan  kemampuan suatu  lapisan  berproduksi.  Metode  analisa sumur  DPL#1  dan  DPL#2  ini  menggunakan analisa uji tekanan pressure buildup test, untuk menentukan  produktivitas  formasi,  sehingga dapat  diketahui  kemampuan  suatu  sumur untuk berproduksi.

## 2. TEORI DASAR
2.1 Teori Pressure Build-Up
Pengujian  ini  dilakukan  pertama-tama dengan  memproduksi  sumur  selama  suatu selang  waktu  tertentu  dengan  laju  aliran  yang tetap  (konstan),  kemudian  menutup  sumur tertsebut.  Penutupan  sumur  ini  menyebabkan naiknya  tekanan  yang  dicatat  sebagai  fungsi waktu  (tekanan  yang  dicatat  ini  biasanya adalah tekanan dasar sumur).
Mula  –  mula  sumur  diproduksikan dengan  laju  tetap  sebesar  q,  selama  waktu  tp, kemudian  sumur  tersebut  ditutup  selama waktu dt.
Sumber : Abdassah, Doddy, 2004 Gambar 2.1 Ulah Aliran dan Sejarah Tekanan pada Analisa Pressure Build-Up
Didapat  persamaan  (Earlougher,  Robert  C, 1997):
           t t tp kh B q Pi P ws ln 6 , 70 
atau
           t t tp kh B q Pi P ws log 6 , 162 
Dimana: P ws =  tekanan dasar sumur selama penutupan (psi) P i = tekanan  reservoir  mula  –  mula sebelum shut-in (psi)
q =  laju produksi sebelum sumur ditutup (bbl/day) c t = compressibilitas total (psi -1 )  =  viscositas minyak (cp)
B o =  faktor volume formasi (bbl/STB)
k =  permeabilitas effektif (mD) h =  ketebalan formasi produktif (ft) tp =  waktu  produksi  sebelum  dilakukan uji sumur (jam) ∆t =  waktu penutupan sumur (jam) Persamaan diatas memperlihatkan bahwa  P ws , shut-in BHP,  yang  dicatat  selama penutupan sumur, apabila di- plot terhadap log (tp  +  ∆t/∆t)  merupakan  garis  lurus  dengan kemiringan:
kh B q m 6 , 162  
Contoh  yang  ideal  dari  pengujian  ini  dapat dilihat  pada  Gambar  2.2.  Jelas  bahwa permeabilitas  dapat  ditentukan  dari slope , sedangkan  apabila  garis  ini  diekstrapolasi  ke harga  Horner time akan  sama  dengan  satu  (tp +  ∆t/∆t)  =  1,  maka  tekanan  pada  saat  ini teoritis  sama  dengan  tekanan  awal  reservoir tersebut.
Sumber : Abdassah, Doddy, 2004 Gambar 2.2 Teknik Plot Tekanan dan Ulah Aliran pada Analisa PBU
Sesaat  sumur  ditutup  akan  berlaku hubungan:
S tp k r c m P P w t i ws 87 , 0 688 . 1 log 2                 
Pada  saat  waktu  penutupan  sama  dengan  ∆t, berlaku hubungan:
    t t tp m P P i ws      / log
Apabila  dikombinasikan,  maka  dapat  dihitung faktor skin , sehingga:
                                t t tp log 1,151 r c 688 . 1 log 151 , 1 P - P 1,151 S 2 w t wf ws t k m  
Di dalam industri perminyakan biasanya  dipilih  Δt  sama  dengan  satu  jam, sehingga log (tp + ∆t/∆t) dapat diabaikan, Pws pada  persamaan  diatas  menjadi  P 1jam ,  yang diambil  dari  garis  lurus  ekstrapolasi,  sehingga persamaan tersebut menjadi:
                         23 , 3 log P P 151 , 1 2 wf 1jam w t r c k m S   Dimana:
S =  faktor kerusakan formasi
m = slope /kemiringan (psi/cycle) P 1jam =  tekanan pada saat Δt = 1 jam (psi) P wf =  tekanan  aliran  sumur  (saat  sumur ditutup) (psi)
Φ    =  porositas (fraksi) μ    =  viscositas (cp)
c t = compressibilitas batuan total (psi -1 ) r w =  jari – jari sumur (ft) k =  permeabilitas efektif (mD)
Apabila  S  ini  berharga  positif  berarti ada kerusakan ( damage ), yang pada umumnya dikarenakan  adanya  invasi filtrat lumpur pemboran  ke  dalam  formasi.  S  yang  berharga negatif menunjukkan adanya perbaikan ( stimulated ), biasanya setelah dilakukan pengasaman ( acidizing ) atau perekahan hidrolik ( hydraulic fracturing ).
