analisa hasil uji sumur mengunakan pressure dan pressure derivative type curve.pdf

TEKNIK RESERVOIR NO : TR 05.06

JUDUL : UJI SUMUR (WELLTEST) SUB JUDUL : Analisa Hasil Uji Sumur

Menggunakan Pressure dan Pressure Derivative Type Curve

Halaman : 1 / 25 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

Manajemen Produksi Hulu

ANALISA HASIL UJI SUMUR

MENGUNAKAN PRESSURE DAN PRESSURE DERIVATIVE TYPE CURVE

1. TUJUAN

1. Menentukan permeabilitas formasi (k)

2. Menentukan faktor skin (S)

3. Menentukan koefisien wellbore storage (C)

Permeabilitas formasi dapat digunakan dalam perhitungan perkiraan produksi dari reservoir.

Sedangkan skin dapat digunakan sebagai indikasi apakah reservoir mengalami kerusakan atau

perbaikan.

Berdasarkan bentuk dari pressure derivative dapat juga memperkirakan jenis reservoir

(homogeneous, fractured / fissured atau layered) dan mengetahui adanya zona kedap (sealing fault

atau pembatas (barrier) lainnya). 2. METODE DAN PERSYARATAN

2.1. METODE

Metode ini menggunakan type curve matching, yaitu mencocokkan data tekanan dan derivative-

nya dengan model dalam bentuk type curve.

2.2. PERSYARATAN

Metode ini digunakan untuk periode aliran transien.






3. LANGKAH KERJA

3.1. ANALISA UJI DRAW DOWN UNTUK RESERVOIR MINYAK

1. Siapkan data pendukung untuk analisa, yaitu:

a. viskositas minyak (µo), cp

b. faktor volume minyak (Bo), bbl/STB

c. kompresibilitas total (ct), psi-1

d. jari-jari lubang bor (rw), ft

e. perkiraan harga porositas formasi (φ)

f. ketebalan formasi (h), ft

Catatan: − Harga viskositas minyak (µo), faktor volume minyak (Bo) dan kompresibilitas

total (ct) diambil pada tekanan reservoir rata-rata pada awal tes (atau tekanan

dasar sumur sesaat sebelum diproduksikan untuk tes). Harga-harga sifat fluida

tersebut diperoleh dari analisa fluida di lab. (PVT) atau berdasarkan persamaan

korelasi empirik.

− Harga jari-jari lubang bor (rw) adalah setengah harga diameter dalam casing

(casing ID) jika dipasang sumur casing menembus formasi yang dilakukan tes.

Jika tidak ada casing, jari-jari lubang bor (rw) dapat diperoleh dari hasil

pengukuran caliper log atau diperkirakan dari diameter bit yang digunakan.

− Harga porositas diperoleh dari analisa log atau hasil analisa core.

− Ketebalan formasi dapat diperkirakan dari analisa data log.

2. Buat tabel data uji: t, Pwf dan (Pi – Pwf ) dimana Pi adalah tekanan dasar sumur sesaat

sebelum sumur diproduksikan.

3. Plot ∆P = (Pi – Pwf) terhadap t dan t[d(∆P)/dt] pada kertas log-log yang sama. Ukuran setiap

log-cycle harus dibuat sama dengan type curve yang akan digunakan. Contoh type curve

diberikan pada Gambar 1. Pressure derivative – t[d(∆P)/dt] – dihitung dengan cara berikut

ini :






∆−

∆+

∆=

∆

=

∆

−+−

−+

−+

−+

−++

+−

)/ln()/ln()/ln(

)/ln()/ln()/ln(

)/ln()ln()/ln(

ln

1

1

1

21

11

1

kjjkjj

kjjj

kjjjj

jjkjj

kjjj

ikjj

jj

ttttPtt

ttttPttt

tttPtt

tdPd

dtPdt

(1)

ln tj+1 – ln tj ≥ 0.2

ln tj – ln tj-k ≥ 0.2

4. Pilih kurva pada type curve yang paling sesuai dengan data yang diplot pada langkah 3. Pada

saat melakukan pencocokan (matching), usahakan data pressure derivative yang mendatar

(horisontal) di-match dengan garis pressure derivative 5.0' =DP . Catat harga CD es dari

kurva yang dipilih.

