Perpustakaan Digital ITB

Gas serpih adalah gas alam yang diproduksi dari serpih. Gas serpih telah menjadi sumber gas alam penting di Amerika Serikat beberapa dekade terakhir dan ketertarikan telah menyebar ke seluruh dunia. Di Amerika Serikat, gas serpih telah dikembangkan di batuan induk yang menyediakan sumber organik yang baik dan kaya kandungan gas. Penelitian ini ditujukan untuk mengetahui potensi dan tingkat kematangan batuan induk hidrokarbon daerah penelitian, mengetahui sifat mekanika batuan dari serpih di lokasi penelitian, dan mengetahui potensi serpih di lokasi penelitian. Penelitian ini dimulai dengan penentuan sumur-sumur yang menembus Formasi Talangakar dan Formasi Gumai yang memiliki lapisan serpih di dalamnya. Evaluasi batuan induk menggunakan data TOC (total organic carbon), S1, S2, S3, Tmaks, dan Ro (reflektansi vitrinit). Evaluasi geomekanika menggunakan data XRD dan log sumur. Indeks kegetasan didapatkan dengan dengan metode Jarvie dkk. (2007) berdasarkan data XRD. Gelombang-S dan gelombang-P digunakan untuk menghitung modulus Young dan rasio Poisson dengan metode UCS. Batuan induk di area Geragai termasuk dalam kategori sedang hingga baik karena memiliki TOC lebih dari 0,5% dan dapat berpotensi membentuk gas karena memiliki kerogen tipe III. Sumur JTBS-2 merupakan satu-satunya sumur di area Geragai yang telah memasuki fase kematangan dan telah dapat menghasilkan hidrokarbon, karena telah memasuki fase jendela minyak dan jendela gas. Batuan induk di area Betara termasuk dalam kategori sedang hingga baik karena memiliki TOC lebih dari 0,5% dan berpotensi membentuk gas karena memiliki kerogen tipe III. Sebagain besar sumur di area Betara belum memasuki fase matang baik berdasarkan nilai Ro maupun Tmaks. Pada sumur-sumur yang belum mencapai jendela minyak maupun jendela gas, apabila ditarik garis prediksi pada grafik Petroleum Source Rock Summary, dapat diperkirakan bahwa rata-rata akan memasuki jendela gas pada Formasi Talangakar Bawah atau pada Formasi Lahat dengan kedalaman lebih dari 8000 kaki. Hasil analisis XRD menunjukkan bahwa area Betara memiliki nilai indeks kegetasan yang tinggi dengan rata-rata 0,809, dengan total mineral lempung kurang dari 50% dan mineral smektit kurang dari 5%. Formasi Talangakar memiliki nilai kekuatan batuan yang lebih tinggi dari Formasi Gumai, baik di dalaman Geragai maupun tinggian Betara. Prinsip yang mengatakan batuan yang memiliki nilai TOC tinggi akan memiliki nilai BI yang tinggi, dapat terlihat di lokasi penelitian, sedangkan prinsip yang mengatakan bahwa batuan dengan nilai Ro tinggi akan memiliki nilai indeks kegetasan yang tinggi tidak telihat di lokasi penelitian. Dengan cukup tingginya nilai kekuatan batuan dan rendahnya kelimpahan mineral lempung, maka batuan yang ada di Formasi Talangakar baik untuk dilakukan stimulasi hidrolis.