Dear Pak Bandono, Saya mau revisi sedikit.
Bahwa sifat mekanika secara vertikal pada suatu reservoir dipengaruhi setidaknya empat faktor: 1. Fraksi volume mineralogi. 2. porositas 3. fraksi kerogen 4. fluida didalam pori Untuk silisiclastik reservoir, kita bisa klasifikasikan sebagai: 1. Shale reservoir 2. Shaly sand reservoir 3. Porous sand stone reservoir 4. Tight sand stone reservoir Seperti tulisan Pak Bandono dimana cepat rambat pada kwarsa lebih tinggi dari cepat rambat pada kerogen mungkin lebih pass untuk digambarkan pada tight sand stone resrvoir, karena pada tight sand stone reservoir memiliki porositas yang rendah dan tidak ada fluida yang mengisi didalamnya. Sifat mekanika vertikal dari reservoir inilah yang kemudian dideteksi dengan menggunakan data seismik zero offset dimana sumber dan reseiver dari pengukuran data seismik diasumsikan berada pada lokasi yang sama dipermukaan. Salam Anggoro 2013/5/1 Anggoro Dradjat <[email protected]> > Dear Pak Bandono, > > Betul Pak Bandono, cepat rambat dikwarsa lebih tinggi dari pada di kerogen > dan juga porositas dari pori akan mengakibatkan perubahan kecepatan rambat > gelombang. > > Cepat rambat gelombang tergantung dari jenis mineraloginya dan jumlah > fraksi vulome, pori pada media yang dilaluinya. > > Cepat rambat shale dengan kerogen didalamnya adalah lebih rendah dari pada > kecepatan rambat shale tanpa kerogen dan juga pada shale dengan kandungan > kwarsa juga akan mepunyai cepat rambat yang juga menurun atau sedikit lebih > tinggi atau sama dengan kecepatan kecepatan shale itu sendiri. > Cepat rambat pada shale dengan kandungan kwarsa atau kwarsa itu sendiri > selain dipengaruhi oleh mineraloginya dan juga dipengaruhi oleh porositas > (sepertinya porositas lebih dominan ?). > > Pada tight shally kwarsa sand stone reservoir kecepatan rambat gelombang > pada shale penutup biasanya hampir sama dengan kecepatan rambat dari > reservoirnya. > > Pada porous sand stone reservoir kwarsa kecepatan rambat pada shale > penutup akan lebih tinggi dari pada cepat rambat reservoirnya. > > Pada shale reservoir dimana lapisan diatasnya yang berupa shale tanpa zat > organik maka cepat rambat pada shale reservoir akan lebih rendah dari pada > shale diatasnya. > > Cepat rambat didalam batuan akan berpengaruh terhadap koefisien pantul > seismic pada bidang-bidang perlapisan, seperti telah dibicarakan sebelumnya > bahwa meningkatnya kerogen didalam shale akan menurunkan cepat rambat > gelombang P dan akan mengurangi densitasnya. > > Seperti kita ketahui gelombang seismik akan dipantulkan oleh bidang-bidang > perlaisan batuan disebabkan oleh perbedaan inpedansi akustik, dimana > besarnya impedansi akustik (z) merupakan perkalian antara cepat rambat > gelombang P (vp) dan densitas batuan (rho) z=vp*rho > > Besarnya amplituda gelombang pantul vertikal yang bisa kita lihat > imagenya pada pemampang seismik adalah bergantung kepada: > R12=(z2-z1)/(Z2+z1), dimana R12 adalah koefisien pantul, z1 impedansi > akustik bidang atas perbatasan dan z2 impedansi akustik bidang bawah. > > Koefisien pantul R12 pada shally sand stone reservoir nilainya +/- > mendekati nol, sedangkan pada porous sand stone koefisient pantulnya > bernilai negatif demikian pula pada biadng batas shale terhadap kerogen > shale juga bernilai negatif. > > Sweet/ bright spot keberadaan hydrocarbon pada shally sandstone reservoir > dan porous sandstone sering kali dapat terimages dengan baik pada penampang > seisimik akan tetapi keberadaan kerogen didalam shale akan