Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Formasi Kais adalah reservoir hidrokarbon yang berproduksi di Cekungan Salawati. Namun, keberhasilan dalam pengeboran Cekungan Salawati telah berkurang, sehingga diperlukan konsep eksplorasi baru. Secara keseluruhan, batuan karbonat memiliki karakteristik fisik yang lebih kompleks dan heterogen, dibandingkan dengan batuan sedimen silisiklastik. Salah satu parameter, yang membedakan batuan karbonat dan silisiklastik adalah geometri pori/tipe pori. Heterogenitas dan kompleksitas tipe pori reservoir karbonat dipengaruhi oleh proses sedimentasi, tektonik, dan proses diagenesis. Klasifikasi tipe pori dibagi menjadi tiga: interparticle, stiff, dan crack. Oleh karena itu, penentuan tipe pori karbonat menjadi penting untuk meningkatkan keberhasilan penemuan cadangan hidrokarbon. Tesis ini menjelaskan prediksi tipe pori, porositas, dan impedansi akustik pada reservoir karbonat. Metode Differential Effective Medium (DEM) digunakan untuk menganalisis tipe pori reservoir karbonat. Metode DEM menghasilkan parameter modulus bulk dan geser untuk membuat model karbonat Vp dan Vs berdasarkan tipe pori. Distribusi impedansi akustik, porositas, dan tipe pori juga dilakukan dengan membuat inversi seismik 3D. Setelah itu, 3D model porositas dan rasio tipe pori dibuat dengan menggunakan metode geostatistik untuk memberikan hasil yang lebih baik. Selain itu, penelitian ini menunjukkan bahwa nilai impedansi rendah (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) berkorelasi dengan nilai porositas tinggi (22.5-30%) dan peningkatan nilai porositas berkorelasi dengan (70-80%) tipe pori crack+interparticle pada lapangan P, Cekungan Salawati

---

The Kais Formation is a hydrocarbon reservoir that produces in the Salawati Basin. However, the success in drilling has diminished, so a new exploration concept is needed. Overall, carbonate rock has complex and more heterogeneous physical characteristic, compared to siliciclastic sedimentary rock. One parameter, which distinguishes carbonate rock and silisiclastic is pore geometry/pore type. Heterogeneity and complexity of carbonate reservoir pore type are affected by sedimentation process, tectonic setting, and diagenesis process. Pore type classification is divided into three: interparticle, stiff, and crack. Therefore, carbonate pore type determination becomes important to enhance successful discovery of hydrocarbon reserves. This thesis explains pore types prediction, porosity, and acoustic impedance on carbonate reservoir. The Differential Effective Medium (DEM) method to analyse carbonate reservoir pore type has been applied. DEM method generates bulk and shear modulus parameters to create carbonate Vp and Vs model based on pore type. Acoustic impedance, porosity, and pore type distribution are carried out by making 3D seismic inversion. Afterwards, 3D porosity models and pore type ratios were made using the geostatistical method to provide best results. Moreover, this study shows low impedance value (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) correlates with high porosity value (22.5-30%) and enhancement of porosity value correlates with (70-80%) crack+interparticle pore type on P field, Salawati Basin"

"Sistem pori pada reservoir karbonat sangat kompleks dibanding sistim pori pada batuan klastik. terdapat tiga jenis klasifikasi tipe pori pada batuan karbonat, yaitu Interparticle, Stiff dan Crack. Kompleksitas tipe pori tersebut dapat menyebabkan perubahan kecepatan gelombang-P sebesar 40%, serta membuat pengkarakterisasian reservoir karbonat menjadi hal yang sulit ketika estimasi gelombang S dilakukan hanya dengan tipe pori dominan saja (interparticle). Oleh karena itu, pemodelan modulus elastis batuan dengan memperhitungkan kompleksitas tipe pori pada batuan karbonat menjadi hal yang penting. Differential Effective Medium (DEM) merupakan salah satu metoda pemodelan modulus elastis batuan yang memperhitungkan heterogenitas tipe pori pada batuan karbonat dengan melakukan penambahan inklusi tipe pori sedikit demi sedikit kedalam material induk (host material) hingga proporsi materi yang diinginkan tercapai. Selain modulus elastis yang telah memperhitungkan heterogenitas tipe pori, pada penelitian ini juga dihasilkan jenis pori sekunder, persentase dari tipe pori primer dan sekunder, serta estimasi kecepatan gelombang shear.

