## IDENTIFIKASI TEKANAN REKAH KRITIS PADA SUMUR AA-1 DAN AA-2 LAPANGAN PANASBUMI RANAU DEDAP, SUMATERA SELATAN
ANDIKA ARTYANTO 1 , BENYAMIN SAPIIE 1 , CHALID IDHAM ABDULLAH 1 , RIDWAN PERMANA SIDIK 2
1. Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), JL. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, 40132, Email: andika.artyanto@gmail.com 2. PT Supreme Energy, Menara Sentraya, 23rd Floor, Kebayoran Baru, Jakarta, Indonesia, Email: ridwan- sidik@supreme-energy.com
Sari  - Lapangan  Panasbumi  Rantau  Dedap  terletak  pada  sekitar  225  km  sebelah  baratdaya  Kota  Palembang. Lapangan  ini  berada  pada  Sesar  Semangko,  sehingga  terdapat  struktur  rekahan  dan  sesar  yang  kompleks. Identifikasi  tekanan  rekah  kritis  digunakan  untuk  mengetahui  rekahan  yang  mempunyai  kemampuan  untuk mengalirkan fluida. Oleh sebab itu, analisis ini perlu dilakukan guna eksplorasi dan pengembangan panasbumi pada Lapangan Panasbumi Rantau Dedap. Lapangan Panasbumi Rantau Dedap dikontrol oleh rezim sesar mendatar yang ditunjukkan  pada  sumur  AA-1  dan  AA-2.  Berdasarkan  analisis  tekanan  rekahan  kritis  diketahui  bahwa  rekahan pada  sumur  AA-1  dan  AA-2  dalam  kondisi  kritis  pada  AA-1  dan  N-S  dan  NE-SW  pada  sumur  AA-2.  Hal  ini menunjukkan  bahwa  Lapangan  Panasbumi  Rantau  Dedap  memiliki  sesar  mendatar  berada  dalam  kondisi  kritis sehingga dapat mengalirkan fluida dengan baik.
Kata kunci : In-situ stress , Rantau Dedap, tekanan rekah kritis, panasbumi.
Abstract - Rantau Dedap Geothermal Field is located at about 225 km to the southwest of Palembang City. This field is located on the Semangko Fault, so numerous complex fault and fracture structures formed. Identification of critically stressed fracture used to fracture that has the ability to drain the fluid. Therefore, this analysis needs to  be  done  to  geothermal  exploration  and  development  on  Rantau  Dedap  Geothermal  Field.  Rantau  Dedap Geothermal Field is controlled by strike slip fault regime shown in at AA-1 and AA-2. Based on critically stressed fracture analysis is known that fracture at AA-1 and AA-2 in critical condition the direction NE-SW on the AA-1, and N-S and NE-SW at AA-2. This indicates that the Rantau Dedap Geothermal Field has a strike slip fault are in critical condition so that it can drain the fluid properly.
Keywords: In-situ stress, Rantau Dedap , critically stressed fracture, geothermal .

## PENDAHULUAN
Daerah  penelitian  berada  pada  Lapangan Panasbumi  Rantau  Dedap  yang  merupakan salah daerah prospek panasbumi pada Pulau Sumatera ( Gambar 1 ). Lapangan Panasbumi Rantau  Dedap  terletak  pada  koordinat 9532330  mN  dan  318416  mE  di  Provinsi Sumatera  Selatan  sekitar  225  km  di baratdaya Kota Palembang.
Keberadaan  sesar  merupakan  manifestasi deformasi  aktif    yang  dapat  menyebabkan pola  tegasan  regional  berubah.  Pada beberapa  daerah  di  dunia  ditemukan
perbedaaan  antara    sesar  dengan  tegasan lokal  daerah  tersebut.  Mayoritas  lapangan panasbumi memiliki reservoir rekahan  yang lebih  dominan  dibandingkan  reservoir matriks.  Pada  reservoir  yang  memiliki matriks permeabilitas rendah, maka tidak ada aliran  fluida  yang  signifikan  jika  tidak terdapat  rekahan  atau  sesar  permeabel (Zoback,  2007).  Dalam  sistem  tersebut permeabilitas reservoir dikontrol oleh distribusi  rekahan.  Lapangan  Rantau  Dedap memiliki  reservoir  yang  dikontrol  oleh rekahan.  Reservoir  rekahan  ini  berada  pada daerah dengan struktur sesar yang kompleks.