5. Pilih satu titik dan catat nilai titik tersebut berdasarkan skala data, yaitu (t, ∆P)MP dan skala

type curve, yaitu (tD/CD, PD)MP.

6. Hitung permeabilitas menggunakan persamaan berikut :

MP

Doioio

PP

hBq

k

∆

=µ2.141

(2)

7. Hitung koefisien wellbore storage, C :

MPDDwtioiD Ct

trc

kC

=

/0002637.0

2µφ (3)

Dwti C

rhcC

8936.0

2φ= (4)

8. Hitung faktor skin, S :






=

D

SD

CeCS

2

ln5.0 (5)

3.2. ANALISA UJI BUILD UP UNTUK RESERVOIR MINYAK


a. viskositas minyak (µo), cp

b. faktor volume minyak (Bo), bbl/STB

c. kompresibilitas total (ct), psi-1

d. jari-jari lubang bor (rw), ft

e. perkiraan harga porositas formasi (φ)

f. ketebalan formasi (h), ft

Catatan: − Harga viskositas minyak (µo), faktor volume minyak (Bo) dan kompresibilitas

total (ct) diambil pada tekanan reservoir rata-rata pada awal tes (atau tekanan

dasar sumur sesaat sebelum diproduksikan untuk tes). Harga-harga sifat fluida

tersebut diperoleh dari analisa fluida di lab (PVT) atau berdasarkan persamaan

korelasi empirik.






− Ketebalan formasi dapat diperkirakan dari analisa data log.

2. Buat tabel data uji: ∆t, ∆te, Pws dan ∆P.

∆+

∆=∆

tttt

tp

pe (6)

)0( =∆−=∆ tPPP wfws (7)

3. Plot ∆P terhadap ∆te dan ∆te[d(∆P)/d(∆te)] pada kertas log-log yang sama. Ukuran setiap log-






cycle harus dibuat sama dengan type curve yang akan digunakan. Pressure derivative

dihitung menggunakan persamaan (1).

4. Langkah selanjutnya sama dengan langkah 4-8 pada bagian 3.1.

3.3. ANALISA UJI DRAWDOWN UNTUK RESERVOIR GAS


a. viskositas gas (µg) sebagai fungsi dari tekanan

b. faktor volume gas (Bg) sebagai fungsi dari tekanan

c. faktor kompresibilitas gas (Z) sebagai fungsi dari tekanan

d. Kompresibilitas gas (cg) sebagai fungsi dari tekanan

e. jari-jari lubang bor (rw)

f. perkiraan harga porositas formasi (φ)

g. ketebalan formasi (h)

Catatan: − Viskositas gas (µg), faktor volume gas (Bg), faktor kompresibilitas (Z) dan

kompresibilitas gas (cg) diperoleh dari analisa fluida di lab. (PVT) atau

berdasarkan persamaan korelasi empirik.






− Harga ketebalan formasi diperoleh dari analisa data log.

2. Buat tabel data uji: t, Pa,wf dan ∆Pa=(Pa,i – Pa,wf ). Adjusted pressure, Pa, dihitung dengan

persamaan berikut :

)( 21 Pm

PZ

P ga

=

µ (9)






Catatan: − m(P) dihitung seperti dijelaskan pada TR.05.07 bagian 6.1.4.

− Harga gµ dan Z dievaluasi pada harga tekanan P , yaitu tekanan pada awal

tes.

3. Plot ∆Pa terhadap t dan t[d(∆Pa)/dt] pada kertas log-log yang sama. Ukuran setiap log-cycle

harus dibuat sama dengan type curve yang akan digunakan. Pressure derivative – t[d(∆Pa)/dt]

– dihitung dengan persamaan (1).

4. Pilih kurva pada type curve yang paling sesuai dengan data yang diplot pada langkah 3. Pada

saat melakukan pencocokan (matching), usahakan data pressure derivative yang mendatar

(horisontal) di-match dengan garis pressure derivative 5.0' =DP . Catat harga CD es dari

kurva yang dipilih.

5. Pilih satu titik dan catat nilai titik tersebut berdasarkan skala data, yaitu (t, ∆Pa)MP dan skala

type curve, yaitu (tD/CD, PD)MP.