---

Pore system in the carbonate reservoirs are very complex than the pore system on clastic rocks . There are three types of classification of pore types in carbonate rocks , the interparticle , Stiff and Crack . The complexity of the pore types can cause changes in P-wave velocity by 40 % , as well as create a carbonate reservoir characterization becomes difficult when the S wave estimation is done only with the type of dominant pore ( interparticle ) . Therefore , modeling the elastic moduli of rock taking into account the complexity of type pores in carbonate rocks become essential. Differential Effective Medium ( DEM ) is a method of modeling the elastic moduli of rock that takes into account the heterogeneity of types of pores in carbonate rocks by adding a pore -type inclusions little by little into the parent material ( host material ) until the proportion of the material is reached. In addition to the elastic moduli which has taken into account the heterogenity of pore type. This research also produced the type of secondary pores , percentage of primary and secondary pore types , and the estimation of shear wave velocity."

"Batuan karbonat merupakan salah satu batuan induk utama untuk reservoir hidrokarbon. Batuan ini merupakan batuan yang sangat berbeda dengan batuan silisiklastik. Perbedaan terhadap keduanya disebabkan oleh proses diagenesa dan lingkungan pengendapan batuan karbonat yang lebih rumit dibandingkan batuan silisiklastik. Salah satu perbedaan diantara keduanya terletak pada tingginya variasi tipe pori pada batuan karbonat. Besarnya pengaruh tipe pori pada batuan karbonat menyebabkan tidak semua perlakuan yang dapat diaplikasikan pada batuan silisiklastik dapat diaplikasikan dengan baik pada batuan karbonat. Salah satu pendekatan yang dapat dilakukan adalah pemodelan secara teoritis. Untuk melakukan pemodelan batuan, diperlukan metode untuk memberikan inklusi pada model. Metode inklusi yang umum digunakan adalah metode Kuster-Toksoz (KT) dan metode Differential Effective Medium (DEM). Baik metode KT maupun DEM sama-sama menghasilkan modulus elastik efektif model batuan. Dalam penelitian ini kedua metode inklusi tersebut akan dibandingkan untuk mengetahui persamaan dan perbedaan keduanya, seberapa aplikatif kedua metode ini pada reservoir karbonat dan bagaimana hasil estimasi kecepatan gelombang shear (Vs) serta penentuan tipe pori dari kedua metode.

---

Carbonate rocks is one of the main host rock for hydrocarbon reservoir. This rock is significantly different from siliciclastic rocks. One of the difference lies on the wide variation of the pores type in carbonate rocks. Due to strong influence from pore types in carbonate rock, not all treatments that can be well applied in sillisiclastic rock can also be applied in carbonate rock. One approach that can be done is the theoretical modeling. To perform rock modeling, it is necessary to provide a method of inclusion in the model. The common inclusion method used is the Kuster-Toksoz and Differential Effective Medium (DEM) method. In this study, both inclusion methods will be compared to determine their similarities and differences, how applicable these two methods in carbonate reservoirs and how both of it generates shear wave velocity estimation and pore type determination."

"Heterogenitas dan kompleksitas menjadi alasan utama reservoir karbonat menawarkan tantangan tersendiri dalam proses karakterisasinya dibandingkan dengan reservoir silisiklastik. Reservoir ini dapat memiliki tipe pori yang bervariasi yang dapat mempengaruhi perubahan nilai Vp hingga sebesar 40%. Variasi tipe pori bergantung pada lingkungan pengendapan dan proses diagenesa dimana tipe pori ini sangat berkorelasi dengan permeabilitas. Differential Effective Medium (DEM) diimplementasikan untuk memodelkan modulus elastis medium efektif dengan mempertimbangkan efek dari kompleksitas pori batuan. Kompleksitas pori ini dalam pemodelan diklasifikasikan menjadi tiga tipe pori geofisika, yaitu stiff pore, interparticle pore, dan microcrack. Model rockphysics hasil pemodelan kemudian digunakan untuk menghitung nilai Vs. Hasil inversi tipe pori menunjukan bahwa daerah penelitian didominasi oleh interparticle dan microcrack. Hasil dari pemodelan 1D kemudian disebarkan ke volume seismik untuk mengetahui distribusi spasial tipe pori. Hasil analisis sensitifitas menunjukan bahwa impedansi akustik, impedansi shear, dan porositas memiliki korelasi yang baik dengan tipe pori. Oleh karena itu Probabilistik Neural Network digunakan untuk menyebarkan tipe pori ke seismik dengan data training berupa impedansi akustik, impedansi shear, dan porositas. Hasil training dengan nilai korelasi 0.92 kemudian diaplikasikan ke seismik. Hasil ini kemudian digunakan untuk interpretasi zona dengan permeabilitas paling baik.

