Materi Kuliah Umum: 

 

Dasar‐dasar Explorasi dan Exploitasi Gas Shale 

 

 

 

Anggoro S. Dradjat MSc. 

Narasumber IAGI 2013 untuk Gas Shale Reservoir 

 

 

 

 

 

Teknik Geologi, FakultasTeknik Universitas Jendral Sudirman 

Purwokerto 2013 

 

  

 

Daftar Isi  

1.  Latar Belakang dan Tujuan. 

 

2.  Layering Shale 

 

3. Terbentuknya Gas Pada Shale dan Besar Cadangan  

 

4.  Geomekanika Batuan Shale 

 

5.  Satuan Beban Pada Perekahan Shale 

 

6.  Mekanika Mineralogi Shale Reservoir 

 

7.  Pengaruh Kandungan Kwarsa dan Carbonate 

8.  Fraksi Volume Kerogen Terhadap sifat Mekanika Shale 

9.  Modulus Young dan Poisson Rasio Dari Shale 

10. Lithologi Anisotropi Batuan Shale 

11. Respon Seismik Amplitude Versus Offset (AVO) Dari Shale 

 

12. Anisotropi Gas Shale Reservoir dan Amplituda Seismik  

13. Petrofisika Gas Shale Reservoir 

14. Perekahan, Tektonik dan Permeabilitas 

15. Shale Fracturing 

 

16. Kesimpulan 

 

 

 Daftar Pustaka 

 

 

 

1. Latar Belakang dan Tujuan.  

Tulisan yang kami buat ini adalah merupakan bahan‐bahan diskusi yang kami lakukan 

didalam milis IAGI 2013, tujuan kami adalah untuk memecahkan permasalahan secara 

bersama untuk dapat mengembangkan sumber energi gas shale di Indonesia. 

 

Gas  shale adalah merupakan  salah  satu  sumber energi “unconventional “ yang harus 

dikembangkan untuk mengatasi keterbatasan sumber daya energi di masa depan, salah 

satu usaha adalah meningkatkan sumberdaya nasional untuk dapat memaksimumkan 

potensi nasional baik dibidang penyiapan sumber daya manusia, memajukan  lembaga 

penelitian ataupun lembaga‐lembaga industri. 

 

Untuk  dapat  mengembangkan  industri  gas  shale  maka  penulis  berpendapat  perlu 

dikembangkan dan dipasarkanya  ilmu pengetahuan dasar dibidang geologi, geofisika 

dan petrofisika sehingga dapat meningkatkan explorasi di Indonesia. 

Penulis  merasa  berkewajiban  untuk  turut  mengembangkan  dalam  bentuk  diskusi‐

diskusi baik dengan perguruan tinggi maupun industri; karena penulis kurang lebih 30 

tahun di industri perminyakan dan lebih dari dua puluh tahun membantu secara paruh 

waktu  di universitas 

 

Gambar 1. menunjukan skema sumber daya gas shale di Indonesia dan Amerika. 

 

Hal‐hal  yang  penting  untuk  dipelajari  didalam  explorasi  gas  shale  adalah  dalam 

uruitan: 

1. Kandungan TOC dan tingkat kematangan hydrocarbon 

2. Mineralogi shale, komposisi mineral dan fraksi kerogen. 

3. Sifat mekanika dari shale: modulus Young, Poisson ratio, rock strength. 

4. Zona sweet spot dari shale. 

5. Zona‐zona fracable shale (anisotropi)  

6. Gas shale fracturing (perkahan buatan) 

 

Dengan  menggunakan  data  core,  well  log  dan  data  seismik;  data  pengukuran 

laboratorium maka yang perlu dipelajari: 

1. Geokimia: jenis kerogen, TOC dan kematangan hydrocarbon 

2. Geomekanika : Fracable tidaknya shale dan beban yang diperlukan untuk perekahan; 

pengukuran sifat mekanika static dan dynamic.  

3. Petrofisika: Menentukan zona‐zona potensial 

4. Geofisika: pemetaan dan penentuan zona2  fracable shale berbasis respon amplituda 

dari gather data seismik 

 

Judul  awal  dari material  yang  akan  kami  sampaikan  adalah: Konsep Dasar Geologi, 

Geofisika dan Petrofisika Gas Shale kemudian pada presentasi  ini kami ubah menjadi 

dasar‐dasar explorasi dan exploitasi gas shale. Dengan mengetahui kerangka dasar dari 

ketiga  bidang  keilmuan  ini maka  diharapkan  akan  dapat mempercepat  keberhasilan 

didalam explorasi gas shale.    

 

Ide‐ide dasar dari penelitian kami adalah mengembangkan konsep metodologi geologi 

geofisika, sehingga kami selalu mengambil bahan2 yang selalu menjadi bidang antara  

kedua bidang keilmuan ini. Kami berpendapat geofisika pada awalnya adalah bahagian 

dari  bidang  keilmuan  geologi, di  Indonesia  semakin  lama  sparasi  semakin  besar dan 

penelitian  keilmuan  dasar  yang  mencakup  pada  kedua  bidang  ini  semakin  sedikit. 

sedangkan untuk applikasi praktis di industri tidaklah sedemikian halnya. 

 

2. Layering Shale. 

 

Untuk  membangun  jembatan  atara  pola  berfikir  yang  menghubungkan  antara  sifat 

mekanika, mineralogy dan potensi suatu gas shale maka digunkan konsep anisotropi, 

kami memulai  penelitian  kami  dimulai  dengan  keterbatasan  data  dan  oleh  sebab  itu 

kami menggunakan data‐data dari publish paper, adapun pada awalnya penelitan kami 

adalah  

berjudul: “Modeling VTI Anisotropy Amplitude and Mechanical Properties of Kerogen 

In Shale Usaing Publish Papers Data as an Analogue Example” yang pada awalnya akan 

kami presentasikan pada AAPG GTW Bali 2013. 

Isotropi  artinya  serba  sama,  pada  batuan  shale  layering maka mineralogy  dan  sifat 

fisikanaya berbeda secara vertikal dan horizontal, sifat anisotropi pada shale terbentuk 

karena  adanya  proses  pengendapan  pada  shale  secara  laminasi,  semakin  banyak 

laminasi maka akan semakain anisotropi bersifat anisotropy.  

Shale diendapkan pada  lingkungan  energi  rendah,  faktor‐faktor  yang mempengaruhi 

terbentuknya  edapan  shale  adalah:  1.  sedimen  supply  2.  naik  turunya muka  air    3. 

subsidence atau uplift. 

Ketika proses sedimentasi dalam kondisi dimana rate sedimentasi dan rate akomodasi 

dalam  keadaan  stabil  dan mineralogy  sediment  supply  tidak mengalami  perubahan 

maka terbentuklah isotropic shale. 

 

Sedangkan anisotropi shale terbentuk jika lingkungan pengendapan banyak  mengalami 

perubahan, dimana  terjadi  perubahan  energy pengendapan dan  perubahan    sedimen 

supply yang  juga bervariasi, mineralogi yang diendapkan  juga bervariasai paling tidak 

meliputi mineral clay, mineral organic dan kwarsa atau carbonate. 

 

Karena shale diendapkan secara  layering maka sifat   mekanikanya  juga berbeda secara 

vertikal dan horizontal dan  sifat ini kita sebut dengan VTI ( vertical transfer isotropic) 

Sifat mekanika dari masing masing  lapisan bergantung kepada: mineralogi, porositas 

dan kandungan zat organik. 

 

Response  seismic  dari  shale  akan  dipengaruhi  oleh  oleh  sifat  anisotropinya  yang 

menggambarkan dinamika dari sedimentasi. 

 gambar 1. Sekema dari sumber daya gas alam di Indonesia dan di Amerika 

3. Terbentuknya Gas Pada Shale & Cadangan Gas Pada Shale  

Keberadaan  gas  didalam  shale  adalah  dalam  bentuk  fre‐gas  dan  adsorbed  gas.  Gas 

terbentuk melaui  berbagai  tahap  proses  kimia  terhadap  zat  organik  yang  terpendam 

dibawah permukaan bumi disebabkan karena  temperatur dan  tekanan, pertama‐tama 

zat  organik  akan  membentuk  kerogen,  kemudian  kerogen  akan  berubah  menjadi 

bitumen, pada pematangan selanjutnya menjadi minyak dan kemudian gas. 