Sumber : Lee, John., 1982
2.2 Karakteristik  Kurva Pressure  Buildup Test
Karakteristik  kurva pressure  build  up test dapat  menggambarkan  bagian-bagian  dari ulah tekanan.Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada Gambar 2.4. Dari gambar tersebut terlihat bahwa ulah tekanan dapat  dibagi  menjadi tiga bagian yang meliputi:
1. segmen data awal ( early time ),
2. segmen data tengah ( middle time ), dan
3. segmen data lanjut ( late time ).
Sumber : Abdassah, Doddy, 2004
Gambar 2.4 Grafik Aktual Test PBU
2.2.1  Segmen Data Awal ( Early Time ) Mula-mula  sumur  ditutup, pressure build  up  test memasuki  segmen  data  awal, dimana aliran didominasi oleh adanya pengaruh wellbore  storage , skin dan phase segregation  (gas  hump) .  Bentuk  kurva  yang dihasilkan  oleh  bagian  ini  merupakan  garis melengkung  pada  kertas semilog ,  dimana mencerminkan  penyimpangan  garis  lurus akibat  adanya  kerusakan  formasi  disekitar lubang  sumur  atau  adanya  pengaruh wellbore storage seperti terlihat pada Gambar 2.4. 2.2.2  Segmen  Waktu  Pertengahan  ( Middle
Times ) Dengan  bertambahnya  waktu,  radius pengamatan  akan  semakin  jauh  menjalar  ke dalam  formasi.  Setelah  pengaruh  data  awal terlampaui,  maka  tekanan  akan  masuk kebagian  waktu  pertengahan.  Pada  saat  inilah reservoar  bersifat infinite  acting dimana  garis lurus pada semilog terjadi.
Dengan garis lurus ini dapat ditentukan beberapa  parameter  reservoir  yang  penting, seperti:  kemiringan  garis  atau slope (m),
permeabilitas  efektif  (k), storage  capacity (kh),  faktor  kerusakan  formasi  (s),  tekanan rata-rata reservoir.
2.2.3  Segmen Waktu Lanjut ( Late Times ) Bagian  akhir  dari  suatu  kurva  setara tekanan adalah bagian waktu lanjut (late times) yang  ditampilkan  dengan  berlangsungnya garis  lurus semilog mencapai  batas  akhir sumur  yang  diuji  dan  adanya  penyimpangan kurva  garis  lurus.  Hal  ini  disebabkan  karena respon tekanan sudah dipengaruhi oleh kondisi batas  reservoir  dari  sumur  yang  diuji  atau pengaruh  sumur-sumur  produksi  maupun injeksi  yang  berada  di  sekitar  sumur  yang diuji.  Periode  ini  merupakan  selang  waktu  di antara  periode transient (peralihan)  dengan awal  periode semi  steady  state .  Selang  waktu ini  adalah  sangat  sempit  atau  kadang-kadang hampir tidak pernah terjadi.
2.3 Analisa Pressure Build Up Menggunakan Software Shapir
Untuk  menganalisa  tekanan  transien diperlukan sebuah software yang mempermudah dalam pengolahan data. Analisa  dengan software bertujuan  untuk mempermudah  dan  meminimalisir  persentasi kesalahan akibat human error . Pada penelitian ini,  pengolahan  data  menggunakan software saphir yang dikembangkan oleh ecrin.
Generasi  pertama Saphir dirilis  pada tahun  1988,  yang  merupakan software yang berbasis  DOS.  Generasi  kedua  dirilis  pada tahun  1993  dimana  versi  ini  sudah  dapat dijalankan  dengan Multi-Platform (Windows, Macintosh  dan  Motif)  yang  ditulis  dalam format C dan C++ dengan menggunakan grafis XVT.