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB)
Institut Teknologi Bandung (ITB)
Sesar-sesar tersebut
mempengaruhi distribusi permeabilitas pada daerah tersebut.
Analisis orientasi rekahan dan tekanan rekah
kritis dapat  digunakan  untuk  menentukan aliran fluida didalam reservoir dalam sistem panasbumi.
Gambar 1. Lokasi  penelitian  Lapangan  Panasbumi  Rantau  Dedap  ditunjukkan  dengan  kotak biru. (Google Maps, diakses pada Juli 2016).
Deformasi  aktif  yang  berkaitan  dengan pergerakan sesar ini menyebabkan terbentuknya rekahan dan gangguan terhadap  tegasan  lokal  (Hennings  dkk., 2012).  Oleh  karena  itu,  sangatlah  penting untuk  melakukan  penelitian  ini  sebagai pertimbangan dalam prediksi dan perencanaan dalam pengembangan lapangan panasbumi lebih lanjut.
Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis tekanan rekah kritis pada setiap sumur AA- 1 dan AA-2 guna mengetahui arah dan pola rekahan  yang  bersifat  permeabel  sebagai target pengeboran selanjutnya pada Lapangan  Panasbumi  Rantau  Dedap. Analisis diperoleh berdasarkan Barton dan Zoback  (2002)  dengan  menggunakan parameter  lain  seperti  tegasan  horizontal maksimum  (SHmax),  tegasan  horizontal minimum  (Shmin),  tegasan  vertikal  (Sv), tekanan  fluida  (PP),  dan  koefisien  friksi (µ). Parameter tersebut dianalisis
berdasarkan  nilai  pada  sumur  yang berbeda.

## DATA DAN METODE
Dalam  penelitian  ini  data  yang  digunakan adalah data 2 (dua) sumur eksplorasi, yaitu Sumur AA-1 dan Sumur AA-2. Pada sumur AA-1  memiliki  data  batuan  dasar  pada kedalaman 1303-2447m, dan Sumur AA-2 memiliki data batuan dasar pada kedalaman  598-2268m.  Metode  yang digunakan  pada  penelitian  ini  adalah deterministik dengan didukung oleh beberapa  asumsi  ( Gambar  2 ).  Penelitian diawali  dengan  melakukan  interpretasi rekahan pada log gambar pada Sumur AA- 1 dan AA-2.

## GEOLOGI
Secara umum lokasi penelitian berada pada daerah  vulkanik  yang  tersusun  atas Formasi  Hulusimpang,  Formasi  Posumah, dan Batuan Breksi Gunungapi (Amin dkk.,
1993) ( Gambar 3 ). Formasi Hulusimpang terdiri  atas  tiga  unit  batuan,  yaitu  Unit Riolit, Unit Volkanik dan Batuan Sedimen Tersier,  dan  Unit  Volkanik  Tersier. Formasi  ini  merupakan  jejak  aktivitas volkanik  berumur  Oligosen  Akhir  hingga Miosen  Awal.  Formasi  Posumah  tersusun
oleh tuf, lapili tuf, breksi piroklastik, breksi laharik, lava andesit, lava basal, riolit, dan tuf riolit terelaskan. Formasi ini diendapkan  pada  Kala  Plistosen  hingga Holosen.  Formasi  ini  diendapkan  secara tidak selaras di atas Formasi Hulusimpang (Tomh).
Gambar 2. Diagram alir penelitian.
Batuan  Breksi  Gunungapi  tersusun  oleh breksi  gunungapi,  lava,  tuf  bersusunan andesit-basal hasil erupsi Gunung Dempo. Formasi  ini  terendapkan  pada  Kala Holosen  sebagai  jejak  aktivitas  volkanik Resen. Formasi ini diendapkan secara tidak selaras  di  atas  Formasi  Hulusimpang (Tomh) dan Formasi Posumah (Qtp).
Gambar 3. Kolom stratigrafi pada daerah penelitian.
Struktur  geologi  yang  mempengaruhi daerah  penelitian  dapat  terlihat  dari
identifikasi  dan  intepretasi  detil  pada  data penginderaan  jauh.  Berdasarkan  data intepretasi  kelurusan  dapat  terlihat  arah dominan  pada  daerah  penelitian,  yaitu: baratlaut-tenggara  (NW-SE),  utara-selatan (N-S),  dan  timurlaut-baratdaya  (NE-SW) ( Gambar 4 ).