6. Hitung permeabilitas menggunakan persamaan berikut :

MPa

Dggg

PP

hBq

k

∆

=µ2.141

(10)

7. Hitung koefisien wellbore storage, C :

MPDDwtgD Ct

trc

kC

=

/0002637.0

2µφ (11)

Dwt C

rhcC

8936.0

2φ= (12)


=

D

SD

CeCS

2

ln5.0 (13)






3.4. ANALISA UJI BUILDUP UNTUK RESERVOIR GAS

1. Siapkan data pendukung untuk analisa, yaitu :

a. viskositas gas (µg) sebagai fungsi dari tekanan, cp

b. faktor volume gas (Bg) sebagai fungsi dari tekanan, bbl/MSCF

c. faktor kompresibilitas gas (Z) sebagai fungsi dari tekanan

d. Kompresibilitas gas (cg) sebagai fungsi dari tekanan, psi-1

e. jari-jari lubang bor (rw), ft

f. perkiraan harga porositas formasi (φ)

g. ketebalan formasi (h), ft

Catatan: − Viskositas gas (µg), faktor volume gas (Bg), faktor kompresibilitas (Z) dan

kompresibilitas gas (cg) diperoleh dari analisa fluida di lab (PVT) atau

berdasarkan persamaan korelasi empirik.






− Harga ketebalan formasi diperoleh dari analisa data log.

2. Buat tabel data uji: ∆tae, Pa,ws dan ∆P a= (Pa,ws – Pa,wf (∆t = 0)). Adjusted pressure, Pa,

dihitung dengan persamaan 9. Adjusted pseudotime, ta, dihitung menggunakan persamaan

berikut :

∫=t

tgtga dt

cct

0

1 )(µ

µ (14)

Sedangkan ∆tae dihitung dengan persamaan :






∆+

∆=∆

ap

apae tt

ttt (15)

Catatan: − Harga gµ dan tc dievaluasi pada harga tekanan *PP = atau iPP = untuk

sumur baru. Harga P* diperoleh dari garis lurus semilog pada Horner Plot yang

diekstrapolasi pada garis (tp + ∆ta) / ∆ta = 1.

3. Plot ∆Pa terhadap ∆tae dan ∆tae [d(∆Pa)/d(∆tae)] pada kertas log-log yang sama. Ukuran setiap

log-cycle harus dibuat sama dengan type curve yang akan digunakan. Pressure derivative –

∆tae [d(∆Pa)/d(∆tae)] – dihitung dengan persamaan (1).

4. Langkah selanjutnya sama dengan langkah 4 - 8 pada bagian 3.3.






4. DAFTAR PUSTAKA

1. Lee, J. dan Wattenbarger, R. A. : "Gas Reservoir Engineering", SPE, Richardson, TX, 1996.

2. Horne, R. N. : "Modern Well Test Analysis", Petro Inc., Second Edition, Palo Alto, CA, 1995.






5. DAFTAR SIMBOL

Bg = faktor volume formasi gas, bbl/MSCF

Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STB

C = koefisien wellbore storage, bbl/psi

CD = koefisien wellbore storage tak berdimensi

cg = kompresibilitas gas, psi-1

ct = kompresibilitas total, psi-1

h = tebal formasi produktif, ft

k = permeabilitas formasi, mD

m(P) = pseudo pressure function, psi2/cp

P = tekanan, psia

P* = tekanan yang didapat dari ekstrapolasi garis lurus sampait

tt p

∆

∆+= 1

Pa = adjusted pressure, psi

PD = tekanan tak berdimensi

Pi = tekanan awal, psia

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psia

Pws = tekanan statik dasar sumur, psia

qg = laju aliran gas, MSCF/hari

qo = laju aliran minyak, STB/hari

S = faktor skin, tidak bersatuan

t = waktu, jam

ta = adjusted time, jam

tp = waktu produksi, jam

Z = faktor penyimpangan gas (faktor kompresibilitas gas), tidak bersatuan

µg = viskositas gas, cp

µo = viskositas minyak, cp






6. LAMPIRAN

6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS

Type curve sangat berguna dalam analisa well test terutama jika digunakan bersama-sama

dengan analisa menggunaka semilog plot. Type curve dapat mengenal model reservoir,

mengidentifikasi rejim aliran yang jenis analisis yang sesuai dan memperkirakan parameter

reservoir.