Pengembangan  program Saphir sangat cepat  dan  banyak  mengalami  perubahan.  Saat ini  telah  tumbuh  ke  posisi  dominan  dalam industri  dengan  lebih  dari  2.700  lisensi komersil yang digunakan sebagai standar oleh semua perusahaan minyak. Metodologi Saphir selalau  berdasarkan  turunan Bourdet sebagai alat  utama diagnostic dimana  prinsipnya adalah  mencocokan  data  diukur  untuk  model, dengan mempertimbangkan detail dari sejarah
produksi. Analisa tekanan yang dapat dilakukan saphir antara lain:
1) Pressure build up,
2) Pressure draw down,
3) Interference test,
4) Fall of test, dan
5) Deliverability test reservoir gas.
Langkah  awal  dalam  pengolahan  data dengan Saphir adalah  mempersiapkan  data hasil well test dan  data  pendukung  lain  untuk pemodelan.  Prinsipnya  semakin  cocok  model yang  digunakan  untuk  analisa  data  dengan kondisi sebenarnya maka hasil  yang diperoleh akan semakin akurat.
2.3.1 Konsep Dasar Saphir Saphir  adalah software yang  dapat dugunakan  untuk  interpretasi well  test yang dikemas berdasarkan pada metodologi pressure  derivative .  Logika  dasarnya  adalah sebagai pedoman untuk menyelesaikan interpretasi  yang  lengkap  dengan  metode  ini, selain  itu  juga  dapat  memberikan  akses  yang mudah untuk melengkapi fasilitas yang lain.
Langkah-langkah  yang  berbeda  dalam sebuah  interpretasi  menggunakan pressure derivative adalah dapat diperoleh lebih banyak dari  halaman  interpretasi  pada  control  panel. Pada beberapa point dalam sebuah interpretasi, Saphir memberikan  proses  tahap  lanjut, menyediakan  pilihan-pilihan  aplikasi  dan menganjurkan  apa  yang  harus  kita  kerjakan selanjutnya.  Dengan  asumsi  langkah-langkah tersebut benar dan data yang didapatkan valid . Selanjutnya diberikan pilihan adalah inti  yang harus dikerjakan.
2.3.2 Langkah Kerja Software Saphir
Setelah  tahap  inisialisasi  dan  kontrol kualitas  data,  langkah  dasar  interpretasi,  dari muatan data awal untuk menurunkan ke dalam model terakhir, adalah sebagai berikut:
1) Loading rate and pressure data Tujuan  utamanya  untuk  mendapatkan sebuah data laju alir dan tekanan yang lengkap dan tepat. Ini dapat dilakukan apabila tidak ada data  yang  tersimpan,  atau  jika  hanya  data pressure yang  tersedia,  langkah  ini  untuk memberikan data laju alir. Jika hanya laju alir yang  tersedia,  maka  langkah  selanjutnya dianjurkan untuk mengisi data tekanan.
2) Load rate
Data laju alir dapat diisi dari ascii file , dari clipboard ,  dari keyboard ataupun  dari PAS file .  Ketika  laju  alir  diisi  dari file dapat dipilih dari durasi ataupun dari saat dimulai.
3) Load pressure
Data tekanan dapat  diisi dari ascii file , dari  KPR  atau  KD2 file (Saphir  V2  Format), dari  PAS file ,  dari clipboard ,  dari  data perolehan  ataupun  dari keyboard . Pressure gauges dapat  diisi  dari  pilihan Load P  pada panel  interpretasi  ataupun  pilihan  pengisian pada QA/QC panel.
4) Extracting Delta P Setelah data laju alir dan tekanan terisi, langkah  selanjutnya  adalah  untuk extract dt, dP  data  dari  periode  aliran.  Dari  langkah  ini, akan  didapat  log-log plot dan  semi-log plot . Log-log plot menunjukan  data  tekanan  dan pressure derivative . Setelah derivative tersedia,  saphir  akan  memberikan  perkiraan awal  yang  sesuai,  terhadap  model  yang dianalisa pada data.