Sesar  berarah  timurlaut-baratdaya  (NE- SW)  merupakan  sesar  yang  dominan  dan yang  terpenting  pada  Lapangan  Rantau Dedap.  Sesar  ini  merupakan  sesar  geser
yang  menjadi  target  utama  pengeboran pada  Lapangan  Rantau  Dedap  ( Gambar 5 ).  Selain  itu,  pola  sesar  berarah  utara- selatan  (N-S)  merupakan  sesar  yang menjadi  target  lain  ( Gambar  5 )  pada Lapangan Rantau Dedap. Hal ini dikarenakan keterdapatan manifestasi yang berasosiasi  dengan  sesar  berarah  tersebut. Perpotongan  antara  ketiga  pola  arah  sesar menjadi  target  lain  dalam  pengembangan eksplorasi.
Gambar 4. Peta analisis kelurusan daerah Rantau Dedap pada light detection and ranging (LiDAR).
Berdasarkan Sidik dkk. (2016) menyatakan bahwa  fase  tektonik  tertua  memiliki orientasi WNW-ESE dengan rezim kompresi  yang  menghasilkan  pergerakan dari Sesar Manna  yang terekam pada area timurlaut  pravolkanik  Besar,  kemudian pergerakan mengiri Sesar Kikim
menghasilkan gaya kompresi berarah N-S. Gaya iniyang menyebabkan Sesar Cawang terbentuk,  sedangkan  gaya  ekstensional NW-SE  merupakan  periode  release  dari gaya kompresi sebelumnya yang menyebabkan struktur lisu Cawang.
Gambar 5. Peta Struktur Geologi  daerah Rantau Dedap. Garis merah menggambarkan distribusi  data  dan  lingkaran  merupakan  orientasi  tegangan  pada  daerah penelitian (Sidik dkk., 2016).

## TEKANAN FLUIDA (Pp)
Tekanan pori batuan pada kedalaman yang sebanding  dengan  tekanan  air  di permukaan. Nilai tekanan ini diasumsikan seragam  pada  volume  pori  yang  saling terkoneksi. Nilai tekanan fluida merupakan pengganti  nilai  tekanan  pori.  Penggunaan nilai tekanan fluida didapatkan berdasarkan pengukuran log tekanan pada reservoir. Hal ini disebabkan nilai tekanan pori  pada  batuan  beku  yang  sangat  kecil. Nilai  tekanan  fluida  reservoir  dengan dominasi air biasanya digambarkan dalam hubungan  tekanan  hidrostatik,  tekanan hidrostatik berhubungan dengan kolom air di  permukaan  sampai  di  kedalaman  yang diinginkan. Tekanan hidrostatik bertambah dengan  bertambahnya  kedalaman.  Nilai dari  tekanan  fluida  selalu  lebih  kecil  dari tegasan  terkecil  (S 3 ).  Selain  itu,  nilai tekanan  pori  dapat  ditentukan  dari  berat lumpur pengeboran. Berat lumpur pengeboran harus selalu seimbang dengan tekanan formasi.
Berdasarkan Humaedi dkk. (2016), ketiga
sumur  di  daerah  penelitian  menunjukkan pengukuran  nilai  gradien  tekanan  fluida reservoir berdasarkan log tekanan berkisar antara  0.083  bar/m.  Dalam  pembuatan kurva  dapat  diasumsikan  terdapat  zona transisi  antara  tekanan  fluida  di  reservoir yang  terisolasi  oleh  lapisan  permeabilitas rendah  dengan  zona  hidrostatik  pada bagian atasnya ( Gambar 6 ).

## KOEFISIEN FRIKSI (µ)
Koefisien  friksi  adalah  nilai  yang menunjukkan  hubungan  antara  gaya gesekan antara dua benda dan reaksi yang normal  antara  objek.  Byerlee  (1978) menyatakan bahwa koefisien friksi batuan berkisar  antara  0,6  sampai  1  berdasarkan kedalaman (< 6 km), tegasan normal efektif (  ≥~  10  Mpa),  friksi  sesar  mengindahkan kekasaran  dari  permukaan  sesar,  rata-rata pergeseran,  tegasan  normal,  dan  lain-lain. Pada  batuan  utuh  koefisien  friksi  batuan tersebut  bernilai  satu  (1).  Namun kenyataannya,  batuan  yang  terdapat  di bumi  merupakan  batuan  yang  bersifat heterogen,  diskontinu,  dan  anisotopik
sehingga  memiliki  koefisien  friksi  lebih kecil  dari  satu.  Koefisien  friksi  yang digunakan dalam penelitian ini
menggunakan  nilai  referensi  berdasarkan Byerlee (1978) untuk rata-rata batuan beku yaitu sebesar 0,8.
