METODE PENENTUAN KARAKTERISTIK

RESERVOIR REKAH ALAM MENGGUNAKAN

INTEGRASI DATA CORE, LOG, DAN UJI SUMUR
(A Method to Determine the Characteristic of Naturally Fractured Reservoir Using
the Integration of Core, Log, and Well Test Data)
Oleh:
Ilfi*)
Sari
Reservoir rekah alam telah lama diketahui sebagai sumber cadangan hidrokarbon di dunia. Karena
reservoir jenis ini memiliki karakteristik atau properti tersendiri yang membedakannya dengan reservoir
homogen, maka suatu metode tertentu yang lebih kompleks diperlukan untuk mengidentifikasi reservoir
ini. Selain itu, rekahan dapat memberikan dampak positif maupun negatif terhadap aliran fluida, yang
selanjutnya akan mempengaruhi besarnya perolehan minyak dan gas yang dapat diproduksi. Oleh sebab
itu, karakteristik reservoir rekah alam ini sangat penting untuk diketahui.
Beberapa metode atau sumber data untuk mengkarakterisasi suatu reservoir adalah dengan melakukan
analisa data core, log, dan uji sumur. Namun, keberadaan rekahan sangat sulit dideteksi dengan analisa
core, di mana core hanya dapat menentukan permeabilitas dan porositas dari matriks. Data log dapat
menghasilkan beberapa parameter dari rekahan (porositas dan intensitas rekahan), begitu juga dengan
analisa pengujian sumur yang hanya dapat menghitung properti tertentu dari rekahan (storativity ratio
dan interporosity flow parameter).
Tulisan ini mencoba memberikan sebuah metode untuk mengetahui karakteristik rekahan yang lebih
banyak serta mengetahui keterkaitan properti yang satu dengan yang lainnya. Selanjutnya, seberan dari
properti tersebut pada suatu reservoir rekah alam dapat ditentukan. Karakteristik tambahan tersebut
adalah permeabilitas rekahan, kompresibilitas rekahan, dan fracture spacing. Metode ini merupakan
hasil dari integrasi ketiga sumber data di atas, yaitu dengan menghubungkan properti yang diperoleh
dari analisa satu sumber data dengan properti yang diperoleh dari analisa sumber data lainnya.
Kata kunci: reservoir rekah alam, analisa core, data log, uji sumur, integrasi data
Abstract
Naturally fractured reservoir has already known as the source of hydrocarbon reserve in the world for a
long time. Because this type of reservoir has distinctive characteristics or properties which are different
from homogeneous reservoir, so certain method, which is more complex, is needed to identify this
reservoir. In addition, fractures can have a positive or a negative effect on fluid flow; hence they can
affect the recovery of oil and gas which can be produced. So it is very important to determine the
characteristics of naturally fractured reservoir.
Some methods or data sources to characterize a reservoir are by using core data, log, and well test
analysis. However, the presence of fractures is very difficult to detect using core data analysis, which
can only determine permeability and porosity of matrix. Log data can deliver few parameters of
fractures (porosity and fracture intensity), as well as well test analysis that can calculate certain
properties of fracture (storativity ratio and interporosity flow parameter).
This paper attempts to give a method to determine more characteristics of fractures, and also to consider
the connection between one property and the others. Furthermore, dissemination of these properties in a
naturally fractured reservoir can be established. The additional characteristics are fracture permeability,
fracture compressibility, and fracture spacing. This method is made from the integration of three data
sources above, which relates property from one data source analysis with property from the others.
Keywords: naturally fractured reservoir, core analysis, log data, well test, data integration
*) Mahasiswi Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung
Ilfi, 12204006, Sem2 2007/2008

I.