5) Generating a model
Langkah  selanjutnya  adalah  dengan memilih  model dan mengisi model parameter. Setelah  semua  parameter  terisi,  model  akan ditunjukan  dalam  sebuah  periode  aliran  dan keseluruhan  sejarah  produksi.  Model  dapat disesuaikan dengan data pada log-log plot dan model  yang  sama  dapat  digunakan  pada parameter-parameter yang baru. Setelah digunakan  intuk  memberikan  sebuah  periode aliran,  model  dapat  menunjukkan    dalam beberapa periode yang lain.
6) Improve
Setelah  sebuah  model  tersedia  langkah selanjutnya  adalah  untuk  running improve menjadi  sebuah  linear  atau non  linear regression untuk mengurangi perbedaan antara model  dengan  data.  Langkah  ini  digunakan untuk  menserasikan  grafik  tekanan  dan derivative -nya.

## 3. METODOLOGI PENELITIAN

## 3.1 Jenis Penelitian
Penelitian ini dilakukan dengan metode deskriptif  dengan  berbentuk  kuantitatif  dan kualitatif.
3.2 Interpretasi Pressure Build-Up test Pressure  build  up  test pada  prinsipnya dilakukan  dengan  cara  memproduksikan sumur  selama  selang  waktu  tertentu  dengan laju  produksi  yang  tetap,  kemudian  menutup sumur  tersebut.  Penutupan  ini  menyebabkan naiknya  tekanan  yang  dicatat  sebagai  fungsi waktu.  Data  tekanan  yang  diperoleh  dari test tersebut  dan  data-data  pendukung  lainnya dikumpulkan dan kemudian dianalisa. Analisa dengan  metode  Horner  secara  manual,  yaitu dengan  cara plotting data  tekanan  (P ws )  pada saat penutupan sumur (shut in) vs Horner time ((tp  + t  )  / t  ).  Dari plotting ini  didapatkan harga  m,  P 1jam dan  P*.  Penggunaan  metode horner  secara  manual  dalam  penerapannnya sering  kali  dijumpai  kesulitan,  terutama  bila data  tekanan  sebagian  besar  didominasi  oleh efek wellbore storage dan skin effect sehingga tidak dapat menginterpretasikan sifat reservoir yang sebenarnya.
Tahapan-tahapan  interpretasi pressure build  up  test dengan  menggunakan  metode Horner sebagai berikut:
1. Siapkan data – data pendukung, antara lain:
- Kumulatif produksi,
- Produksi rata-rata,
- Porositas,
- Kompressibilitas batuan,
- Jari-jari sumur,
- Faktor volume formasi,
- Viscositas fluida, dan
- Ketebalan lapisan produktif.
2. Hitung berapa lama sumur telah diproduksikan dengan rumus:
test sebelum terakhir rata - rata produksi qo, produksi kumulatif Np,
tp 
3. Buat  tabel  data  uji  tekanan  dasar  sumur (P ws ),  waktu  penutupan  (dt),  ((tp  +  dt)/  dt), dan  P ws –P wf ,  dimana  P wf adalah  tekanan dasar sumur pada waktu t = 0.
4. Plot antara  ΔP  =  (P ws –  P wf )  vs  log  t  pada kertas log-log. Garis lurus dengan kemiringan  45 o ( slope =  1)  pada  data  awal menunjukkan  adanya  pengaruh wellbore storage .  Dari  garis  ini,  tentukan  titik  awal penyimpangan  dan  ukur  1  –  1,5 cycle dari titik  tersebut  untuk  menentukan  awal  dari
tekanan  yang  tidak  terpengaruh  oleh wellbore storage . 5. Pengaruh wellbore  storage terlihat  dengan adanya unit  slope yang  dibentuk  oleh  data awal.  Dari unit  slope tersebut  dapat diperkirakan wellbore  storage  coefficient (c s ) dalam satuan bbl/psi.
P 24 t B q       s c 6. Buatlah Horner  plot antara  log  ((tp  +  dt)/ dt)  vs  P ws .  Tarik  garis  lurus  dimulai  dari data  yang  tidak  dipengaruhi  oleh wellbore storage .  Tentukan  sudut  kemiringan  (m) dicari  dengan  membaca  harga  kenaikan tekanan (ΔP) untuk setiap satu log cycle .