Gambar 6. Kurva tekanan fluida pada sumur RD-1 dan RD-3 pada Lapangan Rantau Dedap.

## TEGASAN HORIZONTAL MINIMUM (Shmin)
Nilai  dari  tekanan  horizontal  minimum (Shmin) didapat  dari tes rekahan hidrolik. Namun  rekahan  hidrolik  biasanya  terjadi selama dilakukannya LOT dan xLOT, hasil dari  tes  ini  dapat  digunakan  sebagai  nilai dari tekanan horizontal minimum (Shmin).
Pada lapangan panasbumi penggunaan tes tersebut  hanya  sebatas  mendapatkan  nilai FIT  untuk  mendapatkan  nilai  batas kekuatan  casing  dalam  menahan  tekanan formasi  pada  sumur  pengeboran,  tetapi nilai  tersebut  tidak  dapat  digunakan sebagai batas bawah nilai tekanan horizontal  minimum.  Hal  ini  dikarenakan nilai  yang  didapatkan  bukan  dari  batuan melainkan  dari  casing  sumur.  Sehingga nilai tegasan horizontal minimum didapatkan  dari  persamaan  Matthews  dan Kelly (1984).
σ H = K MK (σ ob -p p )+p p (1)
σ H adalah  tegasan  horizontal  minimum. K MK adalah  koefisien  matriks stress .  σ ob adalah  tegasan  vertikal,  serta  p p adalah tekanan pori pada batuan.
TEGASAN

## HORIZONTAL MAKSIMUM (S
Hmax )
Tekanan  horizontal  maksimum  (SHmax) memiliki  arah  orientasi  dan  besaran. Pengamatan terhadap rekahan yang terbentuk akibat pengeboran untuk mengetahui arah tegasan horizontal maksimum telah banyak dilakukan (Barton dkk., 1998; Castillo dkk., 2000).
Kenampakan  rekahan  akibat  pengeboran dapat  berupa    breakout  maupun  induced tensile.  Rekahan  ini  terjadi  jika  tegasan vertikal  merupakan  salah  satu  bagian
tegasan  utama  dan  arahnya  relatif  sejajar dengan sumur pengeboran.
Arah  Orientasi  Tegasan  Horizontal Maksimum (S Hmax )
Pada  umumnya  penentuan  nilai  arah orientasi  S Hmax dapat  dilakukan  dengan mengaplikasikan  arah  orientasi induced tensile dan breakouts ,  tetapi  pada  daerah penelitian  merupakan  sumur  pengeboran miring  maka  arah  tersebut    tidak  dapat langsung diaplikasikan melainkan membutuhkan persamaan guna menentukan arah orientasi S Hmax . Penentuan tersebut
menggunakan persamaan  berdasarkan  Zoback  dkk. (2003).