PENDAHULUAN

Reservoir rekah alam merupakan reservoir

yang mengandung rekahan - rekahan yang
terbentuk secara alami. Nelson8 menjelaskan
bahwa rekahan ini dapat terbentuk pada batuan
akibat adanya lipatan, patahan, proses kimia,
panas, perubahan fasa mineral, dan lain
sebagainya. Lebih dari 50% cadangan terbukti
dari minyak dan gas bumi terdapat pada
reservoir tipe ini yang bersifat sangat kompleks
dan heterogen, termasuk reservoir karbonat.
Rekahan dapat terbentuk di berbagai jenis
litologi batuan yang sangat berbeda dari
reservoir klastik.
Porositas yang dibentuk oleh rekahan diketahui
sebagai porositas sekunder. Dua asumsi yang
sering digunakan adalah : (1) kemampuan
rekahan dalam menyimpan fluida sangat kecil
dibandingkan porositas primernya (matriks),
dan permeabilitasnya sangat tinggi sehingga
fluida akan mengalir dengan mudah ; dan (2)
matriks memiliki storage capacity yang besar
tetapi permeabilitas yang sangat kecil. Asumsi
pertama sering menimbulkan kegagalan dalam
pengembangan reservoir rekah alam. Pada
kenyataannya, banyak reservoir yang pada
awalnya berproduksi dengan rate yang sangat
tinggi akan turun secara drastis setelah periode
yang singkat. Hal ini terjadi karena minyak
yang dapat diproduksi telah berada di storage
rekahan. Sedangkan asumsi kedua sangat perlu
diperhatikan karena jika permeabilitas matriks
sangat rendah, maka fluida akan sangat lama
mengalir dari matriks ke rekahan dan hanya
minyak yang berada di rekahan yang dapat
diproduksikan.
Jika
matriks
memiliki
permeabilitas yang cukup baik, maka storage
capacity dari matriks akan sangat penting.
Pada reservoir ini, diasumsikan bahwa matriks
mengalirkan fluidanya ke rekahan, selanjutnya
rekahan yang mengalirkan fluida tersebut ke
lubang sumur. Konsep dasar ini pertama kali
dikenalkan oleh Muskat (1937). Konsep ini
selanjutnya berkembang dan dikenal menjadi
konsep porositas ganda / dual porosity.
Gambar 1 menunjukkan idealisasi untuk
memodelkan reservoir dengan sifat porositas
ganda yang terdiri dari 3 macam geometri blok
matriks.

McNaughton dan Grab mengklasifikasikan

batuan rekah alam (lihat Gambar 2)
berdasarkan kapasitas penyimpanan fluida /
storage capacity menjadi 3 tipe, yaitu:
Tipe A : storage capacity pada matriks
tinggi, sedangkan storage
capacity pada rekahan rendah.
Tipe B : storage capacity pada matriks
dan rekahan sama besar.
Tipe C : seluruh storage capacity ada
pada rekahan.

Gambar 2. Klasifikasi Batuan Rekah Alam

menurut McNaughton dan Grab1,2

II.

METODE PENENTUAN KARAKTERISTIK RESERVOIR REKAH

ALAM

Porositas rekahan dan intensitas rekahan dapat

ditentukan dari data log. Sedangkan
kompresibilitas rekahan diperoleh dari
hubungan storativity ratio (analisa uji sumur)
dan porositas (analisa data log). Berikutnya,
permeabilitas rekahan dan fracture spacing
merupakan hasil dari hubungan permeabilitas
matriks (analisa data core), porositas rekahan
(analisa data log), serta permeabilitas efektif
total dan interporosity flow parameter (analisa
uji sumur).
II.1

Porositas Rekahan
Intensity Index (FII)

Fracture

Aguilera1,2 dan Golf-Racht5 menjelaskan

bahwa porositas sonic yang didapat dari data
log merupakan porositas matriks, sedangkan
porositas neutron / density / neutron-density
merupakan porositas total. Dengan demikian,
selisih antara porositas neutron (atau density
atau kombinasi neutron-density) dan sonic
diinterpretasikan sebagai porositas rekahan,
jika diketahui bahwa tidak ada jenis porositas
sekunder lainnya. Hubungan tersebut dapat
ditulis menjadi:

f = t m

Slab
Matchstick
Cube
Gambar 1. Geometri Blok Matriks4,5,9

dan

..... (1)

