Pak Wikan, salam kenal, ikutan belajar Pak, Gas window maturity itu dikisaran Ro berapa ya Pak, apakah di Indonesia bagian barat shale nya sudah mencapai kematangan tersebut?
salam, Tidar ________________________________ From: "[email protected]" <[email protected]> To: [email protected] Sent: Wednesday, 13 June 2012, 12:10 Subject: Re: [iagi-net-l] SHALE GAS Pak Gozali dan Pak Naslin, Tambahan saja mengenai kedalaman dan tekanan. Pemboran sumur unconvensional terutama tipe sumur horizontal justru membuat rekor operasi pemboran. - Sumur di Barnett mencapai 3500 ft panjang lateral pada kedalaman 7500 ft tvd. - Sumur di Haynsville mencapai 5000 ft panjang lateral pada kedalaman 10,000 ft dengan kondisi overpresurre. - Sumur di Marcellus mencapai 6800 ft panjang lateral pada kedalaman 8000 ft. - Sumur di Bakken mencapai 10,000 ft lateral pada kedalaman 9500 ft. - Bahkan di Argentina mencapai rekor kedalaman 14,000 ft dengan panjang 5000 ft. Jadi saya kira untuk kedalaman tidak menjadi soal, asal berada dalam gas window maturity. Adanya overpressure justru diharapkan, karena itu banyak kasus pemboran dikategorikan HPHT (hi pres hi temp)drilling. Haynsville memiliki pressure gradient mencapai 0.9 psi/ft, dan adanya overpressure (> 7000 psi)menjadikan faktor performa produksi yang lebih baik. Dalam basin screening adanya overpressure justru menjadi faktor positif untuk mengurangi resiko keberadaan source rock sebagai shale gas. Salam, Wikan Powered by Telkomsel BlackBerry® ________________________________ From: "naslin lainda" <[email protected]> Sender: [email protected] Date: 12 Jun 2012 22:49:19 -0000 To: <[email protected]> ReplyTo: <[email protected]> Subject: Re: [iagi-net-l] SHALE GAS Pak Gozali, Kalau melihat beberapa case sumur2 shale gas di US dan australi yg sy ceritakan diemail sebelumnya, permeability tidak masuk dalam kriteria sweet spot. Karena nilainya yg sangat kecil sekali (nanno darcy). Sebagai penggantinya mereka menghitung brittleness dari mechanical properties. Frac engineeer akan lebih percaya mechanical properties dari core melalui triaxial test krn menurut mereka static moduli dari core lebih realible untuk mendesign fracturing, misalnya untuk menghitung FCP dan frac initiation press. Tp beberapa case mereka tidak punya data core sehingga mech properties dihitung dari dipole sonic kemudian di kalibrasi dgn LOT dari data drilling. Brittleness bisa juga dihitung kualitatif dari mineral, biasanya datanya dari geochemical elemental log yg dikalibrasi dgn XRD. Ttg sorbed gas, bisa dihitung dari besarnya TOC vs langmuir press. Biasanya TOC datanya selalu tersedia krn dengn mudah bs dihitung dr triple combo diconvert melalui metode deltalogR nya quinn passey. Menurut passey, metode ini udah diuji diexxon selama 15 tahun dan cukup realible. Saya gak tau brapa nilai ekonomis OGIP dan RF nya krn tergantung operatornya. Silahkan kalo ada yg menambahkan atau mengkoreksi Naslin From: "Gozali Rahman"[email protected] Sent:Tue, 12 Jun 2012 21:35:03 +0530 To: [email protected] Subject: Re: [iagi-net-l] Re: SHALE GAS 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" > >> > >> > Follow Rediff Deal ho jaye! to get exciting offers in your city everyday.