 Didalam  proses  pembentukannya  hidrocarbon maka  tidak  semua  zat  organik  akan 

berubah  menjadi  gas,  akan  tetapi  hanya  beberapa  persen  saja  yang  menjadi 

hydrokarbon  dan  sebahagian  besar  dari  zat  organik  masih  dalam  bentuk  kerogen. 

terlapir  gambar  SEM  dari  Barnet  shale  (gambar  2),  pada  gambar  ini  terlihat  adanya 

rongga‐rongga didalam kerogen sehingga kerogen ataupun zat organik yang ada akan 

 mempunyai permukan yang luas sehingga dapat mengadsorb gas. 

Gas  yang  terbetuk dari  kerogen  setelah melalui  pembentukan  bitumen  ini  kemudian 

akan  di  adsorbsi  oleh  kerogen,  dan  sebahagian  gas  akan mengisi  rongga  yang  yang 

kosong baik dalam pori ataupun rekahan didalam shale dalam bentuk ”free gas”, dan 

gas ini tetap terperangkap dan berada didalam shale itu sendiri. 

 Gambar 2. Porous soft Kerogen 

 

Gas pada shale tersimpan dalam bentuk “free gas” dan dalam bentuk “absorbsi” 

hal‐hal  lain yang mempengaruhi besar cadangan selain volume dari shale (luas 

A dan ketebalan h) adalah densitas dari shale dan kapasitas absorbsi dari shale. 

Besarnya  cadangan  yang  dapat  diperoleh  dari  “free  gas”  adalah  sebanding 

dengan:  porositas,  gas  saturasi  dan  berbanding  terbalik  dengan  gas  volume 

factor. Perhitungan besarnya cadangan gas pada gas shale dapat dhitung dengan 

perumusan seperti pada gambar 3. 

 Gambar 3. Perhitungan cadangan pada gas shale 

 

4. Mekanika Batuan Shale  

 

Untuk mendapatkan data mekanis riel dari shale yang ada di Indonesia sampai saat ini 

belumlah memungkinkan  oleh  sebab  itu  kami mengumpulkan  data  ʺpublish  paperʺ 

yang menghubungkan antara mineralogi shale dengan sifat mekanisnya. 

 Gambar 4. Sifat mekanika pada batuan shale  

 

Untuk  membicarakan  sistem  mekanika  pada  shale  fracture  reservoir  maka  akan 

meliputi dua  aspek yaitu  sifat mekanik  shale  itu  sendiri dan gaya  luar  tektonik yang 

bekerja.  

sifat  mekanik  dari  shale  dapat  diperoleh  dari  pengukuran  static  dari  core  data 

dipermukaan  ataupun  diperoleh melalui  pengukuran  dinamik  dari  sonic  log  sumur 

pemboran. 

 

Untuk  membicarakan  sifat  mekanik  dari  material  shale  maka  digunakan  system 

koordinat  kartesian  x,  y,  z  atau  1,  2,3  sedangkan  untuk  tektonik  dan  pengukuran 

destruktif test maka digunakan sistem SH min, SH max dan SV 

 

Pada gambar 4. menunjukan hasil uji triaxial test SV dari arah vertikal, SH min dan SH 

max dari arah mendatar, gambar (a) menunjukan adanya spliting tensile crack dimana 

garis  tegas menunjukan  rekahan menerus dan garis putus putus menunjukan adanya 

rekahan  yang  tidak  terkoneksi,  pada  shale  rekahan  yang  terbentuk  adalah  rekahan 

secara tidak terkoneksi. Gambar (b) menunjukan shear failure yang terjadi pada batuan 

yang  bersifat  elastik  seperti  pada  batuan  karbonat.  Gambar  (c)  adalah  model  pada 

batuan yang bersifat elastik plastik dimana pada awalnya terbentuk tensile crack seperti 

pada  gambar  (a).  yang  yang  kemudian  diikuti  dengan  sifat  plastik  sehingga  arah 

rekahan  yang  tadinya  vertikal menjadi  tidak  beraturan, model  ini  juga menunjukan 

bahwa pada batuan shale juga terdapat rekahan‐rekahan hanya saja arah rekahan yang 

tidak beraturan dan rekahan tidak terkoneksi maka pada batuan shale tidak mempunyai 

sifat permeable walaupun mempunyai porositas yang tinggi. 

Gambar (e) adalah tensile failure, suatu mekanisme yang berguna perekahan batuan. 

 

Ketika core batuan dibawa kepermukaan maka yang terjadi adalah tidak mendapat 

tekanan secara horizontal baik SH min maupun SH max  sama dengan null dan jika 

diberikan tekanan secara vertikal maka beban yang diberikan untuk merekahkan batuan 

disebut Rock Strength atau UCS unconfine stress. 

 

Shale yang berlapis‐lapis seperti papan kita katakan sebagai shale dengan bidang z atau 

bidang 1 maka kalau ada gaya vertikal yang mengenai bidang shale tersebut akan kita 

sebut sebagai gaya Fzz atau F11 atau gaya yang mengenai bidang z dangan arah gaya z 

disebut gaya normal, kalau bidang z dari shale dikenai gaya pada arah x maka kita 

sebut sebagai gaya geser dalam arah Fzx. Jadi kalau kita membicarakan gaya maka kita 

bicarakan bidang dan arah. 

 

Dengan diberikanya gaya pada shale maka akan terbentuk regangan, jika terbentuk 

pada pada bidang z dan berarah z maka disebut regangan ezz atau regangan normal; 

kalau regangan berarah x maka disebut regangan geser ezx 

 

Kalau kita melakukan pemboran sumur secara vertikal maka sifat modulus yang kita 

dapatkan adalah: 

Modulus Young E yang merupakan pembagian antara Fzz dan ezz 

Poisso rasio yang merupakan perbandingan atara exx dengan ezz 

 

Sistem koordinat tektonik adalah system koordinat kartesian akan tetapi dirotasikan 

sehingga koordinatnya merupakan sumbu maximum, minimum dan intermediate dari 

system gaya pada lubang sumur, shale dibawah permukaan terkena gaya tektonik yang 

berupa beban vertikal SV, Sh max dan Sh min.  

 

Data mekanis dari shale dapat diperoleh melaui dua cara yaitu melalui pengukuran dari 

core data dipermukaan dan pengukuran yang diperoleh dari data sonic log. 

 

Rock  strength  adalah  tekanan  (gaya/  persatuan  luas)  yang  akan  mengakibatkan 

terbentuknya  rekahan  jika  suatu  batuan  ditekan  didalam  dua  arah  pada  permukaan 

bumi. 

 

Pengukuran  rock  strength  secara  static  dilakukan  dengan  melakukan  pengukuran 

triaxial  test  dimana  core  data  diberikan  tekanan  3  arah  S  max  dan  SH  min=  Sh 

intermediate. Ketika shale diberikan  tekanan didalam satu arah dimana kedua sumbu 

yang lain nol maka kita sebut dengan uniaxial stress pada kondisi ini besarnya tekanan 

yang mengakibatkan rekahan kita sebut dengan rock strength. 

 

Perhitungan   rock  strength   secara dinamik dapat diperoleh melalui perhitungan dari 

sonic log dengan menggunakan formulasi semisal persamaan Horsrud,  untuk menjaga 

keakuran dari hasil perhitungan ini maka harus dikalibrasikan dengan data core paling 

tidak  dua  titik  kedalam.  Untuk  mngkalibrasi  rock  strength  dari  sonic  ini  maka 

persamaan  Horsrud  harus  dimodifikasikan  nilai  pangkat  dan  perkaliannya. 

UCS=0.77(304.8/DT)**2.93  harus  diubah menjadi  0.77(a/DT)**b  dimana  nilai  a  dan  b 

didapat dari pengukuran core di lab. 

 

Untuk  mengetahui  berapa  PSI  (Pound  persequare  inc)  yang  diperlukan  untuk 

merekahkan  batuan  dibawah  permukaan  diperlukan  informasi  berapa  besar  nilai 

horizontal  minimum  stress  (SH  min),  secara  sederhana  perhitungan  SHmin  dapat 

diperoleh dengan menggunakan data pore pressure dari pemboran dan beban vertikal 

SV yang dapat dihitung dengan menggunakan data log densitas. 

Hubungan antara SHmin dengan Pp dan SV adalah sbb: Shmin=Pp+0.5(SV‐Pp) 

 

Dengan melakukan  ploting  dengan menggunakan  hypotesa Mohr maka  akan  dapat 

dihitung berapa Psi batuan akan dapat direkahkan dibawah permukaan. 

Berapa Psi agar batuan terekahkan kita sebut dengan critical stress. 