sulit terbaca > dari penampang seismik yang ada, karena pemampang seismik sudah diproses > sebagai zero offset reflection. > > Untuk membaca keberadaan kerogen didalam shale secara teori dapat dibaca > dengan menggunakan data " non zero Offset" seismik gather data. > > > Salam > Anggoro Dradjat > > > > > 2013/4/23 <[email protected]> > > ** >> Porositas dari pori maupun retakan juga dapat diduga dari perbedaan cepat >> rambat gelombang, dibanding dgn cepat rambat perhitungan. >> Demikian yang aku baca. >> Praktek? Belum pernah. >> Powered by Telkomsel BlackBerry® >> ------------------------------ >> *From: * Anggoro Dradjat <[email protected]> >> *Sender: * <[email protected]> >> *Date: *Tue, 23 Apr 2013 15:42:28 +0700 >> *To: *iagi-net<[email protected]> >> *ReplyTo: * [email protected] >> *Subject: *[iagi-net] Geology dan Geofisika Shale Lanjutan (11) >> >> Dengan nama Allah yang Maha Penyayang, >> >> >> Menyambung ceritra sebelumnya sifat mekanika pada batuan shale akan >> berbeda pada arah sejajar lapisan dan tegak lurus pada perlapisan shale. >> >> Didalam explorasi shale maka yang dicari adalah shale yang banyak >> mengandung perselang-selingan antara clay, carbonate/kwarsa dan kandungan >> organik. Semakin banyak perselang selingan maka sifat mekanika akan semakin >> berbeda secara horizontal dan vertikal. >> >> Vernik melakukan pengukuran sifat mekanika pada data core dari shale pada >> formasi Bakken di Amerika utara dengan mengukur cepat rambat gelombang VP >> dan VS dengan arah sejajar dan tegak lurus pada bidang perlapisan, kemudian >> melakukan ploting antara fraksi volume kerogen terhadap cepat rambat >> gelombang P dan S. >> >> Hasil pengukuran pada gelombang Vp menunjukan bahwa cepat rambat arah >> vertikal c33 adalah lebih lambat dari kecepatan rambat arah horizontal c11, >> perbedaan cepat rambat arah vertikal c33 dan c11 ini terjadi dikarenakan >> oleh adanya perubahan fraksi kerogen didalam shale. >> >> Omar Hamdan salah seorang mahasiswa s2 geofisika reservoir UI lulus tahun >> 2013 ini didalam thesisnya melakukan pemodelan dengan cara extrapolasi >> dimana dimodelkan pada kondisi shale tanpa kandungan kerogen akan >> mempunyai cepat rambat gelombang P vertikal yang sama dengan horizontal. >> >> Pada beberapa tulisan sebelumnya, telah ditunjukan bahwa dengan >> bertambahnya kandungan organik akan menurunkan cepat rambat gelombang Vs >> dan dengan bertambahnya kandungan kwarsa maka akan meningkatkan cepat >> rambat Vs. >> >> Perbedaan cepat rambat Vp dan Vs secara vertikal dan horizontal iini >> disebabkan oleh perbedaan sifat mekanika secara horizontal dan vertikal >> inilah yang akan menyebabkan response amplituda seismik yang berbeda >> terhadap kandungan kerogen didalam shale. >> >> Fatrial Bahesti anggauta milis IAGI kita lulus S2 ITB 2013 bimbingan >> Prof Edi Subroto, membahas shale, pada salah satu gambar didalamnya >> menunjukan bahwa shale-shale yang prospektif adalah yang bersifat >> anisotropy seperti tumpukan papan, sedangkan shale yang tidak prospektif >> adalah yang seperti kayu glondongan. >> >> Kalau didalam suatu shale tebal dengan sisipan-sisipan organik dan >> kwarsa/karbonate maka zona sisipan (zona anisotropi) secara teoritis >> ataupun kalau data seismiknya cukup baik maka akan dapat memberikan respon >> aomaly.. >> >> Seismik gather sweet spot response dari shale adalah merukan response >> dari sifat anisotropi yang terdapat padanya. Masalah ini akan kita bahas >> nanti selanjutnya. >> >> >> Salam >> Anggoro Dradjat >> >> >