Intensitas rekahan menunjukkan seberapa

besar porositas yang terbentuk akibat rekahan2.
Properti ini dikenal sebagai fracture intensity
index (FII) yang dapat dinyatakan sebagai
berikut:

TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

FII =

f
t m
=
1 m 1 m

II.2

Kompresibilitas Rekahan

..... (2)

Nilai storativity ratio merupakan salah satu

parameter dalam mengkarakterisasi reservoir
rekah alam yang dipaparkan oleh Warren dan
Root10. Parameter ini menunjukkan besarnya
kemampuan rekahan dalam menyimpan fluida,
dan dinyatakan dalam persamaan berikut:

f cf
f c f + m cm

..... (3)

m c m
f ( 1)

D+e

..... (5)

Porositas rekahan juga merupakan hubungan

antara lebar rekahan (fracture width) dan jarak
rekahan (fracture spacing)8. Hubungan
tersebut adalah:

f =

e
e+D

Ilfi, 12204006, Sem2 2007/2008

..... (7)

Data km, f, dan km telah diketahui dari

persamaan-persamaan sebelumnya.
Harga interporosity flow parameter yang
diperoleh dari analisa uji sumur menunjukkan
kemudahan fluida untuk mengalir dari matriks
ke rekahan. Stewart, Ascharsobbi, dan HeriotWatt9 memberikan persamaan:
2

Permeabilitas Rekahan dan Fracture

Spacing

k m .D + k f .e

k T + k m f k m

Permeabilitas total efektif3 yang didapat dari

analisa uji sumur memiliki definisi yang
terlihat dari persamaan berikut:

kT =

Dengan mensubstitusikan persamaan (6) ke

dalam persamaan (5), maka permeabilitas
rekahan dapat dihitung dengan menggunakan
rumus:

..... (4)

Porositas matriks diperoleh dari analisa data uji

sumur. Porositas rekahan dapat dihitung
dengan
menggunakan
persamaan
(1),
sedangkan harga kompresibilitas matriks dapat
diasumsikan. Golf-Racht5 menyebutkan bahwa
harga kompresibilitas rekahan sekitar 3-5 kali
dari kompresibilitas matriks.
II.3

Gambar 3. Model Nelson

kf =

Semakin besar nilai maka rekahan semakin

banyak menyimpan fluida. Pada saat nilai =
1 maka matriks bersifat tidak porous. Nilai ini
diperoleh dari analisa uji sumur (analisa
tekanan
transien),
sehingga
besarnya
kompresibilitas rekahan dapat dihitung
menggunakan persamaan (3) yang disusun
menjadi:

cf =

Contoh gambaran e dan D dapat dilihat pada

Gambar 3 di bawah ini :

..... (6)

k m rw
k f D2

..... (8)

Semakin kecil harga maka semakin sedikit

aliran fluida dari matriks ke rekahan. Pada saat
harga = 0, menunjukkan bahwa tidak ada
aliran antara matriks dan rekahan. Pada kasus
ini, performa sumur akan bertindak seperti
reservoir yang bersifat homogeneous.
Untuk
menghitung
fracture
spacing,
persamaan (8) dapat disusun menjadi:
2

D2 =

k m rw
kf

..... (9)

Selanjutnya disubstitusikan persamaan (7) ke

dalam persamaan (9) sehingga didapatkan
rumus akhir untuk menghitung fracture
spacing yaitu:

D=

f
2
rw
k +k k

m f
m
T

km

..... (10)

Variasi harga ditampilkan pada Tabel 1 di

bawah ini :

Tabel 1. Harga Berdasarkan

Geometri Blok Matriks9
Geometri Blok Matriks

Slab (strata)
12
Matchstick (cylinder)
32
Cube (sphere)
60
III.

APLIKASI LAPANGAN

Reservoir X terdiri dari 1 zona yang memiliki

39 sumur. Tiga puluh tiga (33) di antaranya
dilengkapi dengan data logging, namun hanya
3 sumur yang memiliki data uji sumur dan
hanya 3 sumur lainnya yang memiliki data
core. Jenis batuan pada reservoir ini adalah
gamping-pasiran dengan ketebalan rata-rata
sebesar 80 ft.