---

Heterogeneity and Complexity are the main reasons why carbonate reservoirs offer a great challenge for its characterization compared to silisiclastic reservoirs. Carbonate reservoirs are known for its variable pore type and this variability can affect the Vp value up to 40%. Pore type can vary depending on its depositional environment and diagenetic processes and these pore types are highly correlated with permeability. Differential Effective Medium is used to model the elastic modulus of effective medium that takes into account the effect of complexity of rock pore type. This complexity, in modelling, is divided into three geophysical pore types, which are stiff pore, interparticle pore, and microcrack. The resulting rockphysics model is then used to calculate the value of Vs. Pore type inversion shows that the dominant pore types in this study area are interparticle and microcrack. The results of 1D modelling are then distributed to seismic volume to map the spatial distribution of pore type. Sensitivity analysis shows that acoustic impedance, shear impedance, and porosity have a good correlation with pore type. Therefore, Probabilistic Neural Network is used to distribute 1D pore type to seismic volume by using acoustic impedance, shear impedance, and porosity as a training data. The training result, with correlation coefficient of 0.92, is then applied to the seismic volume. The resulting volume is then used to interpret the zones with best permeability."

"Kabupaten Natuna merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia. Lapangan “X” merupakan lapangan yang terletak di Cekungan Natuna Barat dan potensi pada lapangan tersebut perlu terus dilakukan evaluasi dan optimalisasi produksi guna memenuhi kebutuhan energi dalam negeri di masa yang akan datang. Metode seismik refleksi merupakan salah satu metode geofisika yang seringkali digunakan untuk melakukan eksplorasi dan pengembangan hidrokarbon. Pada penelitian ini digunakan metode inversi impedansi akustik dan analisis atribut seismik untuk melakukan identifikasi distribusi reservoir pada daerah penelitian. Penelitian dilakukan pada zona target yang terletak di Formasi Upper Gabus, dimana Formasi Upper Gabus dapat dikatakan sebagai reservoir rock yang cukup baik karena memiliki sifat porositas yang baik. Berdasarkan analisis atribut seismik variance, dapat diinterpretasikan keberadaan sesar normal dengan orientasi NW – SE dan sesar naik dengan orientasi SW – NE yang berpotensi sebagai trap struktural pada Lapangan X. Berdasarkan peta atribut amplitudo RMS dan atribut envelope pada zona target, zona prospek reservoir berasosiasi dengan nilai amplitudo RMS tinggi yang berada pada rentang 7000 - 9500 mm/s dan nilai envelope tinggi yang berada pada rentang 8500 – 14000 mm/s. Berdasarkan peta atribut spectral decomposition dan atribut amplitudo RMS, dapat digambarkan pola lingkungan pengendapan yang diasumsikan arah sedimentasi berasal dari barat daya menuju timur laut (SW – NE) dengan sistem pengendapan berupa fluvial channel. Pada penelitian ini didapatkan estimasi nilai impedansi akustik batupasir pada Lapangan X berkisar antara 17.000 hingga 23.000 (ft/s)*(g/cc) dan dapat diperkirakan tren persebaran berasal dari barat daya menuju timur laut (SW – NE). Berdasarkan penelitian ini, persebaran zona prospek reservoir terletak pada daerah tinggian dalam domain waktu yang berkisar antara -1300 hingga -1200 ms, dimana daerah tinggian tersebut diasumsikan berasosiasi dengan keberadaan antiklin.