 

Pada  gambar  5.    menunjukan  sifat  mekanika  shale  dipermukaan  dan  berapa  Psi 

dibawah permukaan yang diperlukan agar dapat merekahkan batuan shale. 

 Gambar  5  Sifat  mekanika  dari  shale  dipermukaan  bumi  dan  beban  yang  diperlukan  untuk 

fracturing. 

 

5  Satuan Beban Pada Perekahan Shale 

 

Beberapa  satuan  yang  sangat penting didalam mempelajari  sifat mekanika dari  shale 

dalam kaitannya denga pemboran sumur adalah dalam satuan psi. 

 

Data  sonic  lapangan  biasanya didalam  satuan micro  second  per  feet,  saat dikonversi 

menjadi  rock  strength  satuannya  dalam  Psi  (Pound  square  per  inc),  Pengukuran 

geoteknik dalam satuan mega pascal dan pemboran menggunakan satuan ppg (pound 

per galon).  

 

1 Mega pascal= 145 psi 

1 ppg= 0,0519 psi/feet 

 

Untuk  mengukur  berapa  Psi  minimum  suatu  shale  dapat  direkahkan  maka  akan 

dipengaruhi  ole  kedalaman,  berapa  ppg  berat  lumpur  pemboran,  besarnya  beban 

minimum dipermukaan dapat dihitung dengan: 

Beban  dipermukaan (psi) = critcal Stress (psi) ‐ kedalam x berat lumpur x 0.0519 psi/feet 

cara menghitung critical stress sudah disampaikan didalam point 4. 

  

Shale  adalah  batuan  yang mempunyai  rock  strength  yang  paling  bervariasai  dengan 

range antara 10 MPa  (1450 Psi)  sampai dengan 200 MPa  (29000 Psi), untuk melakuan 

fracturing perlu tau berapa psi rock strengnya. 

 

Dari data P sonic saja  tidak dapat digunakan untuk mengetahui brittle  tidaknya suatu 

shale, untuk  itu perlu diketahui sifat mekanika mineralogy dari shale dan kandungan 

mineral lain didalamnya. 

 

  

Gambar 6. Hubungan antara rock strenth Shale dengan porositas dan modulus Young, semakin 

besar porositas maka  rock  strength  akan menurun,  semakin besar modulus Young maka  rock 

strntghnya juga akan meningkat. 

 

 

 

 

 

 

 

 

A  lot of water  could bound  to smectite clay because of clay  surface  can be very  large, 

bound water could change mechanical properties from elastic plastic to become viscous‐ 

elastic‐plastic  

 Gambar  7. Menunjukan  bahwa mineral  smectite mempunyai  permukaan  yang  luas  sehingga 

dapat menyerap air dalam jumlah yang jauh lebih besar dari mineral clay yang lain . 

 

Pada gambar 7 menunjukan  SEM dari Kaolinite, Illite, Chlorite dan Smectite; gambar ini 

menunjukan permukaan yang luas pada smectite sehingga dapat menyerap air dengan 

banyak sebagai akibatnya sifat mekanika dari smectite akan berubah dari elastic plastic 

menjadi  viscous  elastic  plastic,  perubahan  sifat  mekanis  ini  akan  menyebabkan 

permasalahan didalam fracturing shale. 

 

Illite  terbentuk  dari  smectite  melalui  proses  transformasi  diagenesa,  pada  awal 

diagenesa mineral smectite bereaksi dengan Kalium dan akan membentuk  Illite, silika 

dan  air.  Proses  diagenesa  ini  terbentuk  sebagai  akibat  pengaruh  dari  tekanan, 

temperatur dan waktu. Selain mengakibatkan perubahan mineralogi clay maka proses 

diagenesa  ini  akan  mengakibatkan  perubahan  densitas  yang    rendah  dari  smectite 

menjadi mineral  illite dengan densitas  yang  lebih  tinggi  (gambar  8.  cross plot  antara 

densitas dengan sonic velocity untuk mineral smectite dan illite) 

  

Gambar 8 Cross plot antara densitas shale dengan dengan sonic velocity yang didapat 

dari  laporan  studi  ITB  tentang  Pore  Pressure  (Agus  Ramdhan  PHD)  dari  lapangan 

CITIC, gambar atas menunjukan adanya  shale yang  telah mengalami diagenesa akhir 

(illitic) dan pada gambar bawah menunjukan adanya shale dalam  fasa diagenesa awal 

(smectite).    

 

 

6. Mekanika Mineralogi Shale Reservoir 

 

Shale  diendapkan  dalam  lapisan‐lapisan  tipis  diibaratkan  seperti  papan‐papan  tipis 

dengan masing‐masing papan tipis mempunyai sifat mekanis yang berbeda, jika berada 

pada  permukaan  bumi  maka  sifat  mekanisnya  akan bergantung  kepada:  porositas, 

kandungan mineralogy dan kandungan kerogen seperti gambar 5. 

 

Jika  cepat  rambat  gelombang  Primer VP  yang melalui  batuan  shale   melambat maka 

rock strengnya juga akan menurun atau transit time sonic log nya membesar. 

 

Bandyopadhyay  didalam  salah  satu  penelitiannya melakukan  pengukuran  berbagai‐

bagai mineralogy shale seperti gambar 9, mengukur cepat rambat gelombang P secara 

vertikal  dalam  cartesian  koordinat  arah  zz  dan  arah  horizontal  arah  xx,  hasilnya 

menunjukan untuk masing‐masing mineral mempunyai Vp vertikal yang  lebih  lambat 

jika dibangdingkan dengan Vp horizontal. 

 

Perbedaan  sifat mekanika  secara horizontal dan vertikal yang paling besar  terjadinya 

adalah pada mineral Ilite dan Chlorite. 

 

Pada mineral Mt sifat mekanisnya sangat dipengaruhi oleh porositas. 

 

Untuk membahas sifat mekanika selanjutnya gelombang Vp vertikal adalah gelombang 

yang arah penjalaranya pada arah z dan simpangannya pada titik di bidang shale z.   

 

 Gambar 9. Cepat rambat gelombang primer Vp untuk berbagai–bagai clay mineral sebagai fungsi 

dari  porositas,  cepat  rambat  gelombang  Vp  vertikal  lebih  rendah  dari  pada  Vp  horizontal. 

Rock strength batuan shale akan menurun dengan meningkatnya porositas. 

 

 

7. Pengaruh Kandungan Kwarsa dan Carbonate terhadap sifat mekanika  

Sifat mekanika dari shale dipermukaan  juga dipengaruhi oleh kandungan mineral dan  

porositas. Sebagai salah satu contoh adalah pada gambar 10 yang merupakan data dari 

log  sumur  pemboran,  data  kandungan  dari mineral  karbonat  dan  silika  yang  kami 

dapatkan dari salah satu tulisan di search and discovery aapg 2012, data  ini kemudian 

di  digitized  secara  manual  kemudian  dimasukan  kedalam  excell  spread  sheet  dan 

kemudian didapatkan kurva yang menggambarkan hubungan antara  fraksi karbonat+ 

silika didalam shale dengan  rock strength. Dari kurva pada gambar 11  terlihat bahwa 

bertambahnya fraksi karbonat+silika akan akan menurunkan rock strength. 

Didalam  excell  spread  sheet  lerlampir  pada  gambar  10  terdapat  kolom  c33  dan  rock 

strength, rock strength didapatkan dari data sonic log yang diukur secara vertikal, rock 

strength ini sudah berada didalam dimensi tektonik (SHmin, SHmax, Sv) sementara c33 

adalah stiffness alias sifat mekanik dalam koordinat kartesian (bidang 3 dengan arah3). 

 

 Gambar 10. Data log sumur beserta fraksi lithologi batuan shale. 

 

  Gambar 11. Rock strength batuan akan menurun dengan meningkatnya  fraksi batuan karbonat 

dan kwarsa. 

  

8. Fraksi Volume Kerogen Terhadap Sifat Mekanika Shale. 

 

Rock  strength  dari  batuan  shale  dipermukaan   juga  dipengaruhi  oleh  fraksi  organik 

didalam  batuan,  semakin  besar  fraksi  volume  organik  didalam  shale  maka  rock 

stregthnya  akan semakin kecil seperti pada gambar 12. 

 

Pada  umumnya  fraksi  kerogen  didalam  shale  kurang  lebih  dua  kali  lebih  besar  dari 

persent  berat  TOC,  sifat mekanik  lebih  ditentukan  oleh  distribusi mekanis  didalam 

volume  oleh  sebab  itu  untuk mempelajari  sifat mekanik  untuk  kegunaan  fracturing 

digunakan satuan fraksi volume. 