P*  diperoleh  dengan  mengekstrapolasikan garis  lurus  tersebut  hingga  mencapai  harga waktu  penutupan  (dt)  tak  terhingga  atau harga ((tp + dt)/ dt) = 1.
7. Hitung  harga  permeabilitas  (k)  dengan persamaan :
h m B q 162,6 o o       o k 8. Baca P ws pada dt = 1 jam.
9. Hitung harga faktor skin dengan persamaan:
                         23 , 3 log P P 151 , 1 2 wf 1jam w t r c k m S  
10. Hitung r i ( radius  of  investigation ) dengan persamaan :
2 1 t c 948 t k              i r
11. Hitung flow  efficiency (FE)  dengan persamaan:
) P - * (P P - ) P - * (P FE wf skin wf  
ΔP skin = 0,87 x m x s FE  <  1  menunjukkan  permeabilitas formasi di  sekitar lubang sumur mengecil akibat adanya kerusakan.
FE  =  1  menunjukkan  permeabilitas formasi  di  sekitar  lubang  sumur  telah diperbaiki  dan  harganya  lebih  besar  dari harga semula.
12. Hitung productivity  index (PI)  dengan persamaan:
wf o P P q PI   * .

## 4. HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1 Analisis Pressure  Build  Up Pada  Sumur DPL#1 dan DPL#2
Dari  hasil  uji pressure  build  up ,  maka dilakukan  evaluasi  menggunakan  metode  Horner dan analisa dengan menggunakan software Saphir. Metode Horner dan komputerisasi untuk menganalisa pressure  build  up, agar  diperoleh tingkat  kepercayaan  yang  tinggi.  Dari  hasil keseluruhan tes, dapat dilihat distribusi permeabilitas,  faktor skin ,  dan  parameter  lainnya berdasarkan  perubahan  waktu.  Pengujian pressure build up dilakukan pada sumur DPL#1 dan sumur DPL#2.  Berikut  data  sumur  dan  data  reservoir sumur.
Tabel 4.1 Data Sumur dan Reservoir

## Sumur DPL#1 dan DPL#2
Parameter DPL#1 DPL#2 Production  Rate (q f ) 604,8 BBLS/D 777,6 BBLS/D Well Radius (r w ) 0,29 ft 0,4 ft Production Time/tp (hr) 6 hr 6 hr Thickness (h) 31 ft 32 ft Mix Specific Gravity (SG mix ) 0,998 1 Average Temperature 200 o F 200 o F Compressibility 2,65 x 10 -5 psi -1 2,65 x 10 -5 psi -1 Porosity (f) 0,2 0,20 Oil Viscosity (µ o ) 3,3 cp 3,3 cp Oil FVF (B o ) 1,08 RB/STB 1,08 RB/STB Water Cut (WC) 98% 99%
Gambar 4.1 Data Pressure Vs Delta Time Sumur DPL#1
Analisa  dengan  menggunakan pressure build  up  test adakalanya  dijumpai  hambatan dalam  menganalisa  datanya.  Hambatan  yang terjadi dalam menganalisa dengan menggunakan metode Horner adalah pengaruh wellbore  storage yang  mendominasi  segmen data  awal.  Pada  segmen  data  awal  bentuk kurva  yang  dihasilkan  merupakan  garis lengkung  pada  kertas  semilog,  dimana mencerminkan  penyimpangan  dari  garis  lurus akibat  adanya  pengaruh wellbore  storage . Idealnya  untuk  menganalisa  data yang dihasilkan  uji  sumur  dengan  baik,  maka pengujian  sumur  harus  berlangsung  cukup lama  sehingga  data  tekanan  yang  didapat merupakan data tekanan formasi yang sebenarnya. Gambar 4.2 Data Pressure Vs Horner Sumur DPL#1
Berdasarkan  hasil  analisa horner  plot ,  maka diperoleh hasil sebagai berikut:
1. Permeabilitas (k) :
h m B q 6 , 162