---

Natuna Regency is one of the largest oil and gas producing regions in Indonesia. Field "X" is a field located in the West Natuna Basin and the potential in this field needs to be continuously evaluated and optimized for production to fulfil energy needs in the future. The seismic reflection method is a geophysical method that is often used to explore and develop hydrocarbons. In this study, the acoustic impedance inversion method and seismic attribute analysis were used to identify the reservoir distribution in the study area. The research was conducted on the target zone which is located in the Upper Gabus Formation, where the Upper Gabus Formation can be said to be a fairly good reservoir rock because it has good porosity properties. Based on the analysis of variance attributes, it can be interpreted that there are normal faults with NW – SE orientation and reverse faults with SW – NE orientation that have the potential to act as structural traps in Field “X”. Based on the map of the RMS amplitude attribute and envelope attribute in the target zone, the reservoir prospect zone is associated with high RMS amplitude values in the range of 7000 - 9500 mm/s and high envelope values in the range of 8500 – 14000 mm/s. Based on the spectral decomposition attribute map and the RMS amplitude attribute, it can be described the pattern of depositional environment which can be assumed the direction of sedimentation originates from the southwest to the northeast (SW - NE) with a fluvial channel depositional system. In this study, the estimated acoustic impedance values of the sandstones in Field X ranged from 17,000 to 23,000 (ft/s)*(g/cc) and it can be estimated that the distribution trend originates from southwest to northeast (SW – NE). Based on this study, the distribution of the reservoir prospect zone located in the high areas in the time domain ranging from -1300 to -1200 ms, where the high areas are assumed to be associated with the presence of anticline."

"Pemodelan petrofisika dan fisika batuan untuk kasus batuan karbonat cenderung lebih kompleks dibandingkan untuk batuan klastik seperti sandstone. Pada batuan karbonat, secara geologi dikenal banyak tipe pori primer dan sekunder sebagai akibat dari berbagai aktivitas fisika, kimia, dan biologi selama proses diagenesis dan setelahnya. Beberapa tipe pori yang dikenal dalam konteks geologi adalah tipe pori moldic, vuggy, dan crack. Tetapi, tipe pori ini kurang dapat diaplikasikan untuk menjadi parameter petrofisika dan fisika batuan. Melalui konsep aspek rasio, berbagai tipe pori batuan karbonat tersebut dapat diklasifikasikan sebagai interparticle, stiff, dan crack. Parameter terstandarisasi ini kemudian digunakan dalam pemodelan Differential Effective Medium DEM untuk menghitung bulk modulus dan shear modulus batuan. Kemudian dengan bantun persamaan Gassmann, dilakukan substitusi fluida untuk mendapatkan bulk modulus batuan yang tersaturasi fluida reservoir. Terakhir dilakukan komparasi antara Vp measurement dari well log dan Vp kalkulasi untuk menentukan aspek rasio optimal.

---

Petrophysics and rock physics modelling in the case of carbonate rich rocks are arguably more complex compared to clastics such as sandstones. In carbonates, geologically there exist several pore types known as primary porosity and secondary porosity. These variations are the result of various physical, chemical, and biological activities before, during, and after diagenetic process. Some well known carbonate pore types are moldic, vuggy, and crack. However, these pore types are unsuitable to be applied as parameter in petrophysics and rock physics analysis. But, through the concept of aspect ratio, all of these pore types can be classified as interparticle, stiff, and crack pores. These standardized parameters are then used as inputs in Differential Effective Medium DEM modelling to calculate bulk modulus and shear modulus of dry rock matrix. Then, using Gassmann equation, the dry rock matrix is then flooded with modelled reservoir fluids. Finally, Vp comparison between log data and estimated data is done to determine the most optimal aspect ratio."

