S umber energi gas bumi merupakan sumber energi yang tidak dapat diperbaharui dan telah menjadi suatu kebutuhan yang cukup penting mengingat cadangan minyak semakin menipis dan kebutuhan akan energi semakin meningkat. Prinsip pengujian sumur adalah dengan memberikan gangguan kesetimbangan tekanan terhadap sumur yang akan diuji dan usaha ini dilakukan dengan menutup sumur pada waktu tertentu atau memproduksikan sumur dengan laju alir yang konstan. Uji sumur (well test) yang digunakan untuk sumur gas adalah uji deliverabilitas. Deliverability merupakan suatu hubungan antara penurunan laju produksi dengan tekanan reservoirnya, sebagai akibat dari berlangsungnya proses depletion dari suatu reservoir gas yang diperlukan dalam perencanaan dan pengembangan lapangan. Deliverability sumur adalah kemampuan sumur (reservoir) untuk mengalirkan fluida (gas). Hasil analisis uji tekanan build up pada Sumur “A-1” meliputi penentuan initial pressure, permeabilitas, skin, model reservoir, radius pengurasan, dan batas reservoir yang menggunakan metode Horner dan Pressure Derivative (Log-log Plot). Analisis uji deliverabilitas bertujuan untuk mengetahui kemampuan sumur gas dalam berproduksi yang biasanya dinyatakan dalam bentuk AOFP (Absolute Open Flow Potential). Kedua uji tersebut dikerjakan dengan perhitungan manual dan bantuan perangkat lunak. Data yang dibutuhkan untuk analisis uji pressure build up dengan metode Horner dan pressure derivatif yang dilakukan dengan ii menggunakan perangkat lunak Ecrin, yaitu data tekanan sebagai fungsi waktu, data produksi, dan data PVT. Dari hasil perhitungan metode Horner manual dengan metode P2 diperoleh harga slope (m) sebesar | − 2417.7143| Psi² , permeabilitas (k) 0.3689mD, dan skin 3.96. Sedangkan hasil yang diperoleh dengan metode m(P) diperoleh harga slope (m) | − 2140.39 | Psi² ⁄cp , permeabilitas (k) 1.21mD, dan skin 3.73. Hasil perhitungan metode Horner dengan menggunakan perangkat lunak Ecrin dengan metode P2 diperoleh harga slope (m) sebesar |−2493.39| Psi² , permeabilitas (k) 0.3577mD, dan skin 3.7. Sedangkan hasil yang diperoleh dengan metode m(P) diperoleh harga slope (m) | − 23714 | Psi² ⁄cp , permeabilitas (k) 1.09mD, dan skin 3.817. ”. Hasil Perhitungan dengan menggunakan metode P2 harga tekanan awal reservoir (Pi) adalah 661.362Psi, sedangkan dengan metode m(P) harga tekanan awal reservoir ѱ i (Pi) adalah 661.62 Psi. Hasil Perhitungan dengan menggunakan perangkat lunak Ecrin metode P2 memiliki harga tekanan awal reservoir (Pi) sebesar 661.315, sedangkan dengan metode m(P) harga Pi adalah 668.8983 Psi Perbedaan tersebut disebabkan oleh beberapa faktor, antara lain pada waktu penentuan end of wellbore storage dan slope (m) yang mempengaruhi hasil permeabilitas dan skin. Sumur “A-1” memiliki skin positif yang menandakan bahwa sumur mengalami kerusakan (damage).Oleh karena itu, perlu stimulasi atau treatment untuk meningkatkan laju produksi di Sumur “A-1”