Tanya sedikit, mas kalau minyak'/kerogen itu fluida kan? Apa dapat dilalui gelombang S? Berapa % kandungan kerogen pada serpih sehingga geombang S masih dapt terdeteksi? Maaf aku bener2 blm faham. Powered by Telkomsel BlackBerry®
-----Original Message----- From: Anggoro Dradjat <[email protected]> Sender: <[email protected]> Date: Fri, 10 May 2013 14:31:46 To: iagi-net<[email protected]> Reply-To: [email protected] Subject: [iagi-net] Geologi dan Geofisika Shale Lanjutan (15) Dear All, Pada pemodelan sifat mekanika dari porous gas sand reservoir biasanya sifat petrofisikanya diasumsikan sebagai material isotropic dimana distribusi mineral, kandungan fluida, porositas, matrix, frame batuan dan butirnya tersebar merata sehingga siafat fisik dan mekaniknya sama secara horizontal dan vertikal. Berbeda dengan sand reservoir maka pada batuan shale reservoir bersifat anisotropi karena sifat mekanikanya yang berbeda secara vertikal dan horizontal, perbedaan-perbedaan pada layering shale memberikan sifat fisika dan mekanika yang berbeda disebabkan perubahan vertikal oleh: 1. komposisi fraksi mineralogi: clay, kwarsa, carbonate, mineral stiff, mineral soft 2. porositas dari shale 3. fraksi dari kerogen. Untuk mengetahuai sifat mekanika karena adanya sifat anisotropi maka hanya bisa dilakukan dengan pengukuran dari core data. Untuk data core yang diambil dipermukaan suatu outcrop misalnya maka data diambil secara tegak lurus lapisan, sejajar lapisan dan satu lagi yang membentuk sudut 45 derajat terhadap perlapisan shale (gambar terlampir). coring perlu dilakukan untuk memastikan bahwa sampel data fresh dari pelapukan. Shale core data kemudian dibawa kelaboratorium untuk dilakukan studi geokimia dan geomekanika. untuk studi mekanikanya maka yang dilakukan adalah melakukan pengukuran VP dan VS pada masing-masing dari ketiga core, kemudian dihitung parameter anisotropinya dengan perumusan (gambar terlampir) c11 adalah stiffness untuk VP tegak lurus lapisan, c33 adalah stifness dari VP sejajar perlapisan dan c13 adalah VP yang membentuk sudut 45 derajat terhadap perlapisan. Sementara itu c66 adalah VS tegak lurus perlapisan dan c44 adalah VS sejajar perlapisan. Hasil pengukuran dari laboratorium ini kemudian akan digunakan untuk menghitung parameter anisotropi dari shale. Hasil dari parameter anisotropi ini (Thomsen parameter) akan dapat dipergunakan untuk pemodelan response perubahan amplitude seismic yang akan dipergunakan untuk mengetahui ada tidaknya pengaruh fraksi kerogen terhadap offset data seismik Data anisotropi ini juga dipergunakan dalam pertimbangan fracturing. Padagambar dibawah menunjukan bahwa semakain besar fraksi kerogen maka respon seismik pada gather data menunjukan semakin besar negative amplituenya dan amplitude semakin melemah terhadap offset. Salam Anggoro Dradjat .