Gambar 5. Sebaran Porositas Rekahan

III.1 Analisa Data Log

Gambar 4 merupakan plot dari data log yang
tersedia yang juga mengindikasikan bahwa
reservoir ini merupakn reservoir rekah alam.

Gambar 6. Sebaran FII

Sebaran porositas rekahan dan FII pada
gambar di atas secara umum terdapat di
sepanjang patahan. Hal ini menunjukkan
bahwa rekahan pada Reservoir X diperkirakan
terbentuk akibat adanya patahan.

Gambar 4. Porositas Sonic vs Porositas

Neutron-Density
Dengan menggunakan persamaan (1) dan (2),
maka porositas rekahan dan fracture intensity
index (FII) dapat ditentukan. Contoh
perhitungan untuk Sumur-4 :

f = 0.09 0.057 = 0.033

FII =

0.033
= 0.035
1 0.057

III.2 Analisa Data Uji Sumur

Hubungannya dengan Data Log

dan

Pengujian sumur akan mencatat tekanan dan

laju alir fluida selama selang waktu tertentu.
Kurva derivative dari plot log-log yang
dihasilkan merupakan ciri dari porositas ganda.
Penurunan kurva derivative mengindikasikan
turunnya kontribusi rekahan terhadap produksi,
selanjutnya fluida dari matriks mulai mengalir
ke rekahan sehingga grafik kembali naik.
Analisa plot log-log dari pengujian Sumur-11,
-12, dan -13 ditampilkan pada Gambar 7, 8,
dan 9.

Sebaran kedua parameter di atas dapat dilihat

pada Gambar 5 dan Gambar 6 :

TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

Gambar 7. Log-log Plot Hasil Analisa Uji

Sumur-11

Gambar 10. Hubungan (uji sumur) dengan

rekahan/total (log)
Persamaan yang didapat dari hubungan di atas
adalah:

= 1.054162(1 e 3.001271. x )
di mana, x =
Gambar 8. Log-log Plot Hasil Analisa Uji
Sumur-12

..... (11)

rekahan
total

sehingga diperolah harga untuk tiap data log

yang selanjutnya digunakan untuk menghitung
besarnya kompresibilitas rekahan dengan
menggunakan
persamaan
(4).
Contoh
perhitungan untuk Sumur-4 :

x = 0.033 0.09 = 0.37

= 1.054162(1 e 3.001271.( 0.37 ) = 0.703

0.703(0.057)(3 x10 6 )
0.033(0.703 1)
= 1.23 x10 5 / psi

cf =
Gambar 9. Log-log Plot Hasil Analisa Uji
Sumur-13
Hasil analisa dari pengujian sumur di reservoir
ini ditampilkan pada Tabel 2 berikut:
Tabel 2. Hasil Analisa Uji Sumur
kT
Sumur

mD
1.12E-06
80.1
Sumur-11 0.54
0.2
5.06E-05
16.7
Sumur-12
26.6
Sumur-13 0.519 1.25E-06
Gambar 10 menunjukkan hubungan antara
omega dari analisa uji sumur dan perbandingan
porositas rekahan terhadap porositas total dari
data log.

Ilfi, 12204006, Sem2 2007/2008

Tabel 3 menunjukkan hasil perhitungan

kompresibilitas rekahan pada Reservoir X
dengan
mengasumsikan
kompresibilitas
matriks sebesar 3x10-6 1/psi.
Tabel 3. Hasil Perhitungan Omega dan
Kompresibilitas Rekahan
Sumur

cf, 1/psi
Sumur-01
Sumur-02
Sumur-03
Sumur-04
Sumur-05
Sumur-06
Sumur-07
Sumur-08
Sumur-09
Sumur-10
Sumur-11