 

Rock  strength batuan  shale dapat dipergunakan untuk menghitung berapa Psi beban 

yang  diperlukan  pada  proses  fracturing  akan  tetapi  rock  strength  belum 

menggambarkan fracable tidaknya suatu shale. 

 

Fracable  tidaknya  suatu  shale  bergantung  kepada  sifat mekanika  secara  vertikal  dan 

horizontal  dari kandungan mineraloginya. 

 Gambar  12.  Rock  strength  batuan  shale  akan  menurun  dengan  menurunnya  fraksi  kerogen 

didalam shale. 

 

Tiga sifat mekanik yang berpengaruh terhadap fracable tidaknya suatu shale yaitu rock 

strength, modulus Young dan Poison ratio. 

Dari pembhasan sebelumnya maka disimpulkan bahwa   rock strength akan berkurang 

jika terdapat: 

1. pemambahan fraksi kwarsa dan karbonate 

2. bertambahnya porositaspada shale 

3. bertambahnya fraksi kandungan organik 

Dua  modulus  lainya  secara  significant  dipengaruhi  oleh  sifat  mekanika  secara 

horizontal,  yaitu modulus  geser,  dimana modulus  geser  adalah  perbadingan  antara 

tegangan dibagi dengan regangan geser. 

Kalau regangan geser semakin besar maka modulus gesernya semakin kecil dan cepat 

rambat gelombang gesernya akan kecil. 

regangan geser pada shale digambarkan sebagai bidang‐bidang papan dengan dengan 

regangan pada bidang z berarah x atau y 

Pada  gambar  13  pada  kolom  2  terlampir  adalah  nilai  modulus  geser  mu   dimana 

kerogen mempunyai  nilai  terendah    dan  kalsit mempunyai  nilai  tertinggi  kemudian 

diikuti dengan  komponent ʺstiffʺ mineral  dan baru kemudian kwarsa. 

Meningkatnya  fraksi  kwarsa  dan  karbonate  didalam  shale  akan  mengakibatkan  

berkurangnya  regangan  geser  secara  horizontal  sementara  itu  dengan meningkatnya 

kandunga  fraksi  organik  akan  meningkatkan  regangan  gesernya;  meningkatnya 

regangan  secara horizontal pada  shale akan menurunkan modulus gesernya  sehingga 

cepat rambat gelombang Snya juga menurun. 

Meningkatnya  fraksi kwarsa dan karbonate akan meningkatkan Vs dan meningkatnya 

kandungan  fraksi organik akan menurunkan cepat rambat gelombang Vs. Kandungan 

fraksi organik yang memberikan response yang berbeda dengan mineral lainnya inilah 

yang akan digunakan untuk menentukan distribusi keberadaanya. 

Dari gambar  terlampir  juga  terlihat bahwa mineral Chlorite dan  Illite  adalah mineral 

yang paling kecil modulus gesernya. 

 

 Gambar 13. Modulus elastic dari mineralogi batuan shale. 

9. Modulus Young dan Poisson Rasio Dari Shale 

 

Tiga parameter dasar mekanika yang dipergunakan untuk mengukur dan menghitung 

sifat mekanik adalah Rock Strength, Modulus Young dan Poisson ratio. 

Sifat mekanis yang berkaitan dengan  fracable  tidaknya  suatu batuan adalah modulus 

Young dan Poisson rasio. 

 

Shale diendapkan secara horizontal seperti tumpukan tumpukan papan, masing‐masing 

papan memiliki kandungan mineral, kandungan TOC dan porositas yang berbeda‐beda, 

dengan  melakuan  pengukuran  cepat  rambat  Vp  dan  Vs  pada  lubang  bor  ataupun 

pengukuran sonic dari core data maka akan didapatkan sifat mekanik secara vertikal. 

 

Kandungan  kerogen  didalam  suatu  lapisan  shale  yang  berlapis  seperti  papan  akan 

menyebabkan  lapisan  tersebut mudah meregang  secara  horizontal  jika  dibandingkan 

dengan  lapisan dengan mineralogi yang sama akan tetapi tidak berisi kerogen. Bidang 

papan z dengan regangan horizontal bisa kita sebut regangan geser ezx, sedangkan gaya 

geser  yang menyebabkan  regangan  kita  sebut  dengan  Pzx  dan  yang  disebut  dengan 

modulus geser adalah Pzx dibagi dengan ezx 

 

Gelombang P sonic menjalar didalam lubang sumur pemboran vertikal melalui sumber 

dan  diteruskan  menuju  receiver  receiver  menjalar  dengan  muka  gelombang  pada 

bisdang z berarah z maka regangan yang terjadi di anotasikan dengan ezz. 

 

Yang disebut dengan Poisson ratio adalah perbandingan antara regangan horizontal exx 

dibagi  denga  regangan  vertikal  ezz  (  Poisson  rasio  v=‐exx/ezz),  pada  gambar    14 

menunjukan semakin besar  fraksi kerogen didalam shale maka nilai Poison ratio akan 

akan semakin kecil; jadi kita harus cari shale dengan poisson ratio yang rendah. 

 

Modulus  Young  adalah  perbandingan  antara  antara  Tegangan  vertikal  Pzz  dibagi 

dengan  regangan  arah  vertikal  ezz  (  Modulus  Young  (E)=Pzz/ezz),  semakin  besar 

regangan vertikal maka modulus Young akan semakin kecil, kalau shale mengandung 

silika atau carbonat maka regangan akan menjadi  lebih kecil sehingga modulus Young 

akan menjadi  lebih  besar,  oleh  sebab  itu  kita  haurus mencari  shale  dengan modulus 

Young yang besar. 

 

Modulus‐modulus elatik dari shale dapat dihitung dengan menggunakan data‐data logs 

yang meliputi: data densitas RHOB, data Vs sonic DTS dan data Vp sonic DTCO. 

Rumus perhitungan modulus elasic adalah seperti gambar 14. 

 

 Gambar 14 Poisson ratio dan modulus elastik dari batuan dapat dihitung dari log pemboran. 

 

Dengan  meningkatnya  fraksi  kerogen  didalam  shale  maka  akan  menyebabkan 

penurunan Modulus Young dan penurunan Poisson  rasio  ( gambar 15) oleh sebab  itu 

untuk supaya menjadi  fracable shale maka harus mempunyai kandungan mineral stiff 

sepert karbonat atau kwarsa. 

 

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Gambar  15  Dengan  bertambahnya  kandungan  kerogen  maka  akan  menurunkan  nilai  dari 

modulus Young dan Poisson rasio. 

 

Untuk mendapatkan  fracable  shale maka  harus  dicari  shale  dengan modulus  Young 

yang  tinggi  dan  dengan  Poisson  ratio  yang  rendah. Jika  dilihat  dari  kurva  antara 

hubungan Modulus Young dan Poisson rasio pada gambar 16 maka fracable shale akan 

membentuk kurva dimana Modulus Young meningkat dan Poisson rasio menurun. 

 

  Gambar 16. Fracable shale adalah shale shale yang mempunyai Poisson rasio yang rendah dan 

modulus Young yang tinggi. 

 

10. Lithologi Anisotropi Batuan Shale 

 

Ketika batuan carbonate diendapkan dan kemudian mengalami proses tektonik semisal 

tarikan maka akan  terbentuk rekahan‐rekahan akibat dari gaya  tarikan sebagai contoh  

seperti yang  terjadi di  laut utara,  rekahan‐rekahan yang  terbentuk membentuk  sudut 

yang lebar terhadap bidang datar permukaan atau dengan kata lain rekahan mendekati 

tegak). 

 

Batuan  basement  fresh granite  yang menjadi  suatu  reservoir di  lepas pantai Vietnam 

juga terbentuk karena rekahan‐rekahan pada fresh granite yang terjadi diakibatkan oleh 

tarikan  yang  menyebabkan  terbentuknya  rekahan  rekahan  yang  mendekati  tegak 

dengan sudut sekitar 70 deradjat. 

 

Sifat mekanika batuan akan berbeda pada arah sejajar rekahan dan sifat mekanika tegak 

lurus rekahan pada batuan; perbedaan sifat mekanika keduanya cukup besar.  

