S eringkali di dalam dunia minyak dan gas terjadi suatu permasalahan, baik saat pemboran maupun produksi. Salah satu yang kerap terjadi yaitu permasalahan terproduksinya air dari reservoir atau dikenal dengan water coning. Topik ini diangkat menjadi bahan penelitian dikarenakan banyaknya sumur yang mengalami permasalahan produksi air pada suatu lapangan, yang berdampak buruk pada segi operasional maupun ekonomi.Penelitian ini dilakukan pada Lapangan T, yaitu lapangan minyak yang memiliki sumur-sumur vertikal (TM-1 dan TM-2) dengan indikasi permasalahan produksi air. Lapangan T terletak di Cekungan Sumatera Selatan dengan Formasi Baturaja dan dikelola oleh PT MedcoEnergi E&P Indonesia.Maksud dan tujuan dilakukannya penelitian Tugas Akhir ini yaitu untuk mengevaluasi sumur yang mengalami permasalahan water coning, menentukan waktu yang dibutuhkan kerucut air untuk mencapai dasar lubang perforasi (breakthrough), dan memperkirakan kinerja reservoir setelah terjadinya peristiwa breakthrough. Penelitian ini memiliki ruang lingkup dan batasan masalah pada sumur yang mengalami water coning dengan tidak membahas permasalahan produksi air lainnya.Data-data yang dibutuhkan untuk menjadi input dalam penelitian ini yaitu data produksi, data wellbore properties, data struktur formasi, data karakteristik batuan dan fluida reservoir, serta data perforasi sumur. Proses penelitian ini terdiri dari beberapa tahapan yaitu analisa sejarah produksi sumur, perhitungan laju alir kritis sumur dengan persamaan metode Meyer-Garder, metode Schols, metode Chaperson, metode Hoyland-Papatzacos-Skjaeveland, metode Chierici-Ciucci, dan metode Chaney et al, dilanjutkan dengan screening model Chan’s diagnostic plot, selanjutnya perhitungan waktu tembus air (breakthrough) dengan persamaan metode Sobocinski-Cornelius, dan yang terakhir yaitu perkiraan kinerja reservoir setelah breakthrough menggunakan metode Kuo dan Desbrisay.Analisa sejarah produksi menyatakan bahwa sumur TM-1 dan TM-2 mengalami kenaikan water cut yang signifikan seiring berjalannya waktu, yang merupakan indikasi permasalahan water coning. Pada sumur TM-1, nilai laju alir kritis dengan metode Meyer-Gardner sebesar 89,04 STB/D, metode Schols sebesar 129,40 STB/D, metode Chaperson sebesar 212,76 STB/D, metode Hoyland-Papatzacos-Skjaeveland sebesar 247,21 STB/D, metode Chierici-Ciucci sebesar 129,49 STB/D, dan metode Chaney et al sebesar 328,13 STB/D. Sedangkan nilai laju alir aktual pada sumur TM-1 ini yaitu sebesar 154,56 STB/D, dimana nilai laju alir aktual sumur ini lebih besar dari hasil perhitungan laju alir kritis metode Meyer-Garder, metode Schols, dan metode Chierici-Ciucci. Pada sumur TM-2, nilai laju alir kritis dengan metode Meyer-Garder senilai 140,80 STB/D, metode Schols sebesar 204,61 STB/D, metode Chaperson sebesar 283,81 STB/D, metode Hoyland-Papatzacos-Skjaeveland sebesar 357,36 STB/D, metode Chierici-Ciucci sebesar 209,65 STB/D, dan metode Chaney et al sebesar 555,40 STB/D. Sedangkan nilai laju alir aktual pada sumur TM-2 ini yaitu sebesar 179,42 STB/D, dimana nilai laju alir aktual sumur ini lebih besar dari hasil perhitungan laju alir kritis metode Meyer-Garder. Oleh karena itu, dapat dikatakan bahwa sumur TM-1 dan TM-2 memiliki indikasi permasalahan water coning. Hasil screening Chan’s diagnostic plot menyatakan bahwa sumur TM-1 mengalami fenomena water coning, sedangkan sumur TM-2 mengalami fenomena water coning dengan late time channeling. Pada sumur TM-1, peristiwa tembus air hasil perhitungan terjadi di hari ke-3, sedangkan dari data aktual terjadi di hari ke-101. Pada sumur TM-2, peristiwa tembus air hasil perhitungan terjadi di hari ke-2, sedangkan dari data aktual terjadi di hari ke-16. Diperkirakan sumur TM-1 akan memiliki fraksi water cut yang mendekati 1, yaitu sebesar 0,93 pada tahun 2019, dengan laju alir minyak sebesar 11,38 STB/D, laju alir air sebesar 143,18 STB/D, kumulatif produksi minyak sebesar 315.300,64 STB, dan oil recovery sebesar 56,79%. Sedangkan sumur TM-2 diperkirakan akan memiliki fraksi water cut yang mendekati 1, yaitu sebesar 0,96 pada tahun 2020, dengan laju alir minyak sebesar 7,27 STB/D, laju alir air sebesar 171,15 STB/D, kumulatif produksi minyak sebesar 597.461,94 STB, dan oil recovery sebesar 56,89%.