6.1.1. Pengembangan Type Curve

Type curve pada prinsipnya dapat dibuat untuk setiap model reservoir. Agar type curve

dapat digunakan dengan benar, maka batasan atau asumsi yang digunakan harus

dipahami. Asumsi tersebut harus secara teliti memodelkan kondisi reservoir yang sedang

dianalisa. Type curve ditampilkan dalam bentuk variabel tak berdimensi. Definisi dari

variabel tak berdimensi ini tergantung dari model reservoirnya. Sebagai contoh, model

line source atau Ei-function untuk fluida tidak termampatkan :

−−=−

tkrc

EhkBqPP t

ii

29486.70 µφµ (16)

Persamaan (16) dapat disusun sebagai berikut :

( )

−

−=−

2

2

0002637.04

)/(21

2.141

wt

wi

i

rctk

rrE

BqPPhk

µφµ

(17)

Berdasarkan persamaan (17), variabel tak berdimensi dapat didefinisikan sebagai berikut

:

( )

µBqPPhk

P iD 2.141

−= (18)

2

0002637.0

wtD rc

tktµφ

= (19)

w

D rrr = (20)






Jika persamaan (16) ditulis menggunakan variabel tak berdimensi ini, maka akan

menjadi persamaan :

−−=

D

DiD t

rEP

421 2

(21)

Jika persamaan (21) dievaluasi di sumur, maka menjadi :

−−==

DiwDD t

EPP4

121

(22)

dimana :

( )

µBqPPhk

P wfiwD 2.141

−= (23)

6.1.2. Aplikasi Type Curve

Untuk fluida yang tidak (atau sedikit) termampatkan dan reservoir yang homogen, type

curve yang digunakan adalah Gringarten-Bourdet Type Curve (Gambar 1). Type curve

ini merupakan solusi dari persamaan difusivitas aliran fluida yang tidak (atau sedikit)

termampatkan (slightly compressible liquid) di dalam formasi yang homogen. Tekanan

pada kondisi awal dianggap sama dan merata di seluruh daerah pengurasan sumur.

Reservoir dianggap tak terbatas dan sumur diproduksi dengan laju alir yang tetap

(konstan).

Type curve ini merupakan plot antara PD = f(tD, S, CD) yang merupakan fungsi dari tD,

faktor skin (S) dan koefisien wellbore storage tak berdimensi (CD) :

2

8936.0

wtD rhc

CCφ

= (24)

Kurva pada type curve ini adalah fungsi dari parameter CD e2S. Harga CD e2S

menunjukkan apakah sumur mengalami kerusakan formasi, telah dilakukan acidizing

atau telah dilakukan perekahan hidraulik.

Dalam menggunakan type curve Gringarten-Bourdet, data hasil tes (perbedaan tekanan

dan derivative-nya) dibandingkan dengan type curve. Data tes diplot dalam skala log-log






dengan ukuran log-cycle yang sama dengan type curve. Data hasil tes (perbedaan

tekanan dan derivative-nya) tersebut kemudian secara bersamaan dicocokkan dengan

type curve untuk mendapatkan model yang sesuai. Teori yang mendasari teknik type

curve matching ini adalah bahwa perbedaan koordinat skala plot dari data dan type curve

merupakan besaran konstan. Konsep ini diilustrasikan sebagai berikut :

+=

=

Chkt

Crhc

rctk

Ct wt

wtD

D

µ

φµφ

0002951.0loglog

8936.00002637.0loglog

2

2

(25)

Dari persamaan (25) dapat dilihat bahwa sumbu horisontal type curve dan data berbeda

(terpisah) sebesar :

C

hkµ

0002951.0log

Analog dengan sebelumnya, log dari tekanan tak berdimensi :

+−=

µBqhkPPP wfiD 2.141

log)log(log (26)

menunjukkan bahwa perbedaan sumbu vertikal antara type curve dan data adalah

konstan, yaitu :

µBq

hk2.141

log .