0.788
0.626
0.458
0.703
0.644
0.659
0.703
0.760
0
0.392
0.540

1.32E-05
1.17E-05
1.08E-05
1.23E-05
1.18E-05
1.19E-05
1.23E-05
1.28E-05
0
1.06E-05
9.94E-06

Sumur-12
Sumur-13
Sumur-14
Sumur-16
Sumur-17
Sumur-18
Sumur-19
Sumur-20
Sumur-21
Sumur-24
Sumur-26
Sumur-27
Sumur-29
Sumur-30
Sumur-31
Sumur-32
Sumur-33
Sumur-34
Sumur-36
Sumur-37
Sumur-38
Sumur-39

0.200
0.519
0.489
0.647
0
0.700
0.791
0.424
0.608
0.233
0.712
0
0.091
0.180
0.433
0
0.476
0
0.841
0.147
0.260
0.493

1.04E-06
1.43E-05
1.1E-05
1.18E-05
0
1.23E-05
1.32E-05
1.07E-05
1.16E-05
1E-05
1.24E-05
0
9.68E-06
9.9E-06
1.07E-05
0
1.09E-05
0
1.39E-05
9.81E-06
1.01E-05
1.1E-05

Grafik di atas menghasilkan persamaan:

k m = 4119. m

3.342

..... (12)

yang
digunakan
untuk
menghitung
permeabilitas matriks berdasarkan semua nilai
porositas matriks yang berasal dari data log.
Untuk mendapatkan harga permeabilitas total
efektif pada setiap sumur, maka dicari korelasi
antara permeabilitas total efektif dari 3 sumur
yang telah diuji (lihat Tabel 2) dengan
permeabilitas
matriksnya
(menggunakan
persamaan (12)). Mengingat data uji sumur
sangat terbatas, maka diplot 2 buah
kemungkinan korelasi dari kT vs km, yaitu
pesimistis dan optimistis. Plot tersebut dapat
dilihat pada Gambar 12 dan 13 berikut:

Hasil pada Tabel 3 cukup merepresentasikan

teori Golf-Racht5 yang menyatakan bahwa
harga kompresibilitas rekahan sekitar 3-5 kali
kompresibilitas matriks.
III.3 Analisa
Data
Core
serta
Hubungannya dengan Data Log dan
Uji Sumur
Dari data core Sumur-1, -2, dan -5 akan
diperoleh hubungan antara porositas matriks
dan permeabilitas matriks seperti terlihat pada
Gambar 11 berikut:

Gambar 11. Permeabilitas Matriks vs Porositas

Matriks

Gambar 12. Permeabilitas Total Efektif vs

Permeabilitas Matriks (Pesimistis)

Gambar 13. Permeabilitas Total Efektif vs

Permeabilitas Matriks (Optimistis)
Korelasi pada Gambar 12 dikatakan sebagai
plot yang pesimistis karena dengan perubahan

TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

permeabilitas matriks yang besar hanya

menyebabkan
sedikit
perubahan
pada
permeabilitas total efektif. Sebaliknya pada
Gambar 13 dikatakan optimistis karena dengan
sedikit perubahan permeabilitas matriks
menyebabkan perubahan yang cukup besar
pada permeabilitas total efektif. Untuk studi
reservoir ini penulis menggunakan salah satu
plot, yaitu plot pesimistis.
Grafik pada
persamaan:

Gambar

12

k T = 10.825.k m + 24.606

y=

1
(0.052012 0.31995 x1.148925

menghasilkan
..... (13)

Grafik tersebut juga menunjukkan bahwa

semakin
besar
permeabilitas
matriks
mengakibatkan peningkatan permeabilitas total
efektif dari suatu batuan rekah alam. Hubungan
ini juga dapat dilihat pada persamaan (5), di
mana kT dan km adalah berbanding lurus.

Gambar 15. Permeabilitas Total Efektif vs

Porositas Total

Selanjutnya, permeabilitas rekahan dapat

dihitung menggunakan persamaan (7). Contoh
perhitungan untuk Sumur-4 :

k m = 4119.(0.057) 3.342 = 0.30263 mD

k T = 10.825(0.30263) + 24.606 = 27.88 mD

kf =

27.88 + (0.30263)(0.033) 0.30263

0.03

y=

30.4624
(1 1.05229 exp(0.229737 x))

= 836 .039 mD

Sebarannya pada Reservoir X dapat dilihat

pada Gambar 14.
Gambar 16. Permeabilitas Rekahan vs
Porositas Total
Pada Gambar 16 terdapat dua jenis area, yaitu
A dan B. Pada Gambar 17 ditunjukkan poisi
Area B, sedangkan Area A berada di luarnya.