Perbedan  sifat  mekanika  tersebut  akan  tercermin  pada  perbedan  cepat  rambat 

gelombang P dan S pada kedua arah tersebut, perbedaan cepat rambat gelombang yang 

mengikuti pola arah rekahan dapat teramati dari perubahan amplituda seismik karena 

amplituda seismik menggambarkan energi gelombang yang menjalar pada rekahan dan 

energi  gelombang menjalar  tegak  lurus  rekahan.  Perubahan  amplituda  seismik  yang 

diakibatkan  oleh  adanya  rekahan  ini  akan  dapat    terekam  didalam  perekaman  data 

seismik  asalakan  dilakukan  dengan  akusisi  seismik  yang  juga  mempertimbangkan 

pengaruh azimuthal. 

 

Rekahan‐rekahan  tegak  pada  batuan  carbonate  dan  granite  pada  kedua  lapangan 

tersebut dikatan sebagai batuan anisotropi secara horizontal (HTI, lihat gambar 17) 

 

Pada  batuan  shale  perbedaan mineralagi,  porositas dan  kandungan  zat  organik  akan 

terbentuk  secara  lateral  dengan  sifat  mekanik  yang  berbeda  secara  vertikal  dan 

horizontal, anisotropi yang  terbentuk pada batuan shale  ini disebut dengan anisotropi 

secara vertikal (VTI) lihat gambar 17. 

 

 Gambar 17. Perbedan anisotropi pada shale dan vertikal  fracture reservoir adalah pada batuan 

shale membentuk anisotropi secara vertikal (VTI) dan batuan pada fracture reservoir membentuk 

anisotropi secara horizontal(HTI). 

 

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    (gambar  18)  ini 

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 menyelesaikan pendidikan S2 di  ITB pada  tahun 

2013 dibawah bimbingan Prof Eddy Subroto, membahas shale, pada salah satu gambar 

didalamnya menunjukan bahwa shale‐shale yang prospektif adalah shale yang bersifat 

anisotropy,  berlapis‐lapis  seperti  tumpukan  papan,  sedangkan  shale  yang  tidak 

prospektif adalah yang relative homogen dengan sedikit perlapisan. 

 

Didalam suatu shale  tebal dengan sisipan‐sisipan organik dan kwarsa/karbonate maka 

zona sisipan tersebut  dikatakan sebagai  zona anisotropi yang secara teoritis akan dapat 

memberikan anomaly seismic.  Secara teoritis  jikalau kandungan fraksi volume kerogen 

cukup  besar  dan  data  seismiknya  cukup  baik maka  akan  dapat memberikan  respon 

aomali yang cukup besar. 

 

Seismik CDP gather sweet spot response dari shale adalah merukan response dari sifat 

anisotropi yang terdapat batuan shale, respon ini juga disebut dengan amplitude versus 

offset (AVO) dari shale.  

 

 

  Gambar  18.  Perbedaan  cepat  rambat  pada  gelombang  VP  dan  VS  untuk  arah  vertikal  dan 

horizontal pada batuan shale ini disebut dengan anisotropi. 

 

11. Respon Seismik Amplitude Versus Offset (AVO) Dari Shale  

Pada halaman sebelumnya kita sudah membahas krieria  fracable  tidaknya suatu shale 

dan  juga  berapa  PSI  besar minimum  beban  yang  harus  diberikan  dipermukaan  agar 

suatu  shale  dapat  direkahkan,  maka  sekarang  kita  akan mulai  membahas  response 

seismic  dari  shale,  didalam  pembahasan  ini  kita  akan membicarakan  respon  seismik 

pada bidang batas antara  shale tanpa dan shale dengan kerogen. 

 

Untuk  mendapatkan  model  response  seismik  dari  bidang  batas  antara  shale  dan 

kerogen shale kami menggunakan data dari Bakken  field yang yang berupa: densitas, 

cepat rambat VP dan Poisson ratio  (gambar 19) 

Data‐data  ini  adalah  merupakan  data  olahan  yang  dilakukan  oleh   saudara  Omar 

Hamdan sebagai bahan didalam thesis S2 nya pada Prodi S2 Geofisika reservoir UI yang 

juga bimbingan DR Abdul Haris dan saya. 

 

Data‐data  permodelan  tersebut meliputi  perubahan  sifat mekanis  sebagai  fungsi  dari 

bertambahnya  fraksi  kerogen,  dengan  mengetahui  response  dari  fraksi  kerogen 

terhadap  3  sifat  mekanis  yang  mempengaruhinya  yaitu:  densitas,  cepat  rambat 

gelombang dan Poisson ratio. 

Dengan mengetahui   densitas,  cepat  rambat gelombang dan Poisson  ratio maka akan 

didapat response seismik model shale dengan menggunakan persamaan Rugers 2010. 

 

Response seismik pada bidang batas secara konseptual dapat dilihat pada gambar 20 

Jikalau kita mempunyai data seismik cukup baik maka respon dari shale dapat dilihat 

pada amplituda sebagai fungsi offset ( seismik gather data) 

Response  dari  shale  adalahʺ  Amplituda  negative  dan  amplituda menurun  terhadap 

offsetʺ 

 

Model  response  amplitude  adalah  menggunakan  persamaan  Shuey,   perumusannya 

 sebagai terlampir pada gambar 20,  dimana: R(<)=R(0)+(9/4 Delta Poisson ratio‐R(0))sin 

kwadrat(<) 

dimana respon zero offset R(0)= ( Rho2xV2‐Rho1xV1)/(Rho2xV2+Rho1xV1) 

 

Dengan  menggunakan  data  masukan  pada  gambar  19  dan  dengan  menggunakan 

perumusan pada   gambar 20 maka akan didapakan bahwa response seismik dari shale 

adalah amplituda negative dan dengan amplituda negatif melemah terhadap offset. 

 

 

 Gambar 19.  Data densitas, cepat rambat gelombang Vp dan Poison rasio sebagai fungsi 

dari kerogen. 

 Gambar 20. Amplitude versus Offset dengan menggunakan persamaan Shuey. 

 

Sifat mekanika shale sebagai suatu batuan reservoir dipengaruhi oleh fraksi mineralogi, 

fraksi zat organik, porositas , kandungan fluida. 

 

Sifat  mekanika  dari  mineral,   zat  organik  dan  fluida  dipengaruhi  oleh  sifat 

kompresibelitasnya dan kemudahan meregang secara horizontal. 

 

Yang disebut dengan kompresibelitas mineral adalah kemampuan suatu mineral untuk 

mengalami  perubahan  volume  jika  diberikan  tekanan  didalam  arah  3  dimenesi. 

misalnya  kwarsa  ditaruh  didalam  gelas  kemudian  gelas  diisi  oleh  air maka  kwarsa 

tersebut akan mengalami perubahan volume sebagai akibat dari tekanan air. 

 

Kompresibelitas  pada  mineral  didalam  shale  reservoir  akan  menguat  kurang  lebih 

dengan urutan sebagai berikut:  

1. kwarsa , 2.mineral clay, 3.zat organik, 4.kerogen, 5.air, 6.minyak dan 7.gas 

 

Kompresibelitas batuan secara fisik lebih mudah teramati dan dapat dilakukan dengan 

pengukuran,  dan  akan  lebih mudah  dibayangkan   secara  kwalitatif  jika  kita melihat 

secara langsung pada contoh batuan. 

 

Kompressibelitas  adalah  kebalikan  dari  Modulus  Bulk,  modukus  bulk  berati 

kemampuan  suatau  batuan/mineral/fluida  bertahan  terhadap  perubahan  volume  jika 

diberikan tekanan dalam 3 dimensi dalam ruang. 

 

Cepat  rambat  gelombang  P  didalam  suatu  mineral  dapat  dihitung  dengan 

menggunakan persamaan Vp=Akar2 (moduls Bulk+4/3 modulus geser)/ densitas 

Cepat  rambat  gelombang  pada  suatu mineral  akan meningkat  jika modulus  bulknya 

meningkat  atau  kompressibelitasnya  menurun  dikarenakan  besarnya  modulus  bulk 

adalah berkebalikan terhadap kompressibelitas. 

Cepat rambat batuan akan menurun pada urutan sebagai berikut: 

1.kwarsa, 2 .mineral clay, 3.zat organik, 4.kerogen, 5.air, 6.minyak dan 7.gas 

 

Moduluis  geser  suatu  mineral,  secara  sederhana  digambarkan  sebagai  kemampuan 

suatu mineral untuk meregang  secara horizontal, kemampuan meregang dari mineral 

adalah adalah dalam urutan sebahgai berikut:  

1. kerogen 2.clay mineral, 3. Kwarsa.  

