Pengaruh rekah yang terdapat pada reservoir memegang peranan penting dalam perolehan minyak dan gas yang diproduksi, sehingga industri yang bergerak dalam dunia migas mulai mengadakan penelitian tentang hal ini supaya mereka bisa mendapatkan hasil yang maksimal jika mendemukan reservoir tersebut.
Pada umumnya, rekahan alami pada batuan dapat terbentuk sebagai akibat dari proses berikut :
- Kelarutan
- Dolomitisasi
- Aktivitas Tektonik
Hadirnya rekahan-rekahan pada suatu batuan akan mengakibatkan pertambahan permeabilitas yang sangat besar terhadap permeabilitas batuan semula. Namun, kontribusi rekahan ini terhadap kapasitas penyimpanan fluida (storege capacity) sangatlah kecil. Porositas sebagai hasil rekahan ini sangat kecil artinya dibandingkan dengan porositas primernya.
Ulasan klasik yang merupakan konsep mendasar tentang kelakuan aliran fluida para reservoir rekah alami ini diberikan oleh Muskat (1937). Beliau menuliskan bahwa “the main body of the reservoir feeds its fluid into the highly permeable fractures, these latter bringin the fluid directly or by a complex interconnection into the outlet wells”. Konsep ini nantinya dikenal sebagai "Double Porosity Concept" atau sistem porositas ganda sebagai akibat adanya sistem matriks dan fracture yang berinteraksi.
Asumsi dasar tersebut, dimana matriks mengalirkan fluida kepada rekahan-rekahan yang ada, kemudian hanya rekahanlah yang mengalirkan fluida tersebut ke lubang sumur, tetap dipakai sebagi acuan dasar oleh para peneliti di bidang ini untuk menerangkan pola aliran dan sentra tekanan pada reservoir rekah alami.
Suatu asumsi dasar yang dipakai oleh Warren dan Root di dalam memecahkan persoalan ini yaitu, mereka menganggap bahwa aliran dari matriks ke rekah ada di bawah kondisi “pseudo steady state”. Begitu terjadi penurunan tekanan pada rekah (karena fluidanya mengalir ke lubang bor), maka dengan segera tekanan pada setiap titik pada matriks akan turun mencapai satu tekanan rata-rata dengan membebaskan fluidanya kepada fracture.
Warren dan Root mengindentifikasi ada dua parameter yang mengontrol kelakuan pada sistem porositas ganda, yaitu Storativity ratio ( ω ) adalah perbandingan antara penyimpanan fluida di rekahan dengan penyimpanan fluida total (matriks dan rekahan) dan interporosity flow coefficient (λ) adalah parameter yang menggambarkan kemampuan suatu fluida untuk mengalir dari matriks ke rekahan.
Apabila ω ∼1, maka φm Cm ∼ 0, berarti storage capacity pada matrix ∼ 0. Artinya semua fluida terdapat pada fractures saja. Sekarang, makin kecil harga ω, misalnya ω = 0.1 , berarti storage capacity matriks adalah 9x storage capacity fracture-nya. Jika ω = 0.01, maka storage capacity matriksnya 99x storage capacity fractures. Kesimpulannya, semakin kecil harga ω maka storage capacity matriksnya semakin besar, dan makin kecil kontribusi fracture-nya terhadap “total storage” dari sistem ini.
Apabila harga λ mengecil, maka km/kf mengecil, Misalnya λ = 10^-3, artinya permeabilitas matriksnya kurang lebih 1000x lebih kecil dari permeabilitas fracture ( anggaplah dulu drw^2 = 1 untuk contoh ini ). Jadi semakin kecil harga λ, makin kecil pula harga permeabilitas matriksnya, yang juga berarti kemampuan matriks melewatkan fluida semakin sulit, dengan kata lain minyak dari matriksnya sukar diproduksikan