Gambar 14. Sebaran Permeabilitas Rekahan

Area
B

Selain itu, hubungan permeabilitas total efektif

dan permeabilitas rekahan terhadap porositas
total dapat dilihat pada Gambar 15 dan Gambar
16 berikut ini:
Gambar 17. Posisi Area B

Ilfi, 12204006, Sem2 2007/2008

Dari Gambar 15 dan 16 dapat kita lihat bahwa

semakin tinggi permeabilitas total efektif
maupun permeabilitas rekahan, maka porositas
total juga akan meningkat. Begitu juga
sebaliknya. Hal ini menunjukkan bahwa
keberadaan rekahan dapat mempengaruhi
perolehan hidrokarbon dari reservoir ini.
Sebagai
catatan,
permeabilitas
tidak
bergantung oleh besarnya porositas. Namun
hubungan
yang
ditunjukkan
di
atas
menunjukkan kedua properti itu saling
berhubungan. Keduanya tidak memiliki
hubungan langsung, tetapi dipengaruhi oleh
lebar dan jarak rekahan.

D = 12

0.30263
0.3 2
7.24 x10 6

0.033

27.88 + 0.30263(0.033) 0.30263

= 7 .347 ft

Untuk mendapatkan harga lambda pada setiap

sumur, maka dicari hubungan antara lambda
dari 3 sumur yang telah diuji (lihat Tabel 2)
dengan permeabilitas rekahannya. Hubungan
tersebut dapat dilihat pada Gambar 18 berikut:
Gambar 19. Distribusi Fracture Spacing
Dari gambar di atas terlihat bahwa daerah
sekitar patahan memiliki fracture spacing yang
relatif kecil. Hal ini menunjukkan bahwa
rekahan terbentuk secara rapat di sekitar
patahan, sedangkan sangat sedikit terbentuk di
daerah yang jauh dari patahan. Hal ini juga
ditunjukkan oleh persamaan (6) di mana
porositas rekahan dan fracture spacing adalah
berbanding terbalik.
IV.
Gambar 18. Hubungan Lambda (uji sumur)
dengan Permeabilitas Rekahan
Grafik di atas menghasilkan persamaan:
..... (14)
= 0.00003 .e 0.00169 . x
di mana, x = k f

Kesimpulan yang dapat diambil dari

pembahasan di atas adalah sebagai berikut:
1. Karakteristik dari reservoir rekah alam
sangat penting untuk diidentifikasi karena
berkaitan dengan besarnya perolehan
minyak dan gas yang dapat diproduksi.
2.

Porositas rekahan dan fracture intensity

index dapat diperoleh dari analisa data log.
Hubungan permeabilitas matriks dan
porositas matriks dapat diperoleh dari
analisa data core, sedangkan omega,
lambda, dan permeabilitas total efektif
merupakan hasil analisa uji sumur.

3.

Penulis memberikan metode untuk

memperoleh properti rekahan yang lebih
lengkap menggunakan integrasi data core,
log, dan uji sumur. Properti yang diperoleh
dari hasil analisa satu sumber data dapat
dihubungkan dengan properti hasil analisa
sumber data lainnya, yaitu hubungan
antara vs rekahan/total, kT vs km, dan
vs kf..

Dapat disimpulkan bahwa permeabilitas

rekahan yang semakin besar menghasilkan
nilai lambda yang semakin kecil. Hubungan ini
juga dapat dilihat pada persamaan (8), di mana
dan kf adalah berbanding terbalik.
Selanjutnya dengan menggunakan persamaan
(10) dan mengasumsikan bahwa geometri blok
matriks adalah slab (strata), maka sebaran
fracture spacing pada Reservoir X dapat
ditentukan (Gambar 19). Jari-jari sumur
diketahui sebesar 0.3 ft. Contoh perhitungan
untuk Sumur-4 :

= 0.00003 .e 0.00169 .( 836 .039 ) = 7.24 x10 6

KESIMPULAN

TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

4.