Cepat rambat gelombang shear VS akan menguat dalam urutan sbagai berikut: 

1. kerogen 2.clay mineral, 3. Kwarsa  

 

Jika kita membandingkan gas  sand  reservoir dan  shale  reservoir maka pada gas  sand 

reservoir  akan  mengandung  fraksi  kwarsa  dalam  jumlah  yang  lebih  besar  besar, 

porositas  terkoneksi yang besar  , porositas  terisi gas;  fraksi  clay kecil mungkin hanya 

sebagai  frame  saja  sehingga  Vp  rendah,VS  menguat   ,  Poisson  ratio  menguat  jika 

dibandingkan dennga shale penutupnya. 

 

Pad gas shale reservoir fraksi clay dalam jumlah besar, mempunyai porositas yang besar  

akan  tetapi  tidak mempunyai permeabelitas, mengandung  fluida minyak ataupun gas 

sbagai ubahan dari kerogen, mengandung kerogen,  fraksi kwarsa dalam  jumlah kecil 

sebagai akibatnya akan mempunyai VP yang  rendah, VS melemah, Poisson  ratio  juga 

akan melemah jika dibandingkan dengan shale non reservoir. 

 

Berdasarkan perbedaan sifat mekanika pada gas sand reservoir dan gas shale reservoir 

maka keduanya akan dapat dibedakan dari seismik responnya: 

1.  Pada  bidang  batas  shale  ke  gas  sand  reservoir  akan mempunyai  koefisien  refleksi 

negative dan dengan amplituda menguat terhadap offset. 

2. Pada bidang batas Shale ke Gas shale  reservoir maka  response seissmik  refleksinya 

negative dan amplituda melemah terhadap offset. 

 

Perbedaan2  refleksi  pada  data  seismik  ini  perlu  dicermati  untuk menentukan  traget 

fracturing pada gas shale. 

 

 

12. Anisotropi Gas Shale Reservoir dan Penguatan Amplituda Seismik 

 

Pada petrofisika  gas  sand  reservoir  sifat mekanikanya   diasumsikan  sebagai material 

isotropic dimana distribusi mineral, kandungan fluida, porositas, matrix, frame batuan 

dan  butirnya  tersebar  merata  sehingga  sifat  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 

4. saturasi gas didalamnya  

 

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  21).  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, sehingga didapatkan data 

pengukuran berbagai‐bagai arah dan kecepatanya 

C33 adalah  stiffness untuk VP  tegak  lurus  lapisan,  c11 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. 

 Gambar 21. Pengukuran anisotropi dari shale 

 

Hasil pengukuran dari  laboratorium  ini kemudian akan digunakan untuk menghitung 

parameter anisotropi dari shale. 

parameter anisotropi dihitung dengan perumusan yang terlampir pada gambar 22. 

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.  

 

 Gambar 22. Parameter anisotropy dari shale dan perhityungannya, semakin besar fraksi kerogen 

maka akan meningkan sifat anisotropinya. 

 

Pada  gambar  23  dibawah menunjukan  bahwa  semakain  besar  fraksi  kerogen maka 

respon seismik pada gather data menunjukan semakin besar negative amplituenya dan 

amplitude semakin melemah terhadap offset.  

 

 Gambar 23. Semakin besar fraksi kerogen didalam shale akan menyebabkan zero offset seismic 

seismic response akan semakin negative dan amplitude akan melemah dengan kenaikan offset. 

 

Shale  respons  pada  penampang  zero  offset  seismic  stack dan migration  section  pada 

umumnya sulit menunjukan response anomaly keberadaan kerogen. Akan  tetapi shale 

dapat menunjukan AVO response yang berbeda dengan respon pada jenis konvensional 

reservoir  yang  lain.  Contoh  ideal  dari  response  amplitude  seismic  amplitude  versus 

offset pada shale dan reservoir klastik lainya dapat kita lihat pada gambar 24. 

 

Perbedaan respon pada shale yang banyak mengandung kerogen ini dapat merupakan 

salah satu cara untuk membedakan keberadaan zona‐zona potensi pada gas shale. 

 

 

 

Perbedaan  ideal AVO  response  dari  gas  shale  dengan  reservoir  klastik  lainnya  pada 

bidang atas perbatasan reservoir adalah: 

1. Amplitude  zero  offset  respon  memberikan  bernilai  positive  dan  amplitude 

melemah  terhadap offset, srespon  ini dapat  terjadi pada batas antara shale dan 

tight sandstone reservoir ataupun shale ke basement. 

2. Amplitude  zero  offset  respon  dengan  nilai  positif  atau  negatif  lemah  dan 

amplitude negative menguat terhadap offset adalah merupakan respon dari low 

porosity shaly gas sand stone reservoir. 

3. Amplitude  response  zero  offset  respon  negative  kuat  dan  amplituda  negative 

menguat  terhadap  offset  adalah  merupakan  contoh  klasik  porous  gas  sand 

reservoir dan dikenal dengan nama bright spot. 

4. Amplitude  responsezero  offset  dari  bidang  batas  Shale  ke  Kerogen  shale 

dicirikan dengan amplitude negative dan melemah terhadap offset 

 

 Gambar 24. Type section  ideal dari AVO response dari klastik reservoir dan gas shale 

reservoir. 

 

13. Petrofisika Gas Shale Reservoir  

 

Trimakasih  Pak  Bandono  atas  pertanyaan  yang  bagus  dan  juga  tanggapan  dari  Prof. 

Eddy  Subroto,  sehingga  kita  mengetahui  bahwa  komposisi  zat  organik  yang  dapat 

berada pada reservoir adalah: zat organik, kerogen, bitumen, minyak dan gas bumi. 

 

Secara umum batuan  terdiri dari sement, grain, matrik, pori, organik, minyak dan gas 

masing‐masing mempunyai sifat fisik seperti mekanik dan tahanan jenis yang berbeda‐

beda. 

 

Sifat mekanik yang berbeda‐beda semisal cepat rambat gelombang S yang  tidak dapat 

melalui  fluida  akan  tetapi  karena mineral  dalam  batuan  tersusun membentuk  frame, 

grain dan pori maka suatu batuan akan memiliki sifat fisik yang merupakan kombinasi 

dari  sifat‐sifat  fisik dari  frame, pori dan  fluida. Sebagai  contoh minyak bumi didalam 

batuan  tidak  dapat menghasilkan  gelombang  S,  akan  tetapi  frame  dari  batuan  akan 

dapat dilalui oleh gelombang S. 

 

Pada batu pasir framenya adalah yang mengikat butir‐butir  dan antar butir membentuk 

pori dan air, minyak atau gas yang berasal dari luar akan dapat mengisi rongga‐rongga 

tersebut. Pada batuan shale yang menjadi frame adalah mineral clay, grain bisa berupa 

kwarsa sedangkan rongga‐ronganya berisi kerogen, bitumen dan gas.  

 

Setelah dengan panjang  lebar kita membicarakan sifat mekanik dan sifat dasar  lainnya 

maka  yang  perlu  kita  pelajari  dengan  tujuan  exploitasi  gas  shale  ini  adalah  sifat 

kelistrikan. 

Sifat kelistrikan pada batu pasir dan shale  ini bergantung kepada porositas dan  faktor 

sementasi dari batuan dan fluida yang mengisinya.  

 

Sifat kelistrikan dari batuan dikenal dengan  faktor  formasi F=(1/porositas )**m dimana 

m adalah faktor sementasi, semakin kuat frame mengikat maka nilai m semakin kecil. 

Sifat  kelistrikan  batuan  shale  berbeda  dengan  batu  pasir  karena  keberadaan 

hydrocarbon pada shale adalah terikat pada batuan itu sendiri. 

 

Pada  batu  pasir  respon  resistifitas  kalau  terisi  100%  air  formasi  maka  respon 

resistifitasnya  adalah merupakan  respon  dari  air  formasi  dan  batuan.  Tahanan  jenis 

pada batu pasir tersaturasi 100% air dituliskan sebagi Ro dimana Ro=(1/porositas)**m X 

Rw dimana Rw adalah tahan jenis air formasi. 

 

Jikalau saturasi air yang semula 100% kemudian ditambahkan minyak maka saturasi air 

akan berkurang karena Sw +So=1, dimana Sw saturasi air dan So saturasi minyak. 

