Eklezia, E., Jurnal ROTOR, Volume 13 Nomor 1, April 2020 6 OPTIMASI PANJANG HYDRAULIC FRACTURE PADA RESERVOIR NON- KONVENSIONAL DENGAN METODE UNIFORM CONDUCTIVITY RECTANGULAR FRACTURE Eriska Eklezia D.S. 1 , Hadziqul Abror 1 1 Staf Pengajar Prodi Teknik Perminyakan Jurusan Teknik Mesin Fakultas Teknik Universitas Jember Jl. Kalimantan 37 Jember 68121 Email: eriska.eklezia@unej.ac.id ABSTRACT Energy needs in the future will continue to grow along with the growth of the population. The solution to this need is the development of unconventional oil and gas reserves, the tight sand gas reservoir. Gas from the tight sand gas reservoir can be produced by the hydraulic fracturing method. Hydraulic fracturing is a method of well stimulation in which rocks are fractured using a compressed fluid and then propane is injected to hold the fracture open. The cost required for this fracturing activity is relatively expensive, so it is necessary to choose the right hydraulic fracturing design. This study aims to determine the effect of fracture properties, namely the length and width of the fracture on hydrocarbon recovery. The data used are the volume of shale, porosity, permeability, and water saturation from well log data. This data becomes input data in a simple reservoir model to be built. In the reservoir model, the fracture will be modeled according to the hydraulic fracture design with a certain length, width, and permeability using the Uniform Conductivity Rectangular Fracture method. The simulation continues with the use of different fracture length designs. From the simulation results, it can be concluded that the relationship between the fracture length and the recovery factor is an exponential equation. Keywords: Hydraulic Fracture, Reservoir Modelling, Reservoir Simulation PENDAHULUAN Potensi migas non-konvensional di Indonesia terbilang sangat menjanjikan. Berdasarkan catatan Kementerian ESDM, cadangan shale gas yang terkandung di Indonesia mencapai 574,07 triliun kaki kubik (TCF) dan potensi cadangan gas metana baubara mencapai 453 TCF. Hingga saat ini, potensi shale gas diperkirakan berada di pulau Sumatera, Jawa, Kalimantan, dan Papua. Sedangkan gas metana batubara diduga berada di wilayah Provinsi Sumatera Selatan dan Kalimantan Timur. Dalam mengeksploitasi migas non- konvensional diperlukan metode dan teknologi tersendiri. Metode yang digunakan berbeda dengan proses eksploitasi migas konvensional lainnya. Untuk shale hydrocarbon, diperlukan metode perekahan lapisan batuan (fracturing) untuk membuat celah/rekahan pada batuan agar cadangan dapat mengalir ke sumur [1]. Sedangkan untuk gas metana batubara, diperlukan metode fracturing dan proses dewatering agar gas dapat terdesorbsi dan terambil. Di Indonesia pengembangan migas non- konvensional belum menunjukkan perkembangan yang berarti. Kendala utamanya terletak pada tingginya biaya operasional, mulai dari biaya propan sebagai bahan yang digunakan untuk mengisi fracture agar tidak menutup kembali, berapa tahapan proses perekahan yang diperlukan untuk ketinggian fracture yang diinginkan sampai biaya yang dikeluarkan untuk waktu yang tidak produktif pada saat mempersiapkan proses perekahan. Banyak penelitian yang telah dilakukan untuk mengefisiensi biaya perekahan. Pemilihan propan sebagai bahan yang menahan terbukanya fracture harus memperhatikan ketahanan propan terhadap temperatur dan tekanan serta permeabilitasnya saat berada dalam reservoir [2]. Ada juga penelitian terhadap jumlah tahapan (stage) dalam proses perekahan, yaitu untuk tinggi rekahan sama dengan dua kali panjang sayap rekahan, minimal diperlukan 2 tahap perekahan [3]. Dalam penelitian ini, tinggi rekahan didesain kurang dari panjang sayap rekahan sehingga diasumsikan bahwa hanya diperlukan satu tahap perekahan. Dengan mengasumsikan salah satu parameter, maka penelitian ini berfokus pada desain panjang dan lebar rekahan. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui pengaruh properti rekahan yaitu panjang dan lebar rekahan terhadap perolehan hidrokarbon. METODOLOGI PENELITIAN