Persamaan baru yang diperoleh digunakan

untuk menghitung permeabilitas rekahan,
kompresibilitas rekahan, dan fracture
spacing.

5.

Dari studi Reservoir X diketahui bahwa

rekahan diperkirakan terbentuk akibat
adanya patahan. Dengan rata-rata omega
sebesar 0.44 maka dapat digolongkan pada
rekahan tipe B. Selain itu juga diperoleh
hubungan antara permeabilitas total efektif
dan permeabilitas rekahan terhadap
porositas total, yaitu berbanding lurus
yang menunjukkan bahwa rekahan
memiliki pengaruh yang penting.

V.

SARAN

Pengujian sumur yang lebih banyak akan

sangat diharapkan agar diperoleh hubungan
antara vs rekahan/total, kT vs km, dan vs kf
yang jauh lebih akurat. Begitu juga dengan
data core yang diambil dari sumur yang lebih
banyak akan lebih merepresentasikan kondisi
batuan suatu reservoir rekah alam.
Dengan adanya trend atau pola sebaran dari
data seismik pada suatu reservoir, maka
sebaran properti-properti hasil perhitungan
menggunakan metode pada paper ini akan
lebih akurat.
VI.
FII
cf
cm
kT
km
kf
e
D
rw
t
m
f

2.

Aguilera, Roberto: Naturally Fractured

Reservoir, Penwell Publishing Company,
Tulsa-Oklahoma, 1980.

3.

Baker, R. O., A. Telesford, S. Wong, V.

Li, G. Smith, H. Schoendorfer:
Integrated Fracture Characterization of
A Heavy Oil Naturally Fractured
Carbonate
Reservoir,
Canadian
International Petroleum Conference, paper
2001-13.

4.

Cinco-Ley, Heber, Fernando Samaniego

V.: Pressure Transient Analysis for
Naturally Fractured Reservoirs, paper
SPE 11026, 1982.

5.

Golf-Racht, T. D. Van: Fundamentals of

Fractured
Reservoir
Engineering,
Elsevier Scientific Publishing Company,
Amsterdam-Oxford-New York, 1982.

6.

Mohede, Hani: Evaluasi Formasi Rekah

Melalui Pengujian Sumur, TM-ITB,
2006.

7.

Narr, Wayne, David W. Schechter, Laird

B. Thompson: Naturally Fractured
Reservoir Characterization, Society of
Petroleum Engineers, 2006.

8.

Nelson, Ronald A.: Geologic Analysis of

Naturally Fractured Reservoirs, Second
Edition, Gulf Professional Publishing,
2001.

9.

Stewart, G., F. Ascharsobbi, Heriot-Watt

U.: Well Test Interpretation for
Naturally Fractured Reservoirs, paper
SPE 18173, 1988.

DAFTAR SIMBOL
= fracture intensity index, fraksi
= kompresibilitas rekahan, 1/psi
= kompresibilitas matriks, 1/psi
= permeabilitas total efektif, mD
= permeabilitas matriks, mD
= permeabilitas rekahan, mD
= fracture width, ft
= fracture spacing, ft
= jari-jari sumur, ft
= porositas total , fraksi
= porositas matriks, fraksi
= porositas rekahan, fraksi
= interporosity flow parameter
(lambda)
= storativity ratio (omega)
= suatu shape factor

10. Warren, J. E., Root P. J.: The Behavior of

Naturally Fractured Reservoirs, paper
SPE 426, 1963.

VII. DAFTAR PUSTAKA

1.

Aguilera, Roberto: Naturally Fractured

Reservoir, Second Edition, , Penwell
Publishing Company, Tulsa-Oklahoma,
1995.

Ilfi, 12204006, Sem2 2007/2008