Saturasi air SW untuk clean sand reservoir SW=((1/porosity)**m x Rw/Rt)**0.5 

 

Pada batuan shale  tidak ada  tidak ada hydrocarbon dari  luar yang dapat mengisi pori 

didalam  shale,  karena  hydrocarbon  berada  pada  kerogen  didalam  shale  itu  sendiri 

sehingga So (saturasi oil=0 dan SW=1) sehingga untuk shale konsekwensinya persamaan 

diatas menjadi RT=RW x (1/porositas)**m 

 

Cepat  rambat  pada  batuan  berpori  secara  sederhana  dapat  dipengruhi  oleh  dua  hal 

yaitu cepat rambat pada matrik batuan dan cepat rambat pada fluida, adapun porositas 

dapat  dihitung  dengan menggunakan  persamaa  Porosity=(sonic  pengukuran  ‐  sonic 

matrik shale) / (sonic kerogen ‐ sonic matrik batuan shale)  

 

Hubungan  antara  resistivitas  pada  batuan  shale  dengan  sonic  pengukuran  adalah 

melalui hubungan Log RT= Log RW ‐ m Log ((sonic pengukuran ‐ sonic matrik batuan) / 

(sonic fluida ‐ sonic matrik batuan)) 

 

Passey menggunakan  persaman  diatas  yang menghubungkan  antara  data  sonic  dan 

resistivity  untuk  menentukan  zona‐zona  yang  kaya  akan  zat  organik,  keberadaan 

kerogen  akan menurunkan kecepatan  rambat gelombang P  sebagai halnya keberadan 

kwarsa,  akan  tetapi  karena  keberadaan  zat  organik  akan  secara  significant 

meningkatkan  tahanan  jenis pada shale; sehingga dengan membandingkan perubahan 

kecepatan dengan perubahan resistivitas pada shale dengan  perumusan Passey  SlogR = 

log (RESD / RESDbase) + 0.02 * (DTC – DTCbase) 

akan didapat zona‐zona yang mengandung zat organik pada shale. 

 

DTC base dan RESD base adalah base resistivity dan base sonic untuk zona  tanpa zat 

organik,  menyebabkan  slogR  dan  DTC  berimpit,  sedangkan  untuk  zona  yang 

mengandung zat organik maka akan  terjadi pemisahan antara  slogR dan DTC  seperti 

terlihat pada gambar 25. 

 

Gambar  25.  Zona‐zona  yang  mengandung  zat  organic  ditunjukan  dengan  adanya 

pemisahan antara DlogR dan DTC. 

14. Perekahan, Tektonik Stress dan Permebilitas 

Seperti  kita  ketahui  shale  mempunyai  porositas  yang  tinggi,    akan  tetapi  shale 

mempunyai  permeabelitas  yang  rendah,  untuk meningkatkan  permeabilitasnya  agar 

gas dapat keluar maka perlu dilakukan perekahan agar gas dapat mengalir. 

Perekahan pada batuan shale dapat terjadi melalui dua kejadian yang berbeda yaitu: 

1. Tensile crack 

2. Shear failure 

Tensile crack terbentuk jika rekahan yang terjadi dalam arah tegak lurus SH min dimana 

rekahan  ini  terjadi  jika beban yang diberikan sebesar antara Shmin dan kritical stress    

Shmin<beban<Critical stress 

Shear  failure  terbentuk  jika  beban  yang  diberikan melebihi  critical  stress,  sedangkan 

bore hole break terjadi ketika beban yang diberikan pada saat pemboran lebih kecil dari 

pada SH min. 

Untuk dapat mengetahui peristiwa apakah yang akan terjadi pada shale  jika diberikan 

beban  maka  perlu  dipelajari  sifat  mekaniknya  dari  core  ,  log  dan  dari  data‐data 

pemboran  yang  pernah dilakukan didaerah  tersebut, dari data  FMI  akan didapatkan 

data rekahan ataupun potensi rekah dari batuan shale. 

Besarnya  permeabilitas  sebagai  akibat  dari  perekahan  tensile  crack  akan  bergantung 

kepada effective stress. 

Es( effective stress) = Cp(  confining pressure) – Pp( tekanan pori) 

semakin  besar  effektif  stress maka  permeabilitasnya  akan menurun,  ketika  gas  shale 

diproduksi maka  tekanan pori akan menurun sebahagai akibatnya Effective stress nya 

bertambah sehingga permeabilitas juga akan menurun dengan menurunnya produksi. 

Rekahan dengan arah  sejajar dengan SH max akan  lebih  lama mengalami penunuran 

pemeabilitas karena effective  stress nya  lebih kecil, bidang‐bdang  sejajar SHmax akan 

mendapat tekanan dari arah SH min dengan effective sebesar Shmin‐Pp. 

Didalam  exploitasi  gas  shale  membutuhkan  sumur‐sumur  yang  rapat  dan 

membutuhkan  aktivitas pemboran yang  tinggi, dikarenakan  sumur  akan berproduksi 

dalam  jangka waktu  yang  relative  singkat  dan  dengan  declining  yang  tinggi  seperti 

contoh pada gambar 26. 

 

 

Gambar 26. kurva produksi dari sumur gas menunjukan penurunan produksi yang cepat.  

15. Shale Fracturing 

 

 Shale Fracturing dilakukan dengan pemboran  secara horizontal  seperti  terlihat 

pada gambar 27. 

 

Dari  halaman‐  halaman    sebelumnya  maka  hal‐hal  yang  penting  untuk  dipelajari 

didalam explorasi gas shale adalah dalam urutan seperti dibawah ini: 

1. Kandungan TOC dan tingkat kematangan hydrocarbon 

2. Mineralogi shale, komposisi mineral dan fraksi kerogen. 

3. Sifat mekanika dari shale: modulus Young, Poisson ratio, rock strength. 

4. Zona sweet spot dari shale. 

5. Zona‐zona fracable shale (anisotropi)  

 

Dengan  menggunakan  data  core,  well  log  dan  data  seismik;  data  pengukuran 

laboratorium maka dapat dipelajari: 

1. Geokimia: jenis kerogen, TOC dan kematangan hydrocarbon 

2. Geomekanika : Fracable tidaknya shale dan beban yang diperlukan untuk perekahan 

dari zona shale diatas dan dibawah permukaan ; pengukuran sifat mekanika static dan 

dynamic.  

3. Petrofisika: Menentukan zona‐zona potensial 

4. Geofisika: pemetaan dan penentuan zona2  fracable shale berbasis respon amplituda 

dari gather data seismik.  

Setelah didapatkan  zona‐zona  fraksi kerogen didalam  shale dan banyaknya gas yang 

dapat ter absorbsi dan fre gas didalam rekahan pada shale maka sampailah pada tahap 

perekahan. 

Yang menjadi  dasar  dari  fracturing  adalah meningkatkan  permeabilitas  pada  batuan 

shale sehingga gas yang terabsorbsi, dan fre gas didalamnya akan dapat mengalir. 

 

Perlu dipelajari dari TOC yang ada pada shale berapakah  fraksi volume dari kerogen, 

kemudian  dari  kerogen  yang  ada  berapa  banyaknya  gas  yang  terbentuk  ,  baik  yang 

terabsorbsi maupun free gas didalam rekahan.Semakin besar TOC maka fraksi volume 

kerogen  akan  semakin  besar dan  bitumen  ataupun  gas  yang  terbentuk  juga  semakin 

banyak. sehingga gas yang akan mengalir juga akan lebih besar. 

 

Didalam  fracturing yang menjadi konsern adalah berapa  luas permukaan yang dapat 

terekahkan, berapa volume dari dari zona shale yang dapat terekahkan. seberapa lama 

suatu rekahan akan tetap terbuka. 

Agar lebih lama suatu rekahan tetap  terbuka maka perlu diberikan pengganjal (propan) 

yang berupa pasir.  

 

Ketika  batuan  terekahkan  maka  gas  akan  mengalir  dan  dengan  demikian  tekanan 

berkurang sehingga stres effective meningkat dan mengakibatkan permeabilitas batuan 

akan menurun  seiring  berkurangnya  gas  yang  berada  pada  kerogen  didalam  shale; 

dengan  adanya  propane  yang  mengganjal  pada  bidang  rekahan  sehingga  gas  akan 

dapat tetap mengalir. 

 

Hal yang menjadi critikal point didalam shale  fracturing adalah  fraksi volume mature 

kerogen didalam shale dan fracable tidaknya shale. 

 

Untuk  melakukan  fracturing  terhadap  suatu  volume  shale  maka  idealnya  adalah 

dilakukan  pemboran  vertikal  kemudian  diikuti  dengan  pemboran  horizontal  yang 

mencakup,  suatu areal  luas. Sebagai  contoh pada   gambar 28. menunjukan horizontal 

driling well  5  sumur yang mencakup  luas  3000  x  2000  feet yang diambil dari  contoh 

lapangan pada Barnett shale. 