    o k  ft 31 8 RB/STB 1,08 cp 36 , 0 BBLS/D 604,8
6 , 162     k k = 154,172 mD
2. Nilai skin factor :
              23 , 3 log 151 , 1 2 1 w t wf jam r C k m P P
S  
             23 , 3 29 , 0 0000256 , 0 36 , 0 . 2 , 0 172 , 154 log 2 , 528 584 151 , 1
2 1 ft x psi cpx x mD m psi psi
S
= 1.396 psi/log cycle 3. Harga ΔPs: ΔPs = 0,87 x m x s = 0,87 x 8 x 1,396 = 9,722 psi log/cycle
4. Produktivitas formasi (PI) skin ideal P Pwf P q PI     * psi psi psi D STB PI ideal 722 , 9 27 , 528 589 / 8 , 604    = 11,8569 STB/D.psi 5. Flow Effisiensi (FE) wf wf P P skin P P P FE      * * % 100 722 , 528 589 722 , 9 27 , 528 589 x psi psi psi psi psi FE     = 0,8399 % 6. Radius pengurasan (ri) Ct tP k ri . . . 03 , 0    1 0000256 , 0 36 , 0 2 , 0 jam 4,20655 72 , 154 03 , 0   psi cpx x mDx ri = 589,788 ft Gambar 4.3 Kurva Semi-Log Plot yang Dihasilkan Pada Saphir sumur DPL#1
Uji pressure  build  up pada  sumur DPL#1,  setelah  dianalisa  dengan  metode Horner  manual  menghasilkan  permeabilitas (K) sebesar 154,17429 mD, skin factor sebesar 1,39 psi/log  cycle ,  penurunan  tekanan  akibat skin (∆ps)  sebesar  9,722  psi, flow  efficiency sebesar  0,8399%  dan  radius  pengurasan sebesar  589,788  ft.  Melalui  perhitungan  dan analisa dengan metode Horner, maka
dilanjutkan  analisa  dengan  menggunakan metode pressure  derivative dengan software Saphir  (Ecrin  V4.12.06) dengan  tingkat akurasi  yang  tinggi  dibandingkan  dengan metode  manual . Nilai  yang  dihasilkan  untuk sumur  DV#1  adalah  permeabilitas  (k)  sebesar 154  mD, skin  factor sebesar  1,2,  penurunan tekanan  akibat skin (∆ps)  sebesar  10,58  psi, flow  efficiency sebesar  0,86  dan  Radius pengurasan sebesar 648 ft.
Analisa  dengan  menggunakan pressure build  up  test pada  sumur  DPL#2  diperoleh  hasil sebagai berikut:
Gambar 4.4 Data Pressure Vs Delta Time Sumur DPL#2 Gambar 4.5 Data Pressure Vs Horner Sumur
DPL#2
Tabel 4.2 Hasil Akhir Analisa Horner Plot dan Saphir Sumur DPL#1 Parameter Horner Plot Saphir Permeabilitas (mD) 154,172 154
Parameter Horner Plot Saphir Skin factor 1,396 1,2 PI (STB/d) 11,8569 27,94 ΔP skin (psi) 9,722 8,4 Flow efficiency(%) 0,8399 0,86 Reservoir boundary (ft) 589,788 648
Berdasarkan  hasil  analis  horner  plot diatas, maka diperoleh hasil sebagai berikut : 1. Permeabilitas (k) :
h m B q 6 , 162      k ft 32 4 1.08RB/STB cp 0.3 BBLS/D 776 6 , 162     k k = 320 mD
2. Nilai skin factor :
              23 , 3 log 151 , 1 2 1 w t wf jam r C k m P P S                23 . 3 400 , 0 . 0000256 , 0 . 3 , 0 . 26 , 0 320 log 8 , 0 435psi 621 151 , 1 2 1 ft psi cp mD psi S S= 46,69 3. Harga ΔPs :
ΔPs = 0,87 x m x s = 0,87 x 4 x 46,69
= 162,51 psi  log/cycle
4. Produktivitas formasi (PI) skin ideal P Pwf P q PI     *   162.51psi 435.59psi 625 / 776    psi D STB PI ideal = 28,84 STB/Day.psi 5. Flow efficiency (FE) wf wf P P skin P P P FE      * * 435,59psi 625 51 , 162 59 , 435 625     psi psi psi psi FE x 100%