𝜎 𝑡𝑚𝑎𝑥 =  0.5(𝜎 𝑧𝑧 +   𝜎 𝜃𝜃 + √(𝜎 𝑧𝑧 − 𝜎 𝜃𝜃 ) 2 + 4𝜏 𝜃𝑧 2 (2)
𝜎 𝑡𝑚𝑖𝑛 =  0.5(𝜎 𝑧𝑧 +   𝜎 𝜃𝜃 − √(𝜎 𝑧𝑧 − 𝜎 𝜃𝜃 ) 2 + 4𝜏 𝜃𝑧 2 (3)
Sebelum menghitung tegasan yang bekerja pada lubang bor (persamaan 3 dan 4), maka tegasan S 1 , S 2 , dan S 3 dari sistem koordinat geografi  harus  dikonversi  pada  sistem koordinat lubang bor dengan persamaan:
𝑆 =   𝑅 𝑏 𝑅 𝑆 𝑇 𝑆 𝑆 𝑅 𝑆 𝑅 𝑏 𝑇 (4)
S S adalah  matriks  identitas  tegasan  yang terdiri dari S 1 , S 2 , dan S 3 . Pada penelitian ini  S1  =  S Hmax ,  S 2 =  S V ,  dan  S 3 =  S hmin . Untuk  R S dan  R b dihitung  dnegan persamaan sebagai berikut:
𝑅 𝑆 =   ( cos 𝑎 cos 𝑏 sin 𝑎 cos 𝑏 − sin 𝑏 cos 𝑎 sin 𝑏 − sin 𝑎 cos 𝑐 sin 𝑎 sin 𝑏 sin 𝑐 + cos 𝑎 cos 𝑐 cos 𝑏 sin 𝑐 cos 𝑎 cos 𝑏 cos 𝑐 + sin 𝑎 sin 𝑐 sin 𝑎 sin 𝑏 cos 𝑐 − cos 𝑎 cos 𝑐 cos 𝑏 cos 𝑐 ) (5)
a adalah arah S Hmax , b adalah plunge S 1 , c adalah rake S 2 , pada rezim sesar mendatar b = 0 dan c = 90.
𝑅 𝑏 =   ( − cos 𝐴 cos 𝐵 − sin 𝐴 cos 𝐵 sin 𝐵 sin 𝐴 − cos 𝐴 0 cos 𝐴 sin 𝐵
sin 𝐴 sin 𝐵 cos 𝐵 ) (6)
A  adalah  azimut  sumur,  B  adalah  deviasi sumur dari arah vertikal.
Berdasarkan hasil persamaan 5, kemudian dimasukan dalam persamaan di bawah ini, setelah S dikurang dengan ΔPp.
𝜎 𝑧𝑧 =   𝜎 33 − 2𝜈(𝜎 11 −   𝜎 22 ) cos 2𝜃 + 4𝜈𝜎 12 sin 2𝜃 (4)
𝜎 𝜃𝜃 =   𝜎 11 +   𝜎 22 − 2(𝜎 11 −   𝜎 22 ) cos 2𝜃 + 4𝑣𝜎 12 sin 2𝜃 (5)
𝜏 𝜃𝑧 =  2(𝜎 23 cos 𝜃 −   𝜎 13 sin 𝜃) (6)
Berdasarkan  analisis  pada  masing-masing sumur,  kemudian  ditentukan  arah  tegasan horizontal maksimum yang bekerja disetiap  sumur.  Hasilnya  menunjukkan bahwa arah tegasan horizontal maksimum pada  sumur  sumur  RD-1  berarah  NE-SW dengan arah azimut N242 O E ( Gambar 7 ) dan RD-3 berarah N–S dengan arah azimut N204 O E ( Gambar 8 ). Arah orientasi S Hmax pada  sumur  RD-1  terjadi  penyimpangan dengan  arah  tegasan  regional.  Hal  ini dikarenakan  terjadi  pembelokan  segmen sesar pada Sesar Semangko yang ditunjukkan  pada  segmen  Sesar  Manna yang  memiliki  arah  relatif  baratbaratlaut- timurtenggara (WNW-ESE).
Gambar 7. Nilai arah orientasi S Hmax pada AA-1 dengan menggunakan modul GMI-SFIB. Nilai S Hmax didapatkan berdasarkan persamaan Zoback dkk. (2003).
Gambar 7. Nilai  arah  orientasi  S Hmax pada  AA-2  dengan  menggunakan  modul  GMI- SFIB. Nilai S Hmax didapatkan berdasarkan persamaan Zoback dkk. (2003).
Besaran Tegasan Horizontal Maksimum (S Hmax )
Besar tegasan horizontal maksimum adalah parameter  yang  paling  sulit  ditentukan dalam  penentuan in-situ  stress .  Parameter ini tidak dapat ditentukan secara langsung melalui  pengukuran.  Namun,  besarannya dapat  didekati  dan  dibatasi  berdasarkan kehadiran breakout dan induced  tensile , serta kondisi frictional equilibrium .