 Gambar  28.  Lima  sumur  horizontal  yang  diperlukan  untuk merekahkan  shale  seluas  

2000 x 3000 feet. 

 

Fracturing  akan  diawali  dengan  perforasi  dan  fracturing  dapat  dilakukan  secara 

konvensional,  secara  simultan  ataupun  dengan  cara  zigzag;    dengan  tujuan  untuk 

mendapatkan rehakan yang maximum sehingga gas mudah mengalir. 

Pada gambar 29. menunjukan alur dari fracturing baik secara zigzag maupun simultan, 

sebelum  fracturing  terlebih  dahulu  akan  dilakukan  perforasi  yaitu  pelobangan  pada 

casing sumur dengan bahan peledak sehingga gas dapat mengalir dari reservoir (tempat 

gas berada) kedalam lubang sumur. 

 Gambar 29. Fracturing diawali dengan perforasi . 

 

Fracturing dapat dilakukan dengan  injeksi air dan menggunakan pasir sebagai propan 

pengganjal, pada gambar tersebut menunjukan lama waktu perekahan, besarnya beban 

dipermukan, beban pada bottom hole, proppane dipermukaan dan propane di bottom 

hole dan pumping rate (lihat gambar 30). 

Selain menggunakan  air  sebagai media unuk merekahkan  shale didawah permukaan 

fracturing  juga dapat dilakukan menggunakan  gas  semisal CO2.  keuntungan dengan 

menggunakan CO2 adalah karena  tidak bereaksi dengan mineral  smectite, oleh  sebab 

itu  jika  kandungan  smectitenya  cukup  besar maka  fracturing  hanya dapat  dilakukan 

dengan gas. 

 Gambar 30. Disain sumur, zigzag perforasi dan fracturing dengan air dan propan pasir. 

 

Fracturing dari shale yang berada dibawah permukaaan dilakukan dengan memberikan 

tekanan  dipermukan  dengan memompakan  air,  tekanan  ini  akan  diteruskan melalui 

lumpur pemboran. gambar 31.  menunjukan water hammer response sebagai akibat dari 

diberikannya pumping rate, ketika batuan rekah maka tekanan menjadi turun. 

 

   

Gambar 31. ”Response  water hammer” pada perekahan shale. 

 

Gambar 32. Gempa‐gempa mikro yang terbentuk selama proses “fracturing” 

Gempa‐gempa mikro yang terjadi sengaja direkam untuk mengetahui keberhasilan dari 

proses  perekahan  yang  terbentuk  seperti  terlihat  pada  gambar  32.  Perkahan  yang 

terbentuk melalui  dua mekanisme  proses  yaitu  tensile  crack  dan  reakatifasi  rekahan 

lama melaui mekanisme shear failure. 

 

16. Kesimpulan 

 

1. Gas  tersimpan didalam  shale dalam  benrtuk  fre  gas dan  gas  yang  terabsorbsi,  gas 

terabsorbsi kedalam kerogen; selain itu gas tersimpan didalam rongga‐rongga pori dan 

rekahan batuan dalam bentuk free gas.  

2.  Gas  didalam  shale  tidak  dapat  mengalir  dikarenakan  shale  tidak  mempunyai 

permeabilitas, agar gas dapat mengalir maka perlu dilakukan perekahan. 

3. Dapat  tidaknya  suatu  shale  direkahkan  adalah  bergantung  kepada  sifat mekanika 

dari shale itu sendiri, jika berada pada permukaan bumi maka sifat mekanika dari shale 

bergantung kepada: 1. Mineralogy 2. Porositas  3. Kandungan kerogen. 

4. Sedangkan untuk mengetahui apakah shale dapat direkahkan dan berapa beban yang 

diperlukan  dapat  diketahui  dengan menghitung  rock  strength, modulus Young    dan 

Poisson rasio. 

5.  Untuk  menghiyung  berapa  beban  yang  diperlukan  untuk  merekahkan  batuan 

dibawah permukaan maka diperlukan data2 dari pemboran,  pengukuran log  dan hasil 

uji laboratorium.   

6.  Bertambahnya  kandungan  fraksi  kwarsa  atau  karbonat  pada  batuan  shale  akan 

meningkatkan  modulus  Young,  batuan  dengan  rock  strength  yang  rendah  dengan 

modulus  young  yang  tinggi  akan  lebih  mudah  direkahkan.  Bertambahnya  fraksi 

kerogen yang terkandung pada batuan shale akan menurunkan Poison rasio: zona shale 

yang menjadi  target  perekahan  adalah  zona  shale  yang mempunyai modulus Young 

yang tinggi dan poisson rasio yang rendah. 

7.  Sifat mekanika pada batuan akan berbeda secara vertical dan horizontal, suate shale 

dikatakan bersifat anisotropi dikarenakan sifat mekanikanya berbeda secara horizontal 

dan vertical, sifat anisotropi  ini  terbentuk karena karena perbedaan distribusi mineral, 

porositas  dan  kandungan  kerogen.  Perbedaan  sifat  mekanis  ini  tercermin  dari 

perbedaan cepat rambat gelombang VP ( gelombang primer) dan gelombang VS (shear) 

secara vertical dan horizontal pada batuan shale inilah yang memungkinkan terjadinya 

perbedaan respon seismic. 

8.  Didalam  perekahan  gas  shale  maka  hal  yang  perlu  diperhitungkan  guna 

mengoptimasikan gas yang akan dapat diproduksi adalah meliputi arah  pemboran dari 

sumur horizontal (tegak lurus SHmax), besarnya Shmin dan ada tidaknya rekahan alami 

pada shale. 

9.  Untuk  menghindari  penurunan  produksi  secara  cepat  adalah  dengan  cara 

mempertahankan   permeabilitasnya selama mungkin yaitu dengan cara menggunakan 

material pengganjal pada rekahan yang terbentuk  agar rekahan tetap terbuka. 

10. Gas yang diproduksi dari sumur gas shale akan cepat mengalami penurunan, oleh 

sebab  itu  didalam  exploitas  gas  shale  akan  banyak membutuhkan  sumur  pemboran 

untuk menjaga kontinuitas produksinya.  

11. Unconventional energi gas shale sampai saat ini masih belum dikembangkan di Indonesia, saat ini masih belum banyak yang melakukan penelitian. Untuk mengembangkannya diperlukan ilmu multi disipliner yang meliputi geologi, geofisika dan perminyakan. Peranan geologist adalah sentral karena itu dihimbau agar dilakukan pemahaman yang mendalam pada dasar-dasar sedimentologi, geokimia, geoteknik, hydrologi kwantitatif, geologi geofisika dan geologi kwantitatif. Perlu mengantisipasi dengan mempersiapkan tenaga dengan keahlian interdisipliner gas shale untuk satu decade kedepan.  

 

 

 

 

 

 

Daftar Pustaka 

 

Bandyopadhyay, K., 2009. Seismic Anisotropy: Geological Causes and Its Implications to 

Reservoir Geophysics, PHD Thesis Stanford University. 

 

Bahesti,  F.,  2013.  Studi  Geokimia  dan  Geomekanika  Serpih  Formasi  Baong  Bagian 

Bawah, Cekungan Sumatra Utara,  Penilaian Awal Potensi Gas Serpih, Thesis S2 ITB. 

 

Fuadi, F., 2013. Geomekanika dan Petrofisika Kandungan TOC Dari “Tight Shally Sand 

Reservoir” Pada Lapangan “X”, Thesis S2 Geofisika Reservoir FMIPA UI. 

 

Hamdan,  O.,  2013.  Sifat  Mekanis  dan  Anisotropi  Dari  Bakken  Shale  Reservoir 

Berdasarkan Data Vernik, Thesis S2 Geofisika Reservoir FMIPA UI. 

Passay, Q. R., Creaney, S., Kulla, J.B., Moretti, F.J., Stroud J. D., 1990. A Practical Model 

for Organic Riches from Porosity and Resistivity Logs, AAPB Bulletin V.24, No:12, 1990  

Ramdhan, A.,   2013. Lofin‐1 Pore Pressure, CITIC Seram Energy Internal Report, LAPI 

ITB.  

 

Sone, H., 2012. Mechanical Properties of Shale Gas Reservoir Rocks and Its Relation  to 

the  In‐situ  Stress  Variation Observed  in  Shale  Gas  Reservoirs,  PHD  Thesis  Stanford 

University. 

 

Vermylen, J.P., 2011. Geotechnical Studies of the Barnett Shale, Texas, USA, PHD Thesis 

Stanford University.