= 0,14 % 6. radius pengurasan (ri) Ct tP k ri . . . . 03 , 0    1 0000256 . 0 33 , 0 22 , 0 5,29962jam * 320   psi cpx x mD ri
= 1.011,41 ft
Gambar 4.6 Kurva Semi-Log Plot yang Dihasilkan Pada Saphir sumur DPL#2
Pada  sumur  DPL#2,  setelah  dianalisa dengan  metode  Horner  manual  menghasilkan permeabilitas  (k)  sebesar  320  mD, skin  factor sebesar  46,69,  penurunan  tekanan  akibat  skin (∆ps)  sebesar  162,51  psi, flow  efficiency sebesar  0,1428  dan  radius  pengurasan  sebesar 1.011,.41  ft.  Melalui  perhitungan  dan  analisa dengan  metode  Horner,  maka  dilanjutkan analisa dengan menggunakan metode pressure derivative dengan software Saphir dengan tingkat  akurasi  yang  tinggi  dibandingkan dengan  metode  manual . Nilai  yang  dihasilkan oleh software ini  untuk  sumur  DV#2  adalah permeabilitas  (K)  sebesar  310,10    mD, skin factor sebesar 45,81, penurunan tekanan akibat skin  (∆Ps)  sebesar  164,2  psi, flow  efficiency sebesar  0,1428  dan  radius  pengurasan  sebesar 1.018 ft.
Tabel 4.3 Hasil Akhir Analisa Horner Plot dan
Saphir Sumur DPL#2 Parameter Horner Plot Saphir Permeabilitas (mD) 320 310,10 Skin factor 46,69 45,81 PI (stb/d) 28,84 27,94 ΔP skin (psi) 162,51 164,2 Flow efficiency (%) 0,14 0,1428 Reservoir boundary (ft) 1.011,41 1.018
Pada  lapisan  ini  memiliki  nilai skin factor bernilai  positif  (+)  termasuk  dalam kategori  sumur  sangat  buruk,  meski  sumur DPL#2  ini  memiliki  permeabilitas  yang  baik. Skin tidak  saja  disebabkan  selama  produksi berlangsung, skin bisa  terjadi  saat  komplesi berlangsung seperti saat pemboran,
penyemenan  dan  perforasi. Skin berdampak pada  menurunnya  tekanan  reservoir  hampir mencapai  20%  dan  turut  melemahnya flow efficiency (FE)  yang  menjadikan  aliran  sangat rendah  yang  mengindiasikan  kerusakan  pada lapisan  ini.  Maka  tindak  lanjut  yang  harus diambil  dari  hasil  uji pressure  build  up ini adalah  melakukan  perbaikan  atau  stimulasi terhadap sumur DPL#2.

## 5. KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan
Dari pembahasan tersebut, maka  dapat disimpulkan:
1. Analisa uji  pressure  build  up pada  sumur
DPL#1 dengan metode horner
menghasilkan  permeabilitas  (k)  sebesar 154,17429  mD, skin  factor sebesar  1,39 psi/log  cycle ,  penurunan  tekanan  akibat skin (∆ps) sebesar 9,722 psi, flow efficiency sebesar  0,8399  dan  radius  pengurasan sebesar 598,788 ft.
2. Analisa uji  pressure  build  up dengan software saphir menghasilkan harga permeabilitas  (k)  sebesar  154  mD, skin factor sebesar  1,2,  penurunan  tekanan akibat skin (∆Ps)  sebesar  0,86  psi, flow efficiency sebesar  0,83331  dan  radius pengurasan sebesar 648 ft.
3. Analisa uji pressure build up sumur DPL#2 dengan metode horner menghasilkan menghasilkan  permeabilitas  (K)  sebesar 1.961 mD, skin factor sebesar 87,55 psi/log cycle, penurunan tekanan akibat skin (∆Ps) sebesar  60,93  psi, flow  efficiency sebesar 0,088  dan  radius  pengurasan  sebesar  1.625 ft.