Oleh karena itu, plot data tekanan alir dasar sumur dengan laju alir yang konstan

seharusnya identik dengan plot antara PD dan tD/CD dalam type curve. Beberapa hal yang

penting dan perlu diketahui tentang type curve Gringarten-Bourdet ini adalah :

1. Selama periode wellbore storage dominated (aliran hanya berasal dari fluida di dalam

wellbore), unit slope akan teramati pada saat awal. Sifat dari unit slope ini adalah :

1/ =DD Ct (27)

Karenanya koefisien wellbore storage dapat dihitung dari setiap titik pada unit slope

ini, yaitu :






∆∆

=P

ttqBC atau 24

(28)

2. Type curve Gringarten-Bourdet ini dibuat berdasarkan solusi persamaan yang

memodelkan produksi dengan laju alir konstan; akan tetapi type curve ini dapat

digunakan untuk menganalisa uji buildup jika variabelnya dimodifikasi untuk

memasukkan pengaruh perbedaan antara uji alir (drawdown) dan uji buildup. Untuk

uji drawdown, plot yang digunakan adalah (Pi − Pwf) terhadap t. Sedangkan untuk uji

buildup, plot yang digunakan adalah (Pws − Pwf (∆t = 0)) terhadap waktu ekivalen, ∆te:

tttt

tp

pe ∆+

∆=∆ (29)

Jadi perbedaan tekanan sebesar ∆P yang terjadi selama waktu penutupan ∆t selama

uji buildup akan terjadi selama waktu alir ∆te pada uji alir dengan laju konstan.

Definisi waktu ekivalen ini, ∆te, akurat untuk aliran transien radial dalam formasi

yang homogen. Dalam batas-batas tertentu, waktu ekivalen ini dapat digunakan untuk

menganalisa aliran radial yang terdistorsi oleh wellbore storage dan data tes yang

terpengaruh oleh batas luar reservoir.

3. Setelah didapatkan kurva dalam type curve yang sesuai, sebuah titik (match point)

dapat dipilih untuk digunakan dalam menghitung harga k, S dan C.

Permeabilitas dihitung dengan persamaan :

MP

D

PP

hBqk

∆=

µ2.141 (30)

Koefisien wellbore storage tak berdimensi dihitung dengan persamaan :

MPDD

e

wtD Ct

ttrc

kC

∆=

/atau 0002637.0

2µφ (31)

Faktor skin dihitung dengan persamaan :

MPD

SD

CeC

S

=

2

ln5.0 (32)






6.1.3. Analisa Uji Sumur Gas Menggunakan Type Curve

Dalam menganalisa uji sumur gas, penggunaan adjusted pressure dan adjusted time

diperlukan. Hal ini disebabkan karena type curve dibuat berdasarkan solusi persamaan

untuk fluida yang tidak (sedikit) termampatkan, sementara gas adalah fluida yang mudah

termampatkan dan sifat-sifat fisiknya sangat tergantung dapat tekanan sistem. Adjusted

pressure dan adjusted pseudotime mengakomodasi karakteristik dari gas ini, sehingga

type curve yang digunakan untuk liquid dapat digunakan untuk gas.

6.2. CONTOH PERHITUNGAN

6.2.1. Contoh Analisa Uji Buildup Pada Reservoir Gas

Uji Buildup dilakukan pada sumur A. Data tekanan versus waktu sebagai berikut :

tp = 2,000 jam

∆t, jam t

tt p

∆

∆+

a

ap

ttt

∆

∆+ Pws, psia Pa,ws, psia

0 − − 6,287.1 4,804.1 0.0100 200,000 286,370 6,296.6 4,813.9 0.0149 134,230 192,120 6,301.1 4,818.5 0.0221 90,499 129,460 6,307.8 4,825.4 0.0329 60,791 86,887 6,317.7 4,835.5 0.0489 40,901 58,386 6,332.1 4,850.3 0.0728 27,474 39,148 6,353.1 4,871.9 0.108 18,520 26,230 6,383.5 4,903.0 0.161 12,423 17,589 6,427.1 4,947.8 0.240 8,334.3 11,737 6,488.6 5,010.8 0.356 5,619.0 7,853.9 6,573.6 5,098.0 0.530 3,774.6 5,221.7 6,687.9 5,215.1 0.788 2,539.1 3,464.2 6,834.7 5,365.5 1.17 1,710.4 2,292.4 7,011.8 5,546.9 1.74 1,150.4 1,509.1 7,208.3 5,748.0 2.59 773.20 990.16 7,405.9 5,950.1 3.86 519.13 648.42 7,586.0 6,134.1 5.74 349.43 426.11 7,738.7 6,289.8 8.53 235.47 280.88 7,864.9 6,418.3 12.7 158.48 185.36 7,971.4 6,526.6






18.9 106.82 122.80 8,065.6 6,622.3 28.1 72.174 81.709 8,153.2 6,710.3 41.8 48.847 54.543 8,234.4 6,793.5 62.1 33.206 36.615 8,313.4 6,873.5 92.4 22.645 24.677 8,389.8 6,950.7

