Bapak Ibu Ahli Geologi, menarik sekali diskusi mengenai unconvensional reserve ini. Salam kenal dan mohon ijin untuk nimbrung dan bertanya menurut sependek pengetahuan saya dari hasil baca - baca, key parameter untuk screening dan high grading shale gas deposit adalah : 1) geochemical quality and maturation (TOC > 1%, TR>70, Ro>1.1%, Hydrogen Index) jika maturity kurang tinggi (dalam oil window), kerogen dan oil akan memblok pore throat dan mengurangi productivity. 2) thickness; maturity/thickness ratio vs production plot menunjukkan korelasi positif (ya memang logikanya begitu) 3) sorbed and free gas fraction (ada beberapa publikasi pendekatan petrofisik meskipun masih preliminary dan belum secanggih conventional) 4) permeability, biasanya sangat rendah dan diakali dengan long horizontal well, short spacing (high well density) dan fracture stimulation, keberhasilan hydraulic fracture sendiri tergantung dari natural fracture yang ingin di enhance ataupun direaktivasi. 5) depth dan pressure (tidak boleh terlampau dalam? rule of thumb kurang dari 2000ft? karena akan sulit melepaskan sorbed gas jika pressure melampaui 2000 psi?), di Antrim Shale US dewatering diperlukan untuk menurunkan pressure sebelum gas bisa terproduksi (mirip CBM).
dengan skenario ekonomic seperti sekarang berapakah besarnya gas in place yang menarik untuk dikembangkan dan berapa EUR (estimated ultimate recovery) per well yang cukup ekonomis?. Pernah baca Recovery factor untuk shale gas bisa mencapai 15-20%, apakah ini RF ini benar bisa tercapai?, ini hampir setara dengan RF natural pressure depletion (weak aquifer tanpa gas cap) di oil reservoir. Regards, Gozali Rahman ------------------------------ > *From: * "Ruskamto" <[email protected]> > *Date: *Mon, 11 Jun 2012 07:51:02 +0000 > *To: *<[email protected]> > *ReplyTo: * <[email protected]> > *Subject: *Re: [iagi-net-l] Re: SHALE GAS > > Abah, > Yang paling tepat melaksanakn ini adalah Lembaga penelitian kita yang ada > LEMIGAS dan BPPT atau LIPI. Idealnyanya sebagian hasil minyak dialokasikan > untuk riset bukan untuk subsidi terus... Industri bisa memanfaatkan > hasilnya. > Sebetulnya mengadress cadangan tight reservoir oil&gas saja belum tuntas, > apakah tidak sebaiknya difokuskan ke riset tight reservoir yang risk dan > costnya lebih rendah.. > Just a though. > RUS 1061 > ------------------------------ > *From: * "Yanto R. Sumantri" <[email protected]> > *Date: *Mon, 11 Jun 2012 00:06:33 -0700 (PDT) > *To: *[email protected]<[email protected]> > *ReplyTo: * <[email protected]> > *Subject: *Re: [iagi-net-l] Re: SHALE GAS > > RDP > > Kalau kita pesimis HANYA karena tidak mampu menciptakan ahli dan peralatan > bor sendiri , maka akan habislah SDA kita dinikmati oleh orang lain !!!! > Jadi kuncinya tetap kita harus menghidupkAN KEMAMPUAN ENJINIRING KITA . > > AYOOOOOOOOOOOOOOOO DONG . > > ehm sedih . > > si Abah > > ------------------------------ > *From:* Ruskamto Soeripto <[email protected]> > *To:* [email protected]; [email protected] > *Sent:* Friday, June 8, 2012 6:27 PM > *Subject:* RE: [iagi-net-l] Re: SHALE GAS > > Pak RDP, > Saya bukan ahli SEM, tapi nampaknya yang disebut Shale disini banyak > sekali v fine detritalnya baik dari calc/dol cangkang, seperti Green River > FM (Cret) juga dolomitic shale yang kaya organic dan umumnya adalah berumur > Ordovician atau Missipian. Dari SEM tsb, tidak heran kalau bisa di fract > dan di-isi propan dan bisa mengalirkan gas ya. Tantangannya, apakah > tertiary source rocks tanah air yang “Pure” shale bisa difract dan mampu > mengalirkan gas at commercial rate terhadap ongkos bgebor yang disononya > saja $ 10 MM, kalau di Indonesia bisa-bisa mencapai $20 MM/well. > Terimakasih update tentang shale gas, dari sono, nunggu update yang dari > sini. > Ruskamto-1061 > > > *From:* Rovicky Dwi Putrohari [mailto:[email protected]] > *Sent:* 08 Juni 2012 10:43 > *To:* IAGI; [email protected] > *Subject:* [iagi-net-l] Re: SHALE GAS > > Maaf tadi gambar ketinggalan > 2012/6/8 Rovicky Dwi Putrohari <[email protected]> > *just a teaser * > > Menurut SEM dan analisa petrografi (Gale et al, 2007; Curtis et al, 2010; > Passey et al, 2010; Quirein et al, 2010; Sondergeld et al, 2010), serpih / > shale memiliki tiga sistem pori yang berbeda gas-wet organik porosity, a > primarily water-wet inorganic porosity, dan natural fractures (retakan). > > Shale akhirnya menjadi reservoir gas unik karena : > > 1. Pertama, shale ini akan bertindak baik sebagai batuan induk dan > batuan reservoir. Ini berbeda dari reservoir gas konvensional, dimana gas > terperangkap setelah bermigrasi dari sumber. > 2. Kedua, gas serpih memiliki sifat penyimpanan gas unik. Gas disimpan > dalam volume pori matriks, seperti reservoir konvensional, dan selain dalam > matrik juga gas teradsorpsi pada luas permukaan pori-pori, mirip dengan > reservoir CBM. Kapasitas adsorpsi gas dalam shale/serpih ini dapat > dimodelkan, mirip dengan gas metan batubara (CBM). > > Itulah sebabnya shale gas ini mungkin lebih lebih menarik dalam satu sisi > dibandingkan CBM. > > Biaya untuk melakukan pengeboran produksi shale gas ini bisa mencapai > antara 7-10 juta US$ persumur. Karena sumur ini semestinya berupa sumur > horizontal. Unsur terpenting mendapatkan keberhasilan eksplorasi shale > gas adalah kemampuan untuk secara efektif membuat retakan pada batuan ini, > Retakan > ini akan mengeluarkan gas yg terjebak pada retakan naturalnya. Dengan > turunnya pressure akibat diproduksikan gas dalam retakan ini menyebabkan > gas yang terikat pada water wet dan gas-wet akhirnya juga akan terambil. > > salam week end > > RDP > -- > *"Sejarah itu tidak pernah usang untuk terus dipelajari"* > > > > -- > *"Sejarah itu tidak pernah usang untuk terus dipelajari"* > > >