Pada saat terbentuk breakout , circumferential  stress melebihi  kekuatan batuan,  sehingga circumferential  stress maksimum  akan  sama  dengan  kekuatan
batuan.  Salah  satu  metode  yang  dapat digunakan ialah persamaan Zoback (2003) ialah  penentuan  besaran  S Hmax dapat menggunakan  koefisien  friksi.  Hal  ini didasarkan  atas  rekahan  yang  mempunyai kemampuan  mengalirkan  fluida  ialah rekahan  yang  cenderung  bergerak  ketika diberikan tekanan padanya, sehingga untuk koefisien  friksi  yang  menjadi  faktor pergerakan  rekahan  tersebut.  Oleh  karena itu, untuk menentukan kondisi lingkungan rezim  tektonik  (sesar  normal,  sesar mendatar, dan sesar naik) dapat diprediksi dengan persamaan sebagai berikut:
• Sesar normal 𝜎
1 𝜎 3 = 𝑆 𝑉− 𝑃𝑃 𝑆 ℎ𝑚𝑖𝑛 − 𝑃𝑃 ≤ [(µ 2 + 1) 1 2 ⁄ +  µ] 2 (7)
• Sesar mendatar
𝜎 1 𝜎 3 = 𝑆 𝐻𝑚𝑎𝑥− 𝑃𝑃 𝑆 ℎ𝑚𝑖𝑛 − 𝑃𝑃 ≤ [(µ 2 + 1) 1 2 ⁄ +  µ] 2 (8)
• Sesar naik
𝜎 1 𝜎 3 = 𝑆 𝐻𝑚𝑎𝑥− 𝑃𝑃 𝑆 𝑉 − 𝑃𝑃 ≤ [(µ 2 + 1) 1 2 ⁄ +  µ] 2 (9)
Untuk  menentukan  nilai  dari  S hmin dan S Hmax ,  pada  penelitian  ini  menggunakan stress polygon . Stress polygon adalah suatu diagram yang terdiri dari rezim tegasan dan nilai dari S Hmax dan S hmin yang dibutuhkan untuk terbentuknya breakout . Sumur AA-1 memiliki nilai S Hmax 55,09 MPa ( Tabel 1 ) yang terbentuk pada rezim sesar mendatar ( Gambar  8 ).  Sumur  AA-2  memiliki  nilai S Hmax 66,83 MPa (Tabel 1) yang terbentuk pada rezim sesar mendatar ( Gambar 9 ).
Gambar 8. Analisis in-situ stress menggunakan stress polygon pada sumur AA-1.
Tabel 1. Nilai S Hmax dan S hmin pada sumur RD-1 dan RD-3.
Sumur TVD (m) Shmin (MPa) SHmax (MPa) AA-1 1122.01 19.89 55.09 AA-2 1541.7 24.78 64.66
Gambar 9. Analisis in-situ stress menggunakan stress polygon pada sumur AA-2.

## ANALISIS TEKANAN REKAH KRITIS
Tekanan  rekah  kritis  ialah  rekahan  atau sesar yang mempunyai rasio tegasan geser terhadap  tegasan  normal  (σn)  lebih  besar dari koefisien friksi geser, secara mekanik rekahan  atau  sesar  tersebut  aktif  atau bergeser.  Menurut  Barton  dan  Zoback (2002)  yang  menyatakan  bahwa  rekahan yang  dapat  mengalirkan  fluida  ialah rekahan cenderung untuk bergerak
( critically stressed fractures ) akibat tekanan  yang  bekerja  padanya.  Koefisien friksi  pada  Lapangan  Rantau  Dedap berdasarkan Byerlee (1978) adalah 0,8.
Berdasarkan hasil perhitungan, nilai maksimum    tekanan  di  sumur  AA-1 ( Gambar  10 )  dan  AA-2  dalam  keadaan kritis   ( Gambar 11 ). Hal ini membuktikan bahwa  rekahan  di  sumur  AA-1  dan  AA-2 adalah rekahan yang permeabel.
Gambar 10. Analisis tekanan rekah kritis pada sumur AA-1.
Gambar 11. Analisis tekanan rekah kritis pada sumur AA-2.

## KESIMPULAN
Dalam penelitian ini, analisis tekanan rekah kritis digunakan untuk menentukan rekahan  yang  mempunyai  kemampuan untuk  mengalirkan fluida pada tiap sumur pada Lapangan Panasbumi Rantau Dedap. Dalam analisis tersebut digunakan parameter  tekanan  fluida  (Pp),  koefisien friksi  (µ),  tegasan  horizontal  minimum (S hmin ),  dan  tegasan  horizontal  maksimum (S Hmax ). Hal tersebut merupakan parameter properti  batuan  yang  untuk  mengetahui mekanisme  sesar  atau  kekar  untuk bergeser.