∆t, jam t

tt p

∆

∆+

a

ap

ttt

∆

∆+ Pws, psia Pa,ws, psia

137 15.599 16.811 8,463.7 7,025.4 204 10.804 11.519 8,534.9 7,097.2 304 7.5789 7.9970 8,602.9 7,165.7 452 5.4248 5.6678 8,666.6 7,229.8 672 3.9762 4.1160 8,725.3 7,288.8

1,000 3.0000 3.0794 8,777.6 7,341.3

Data lainnya adalah :

h = 21 ft

tp = 2,000 jam

gµ = 0.03403 cp

Pi = 9,000 psia

γg = 0.659

rw = 0.365 ft

qg = 100 Mscf/hari

tc = 35.5×10-6 psi-1

Pa,i = 7,560 psi

Sw = 0.36






1. Buat tabel data uji: ∆tae, ∆Pa=(Pa,ws – Pa,wf (∆t = 0)) dan ∆Pa’ = ∆tae[d(∆Pa)/d(∆tae)].

∆tae, jam ∆Pa, psi ∆Pa’

0.0069839 9.7476 11.350 0.010410 14.365 14.233 0.015449 21.239 21.021 0.023018 31.397 30.741 0.034255 46.172 44.657 0.051088 67.719 65.028 0.075987 98.906 92.859 0.11370 143.63 130.88 0.17041 206.70 183.02 0.25465 293.84 246.92 0.38302 410.95 320.44 0.57734 561.33 395.20 0.87244 742.73 451.41 1.3253 943.90 471.23 2.0199 1,146.0 448.37 3.0844 1,329.9 394.88 4.6937 1,485.7 333.00 7.1204 1,614.2 278.95 10.790 1,722.5 241.63 16.287 1,818.2 220.83 24.477 1,906.2 205.85 36.668 1,989.4 197.60 54.622 2,069.3 193.95 81.047 2,146.6 191.64 118.97 2,221.2 188.41 173.63 2,293.0 185.12 250.09 2,361.5 183.29 352.87 2,425.7 181.69 485.91 2,484.7 179.08 649.47 2,537.2 179.24

2. Menggunakan type curve seperti pada Gambar 1 data bersesuaian dengan model

CD e2S = 100, seperti ditunjukkan oleh Gambar 2.

3. Dari langkah 2 diperoleh :

1psi 380

=

∆

MPD

aPP






10jam .72

/=

∆

MPDD

aeCt

t

4. Hitung permeabilitas :

mD. 03.0 380

121

)03403.0)(497.0)(100)(2.141(

2.141

=

=

∆

=MPa

Dggg

PP

hBq

kµ

5. Hitung CD :

133 10

7.2)365.0)(0000355.0)(034.0)(1.0(

)03.0)(0002637.0(

/0002637.0

2

2

=

=

∆=

MPDD

ae

wtgD Ct

trc

kCµφ


( )14.0

133/100ln5.0

ln5.02

−==

=

D

SD

CeCS






6.3. GAMBAR YANG DIGUNAKAN

Gambar 1. Pressure dan Pressure Derivative Type Curve






Gambar 2. Type Curve Matching menggunakan Bourdet Type Curve






Gam

bar

3a. T

ampi

lan

Rez

im A

liran

Yan

g U

mum

Pad

a D

iagn

ostik

log-

log,

Plo

t Hor

ner

dan

Spes

ial






Gam

bar

3b. (

Lan

juta

n)

Tam

pila

n R

ezim

Alir

an Y

ang

Um

um P

ada

Dia

gnos

tik L

og-lo

g, P

lot H

orne

r da

n Sp

esia

l






Gambar 4a. Tipikal Respon Yang Diberikan Oleh Kurva Pressure dan Pressure Derivative Dari

Hasil Well Test






Gambar 4b. (Lanjutan) Tipikal Respon Yang Diberikan Oleh Kurva Pressure dan Pressure

Derivative Dari Hasil Well Test






Gambar 4c. (Lanjutan) Tipikal Respon Yang Diberikan Oleh Kurva Pressure dan Pressure

Derivative Dari Hasil Well Test

analisa hasil uji sumur mengunakan pressure dan pressure derivative type curve.pdf

Documents