4. Analisa uji  pressure  build  up dengan software saphir menghasilkan permeabilitas (K)  sebesar  1.930  mD, skin  factor sebesar 87,63, penurunan tekanan akibat skin (∆ps) sebesar  61,8  psi, flow  efficiency sebesar
0,0868 dan radius pengurasan sebesar 1.959 ft.
5. Untuk  meningkatkan  hasil  produksi  pada sumur-sumur  yang  memiliki  nilai  faktor skin  yang  positif,  FE  yang  rendah,  ∆Ps yang  berpengaruh  terhadap  tekan  reservoir (Pr)  mengindikasikan  adanya  kerusakan formasi  di  sekitar  lubang  sumur,  sehingga perlu dilakukan stimulasi sumur.
6. Perbedaan hasil dari Saphir dengan metode manual  disebabkan  oleh  beberapa  faktor, antara  lain  pada  waktu  penentuan end  of wellbore  storage ,  slope,  tekanan  reservoir dan P1jam .

## 5.2 Saran
Dari pembahasan tersebut, maka  dapat disarankan:
1. Sumur DPL#1 lapisan A1 sand kerusasakannya masih  bisa di toleril karena penurunan  tekanan  akibat skin (∆Ps)  tidak terlalu berpengaruh terhadap tekanan reservoir  dan  aliran,  yang  ditunjukan dengan masih tingginya nilai FE.
2. Sumur  DPL#2  lapisan  A1  bernilai skin positif dan besar, penurunan tekanan akibat skin  (∆PS)  sangat  berpengaruh  terhadap tekanan reservoir serta nilai FE yang sangat rendah, maka langkah yang harus dilakukan adalah perbaikan atau stimulasi.
3. Saat melakukan perhitungan dengan software ,  data  harus  divalidasi  beberapa kali untuk mendapatkan hasil yang mksimum  sesuai  dengan  kondisi  yang  ada di lapangan .

## DAFTAR PUSTAKA
Abdassah,  Doddy,  2004. Analisa  Tekanan Transien .  Departemen  Teknik  Perminyakan Institut Teknologi Bandung, Bandung.
Andrian Gunarso, Pratama, dkk. 2015. Analisa Well  Testing  Sumur  Lapangan  T  Dengan Metoda  Horner  Dan  Type  Curve  Derivative. Seminar Nasional Cendekiawan.
Ahmed,  Tarek,  2005. Advanced  Reservoir Engineering .  Elsevier  Science  Publishers, Oxford.
Bourdet, D. 2002. Well Test Analysis : The Use Of  Advanced  Interpretation  Models. Elsevier Science B. V. (Vol. 3).
Brown  K.E..  1997. The  Technology  of Artificial  Lift  Method,  Vol  1 .  Petroleum Publishing Co., Tulsa, Oklahoma.
Dake,  L.P..  1991. Fundamentals  of  Reservoir Engineering , Elseiver Science Publishers B.V. Netherlands, Amsterdam.
Earlougher, Robert C.. 1997. Advances in Well Test Analysis , Monograph Series, SPE, Dallas.
Kabir,  C.S,  Stanislav,  J.F..  1990. Pressure Transient  Analysis .  University  of  Calgary, Schlumberger  Well  Service,  United  States  of America.
Lee,  John.  1982. Well  Testing .  Society  of Petroleum  Engineering  of  AIME,  New  York, Dallas.
Matthews,  C.S,  Russel,  D.G..  1967. Pressure Buildup  and  Flow  Test  in  Wells .  Society  of Petroleum Engineers of AIME, New York.
Rekahidaya  ,  Lestari  dan  Ridha  Husla.  2020. Analisa  Pressure  Build  Up  Sumur  Syl-001 Lapangan  X. Prosiding  Seminar  Nasional Pakar ke 3.
Rizki  Arumdanie,  Yustitia,  dkk..  2019. Analisa Pressure Build Up Dan Deliverability Sebagai  Evaluasi  Partial  Penetration  Sumur X-15. Jurnal  Penelitian  dan  Karya  Ilmiah Lembaga  Penelitian  Universitas  Trisakti  Vol.
4, No. 1.