Berdasarkan  analisis in-situ  stress ,  sumur AA-1  dan  sumurAA-2  memiliki  rezim sesar mendatar dengan  arah  arah orientasi S Hmax berdasarkan  hasil  perhitungan  ialah
N242 o E  pada  sumur  AA-1  dan  AA-2 memiliki  arah  orientasi  N204 o E.  Hasil analisis  tekanan  rekah  kritis  pada  tekanan maksimum maka sumur  AA-1  dan  AA-2  dalam  kondisi kritis.  Hal  ini  menunjukkan  bahwa rekahan  pada  AA-1  dan  AA-2  adalah rekahan permeabel yang memiliki kemampuan mengalirkan fluida.

## KESIMPULAN
Terima  kasih  atas  dukungan,  bantuan, kritik  dan  saran  dari  kawan-kawan  di Institut Teknologi Bandung, serta Supreme Energy Rantau Dedap.

## DAFTAR PUSTAKA
Amin, T. C., Kusnama, Rustandi, E., dan Gafoer,  S.  (1993):  Peta  geologi lembar        Manna dan Enggano, Sumatera,  skala  1:250.000, Pusat Penelitian  dan  Pengembangan Geologi .
Barton, C. A., Castillo,  D. A., Moos, D., Peska,  P.,  dan  Zoback,  M.  D. (1998):  Characteristic  the  full stress tensor based on observations of drilling-induced wellbore
failures  in  vertical  and  inclined boreholes  leading  to  improve wellbore stability and permeability prediction, APPEA, 10 , 29 – 53. Byerlee,  J.  (1978): Friction  of  rocks ,
Pegeoph,  Birkhauser  Verlag, 116 . 143-150.
Castillo, D. A., Bishop, D. J., Donaldson,
I.,  Kuek,  D.,  de  Ruig,  M.,  Trupp, M.,  dan  Shuster,  M.  W.  (2000): Trap  Integrity  in  the  Laminaria High-Nancar  Through  Region, Timor Sea: prediction of fault seal failure using well-constrained stress  tensor  and  fault  surface interpreted  from  3D  seismic,
APPEA Journal , 14 , 1 – 23
Google  Maps,  Peta  lokasi  penelitian
Lapangan Panasbumi Rantau Dedap,  data  diperoleh  melalui situs internet:
https://www.google.co.id/maps/@
-
4.1507746,103.3247681,10.26z?h l=id. Diunduh pada tanggal 18 Juli 2016.
Hennings,  P.,  Allwardt,  P.,  Paul,  C., Zahm,  R.,  Reid  Jr,  H.,  Alley,  R., Kirschner, B., Lee, dan  Hough, E. (2012):    Relationship  between fractures,  fault  zones,  stress,  and productivity  in  The  Suban  gas field,  Sumatra,  Indonesia, AAPG
Bulletin , 96 , 753 – 772. Humaedi,  M.  T.,  Alfiady,  Putra,  A.  P., Martikno,  M.,  dan  Situmorang,  J. (2016):  A  comprehensive  well testing implementation during exploration  phase  in  Rantau Dedap, Indonesia, Proceeding 41 st
Workshop on Geothermal Reservoir  Engineering,  Stanford University, 24 , 125 – 132.
Matthews,  W.  R.,  dan  Kelly,  J.  (1967): How to predict formation pressure and fracture gradient, Oil dan Gas Journal , 15 , 14 – 30.
Sidik,  R.  P.,  Ramadhan,  Mussofan,  W., Santana,  S.,  dan  Azis,  H.  (2016): Structure geology of southwestern sector  Rantau  Dedap  geothermal field, Proceedings the 4 th Indonesia International Geothermal Convention dan Exhibition 2016 , Jakarta, 12 , 23 – 30
Zoback, M. D., Barton C. A., Brudy, M., Castillo,  D.  A.,  Finkbeiner,  T.,
Grollimund,  B.  R.,  Moos,  D.  B., Peska,  P.,  Ward,  C.  D.,  dan Wiprut, D. J. (2003):
Determination of stress orientation and magnitude in deep well, Int. J. of  Rock  Mechanics  dan  Mining Sciences , 40 , 1049 – 1076. Zoback, M. D. (2007): Reservoir geomechanics , New York: Cambridge University Press.