"Permasalahan yang muncul dalam mengkaraterisasi reservoar karbonat adalah heterogenitas dari sifat fisis porositas batuan. Karakterisasi batuan menjadi sulit karena estimasi kecepatan gelombang shear (Vs) yang digunakan cenderung kepada tipe pori dominan. Ada tiga jenis tipe pori utama di dalam geofisika yaitu interparticle (reference pores), stiff pores, dan cracks. Semua jenis tipe pori tersebut secara umum dapat ditemukan pada reservoar karbonat dengan demikian sehingga reservoar karbonat menjadi kompleks. Di tugas akhir ini, kami melakukan penelitian terhadap tipe pori yang ada pada reservoir karbonat di Jawa Timur, dengan menggunakan template rock physics menggunakan metode Self-Consistent untuk menganalisis pengaruh tipe pori pada sifat elastisitas batuan. Berdasarkan hal ini, jumlah volume fraction dari tipe pori yang beragam dapat diestimasi menggunakan data log porositas - bulk dan kecepatan gelombang pressure dari data sumur. Data - data tersebut dapat akan digunakan sebagai input untuk melakukan inversi tipe pori. Hasil dari inversi tipe pori dapat digunakan untuk mengidentifikasi tipe pori dan persentase pada masing - masing titik pengamatan dari zona target dalam bentuk log tipe pori. Variasi nilai persentase dan jenis tipe pori ditampillkan di data hasil. Data hasil ini membuktikan bahwa adanya kompleksitas tipe pori reservoar karbonat di Jawa Timur. Kompleksitas tipe pori dapat digunakan untuk membuat prediksi kecepatan gelombang shear (Vs.

---

The problem that occurs in characterizing carbonate reservoir is the heterogeneity from physical properties of rocks porosity. Rocks characterization becomes difficult because the estimation of shear wave which has been used tend to dominant pore types. There are three types of main pores in geophysics which are interparticle (reference pores), stiff pores, and microcracks. All that pore types generally can be found in reservoir carbonate thus caused the reservoir becomes complicated. In this thesis, we do the research on the type of existing pores in East Java carbonat reservoir using rock physics template with Self-Consistent Methode to be able to analyze influence of the type of pores on the elastic properties rocks. Based on this, the number of the volume fraction of the various pore types can be estimated using log data of bulk porosity and P - wave velocity from well data. Those data will be used as input to perform pore - type inversion. The result of pore types inversion that has been carried out to identify types of pores and percentage at each point of observation of the target zone in form of a pore types log. Variations in the value of percentage and kind of pore types are shown in the result data. This data is proving that the type of pore heterogenity in East Java carbonat reservoir from sample to sample. Pore types log data can be used to predict shear wave velocity"

"Penelitian dilakukan di Cekungan Sunda, satu cekungan produktif penghasil migas di Indonesia. Secara geografis, Cekungan Sunda terletak di antara Sumatera dan Laut Jawa. Target penelitian berada pada Formasi Baturaja bagian bawah (Lower Baturaja) yang terindentifikasi sebagai salah satu zona reservoir yang tersusun atas batuan karbonat. Pada Formasi Lower Baturaja dilakukan penelitian untuk mengidentifikasi probabilitas sebaran karbonat berdasarkan volume elastik hasil inversi simultan dengan data 3D seismik prestack dan pendekatan Probabilitas Bayesian. Metode Probabilitas Bayesian ini digunakan untuk memprediksi litologi atau mengklasifikasikan data sumur berdasarkan hasil inversi pre-stack, yaitu inversi simultan. Berdasarkan hasil inversi simultan, didapatkan nilai impedansi akustik (Zp) dengan rentang nilai 24272 ((ft/s)*(g/cc)) – 34816.5 ((ft/s)*(g/cc)) dan Vp/Vs ratio dengan rentang nilai 2.38 – 2.46 (unitless). Volume elastik ini akan diturunkan kembali ke dalam data log dan dikalkulasikan dengan pendekatan Bayesian untuk mengetahui probabilitas persebaran karbonat dan most probable facies yang terdapat pada Formasi Lower Baturaja. Persebaran karbonat cenderung berada di arah utara – barat laut dan semakin menipis atau berkurang di arah selatan – tenggara Formasi Lower Baturaja.

---

This study conducted in the Sunda Basin, one of Indonesia's productive hydrocarbon-producing basins. Geographically, the Sunda Basin is located between Sumatra and the Java Sea. The research target is in the Lower Baturaja Formation, identified as one of the reservoir zones composed of carbonate rocks. The study aimed to identify the probability distribution of carbonates based on elastic volumes resulting from simultaneous inversion using pre-stack 3D seismic data and the Bayesian Probability approach. This Bayesian Probability method is used to predict lithology or classify well data based on the results of pre-stack inversion, specifically simultaneous inversion. Based on the simultaneous inversion results, the acoustic impedance (Zp) values range from 24,272 ((ft/s)*(g/cc)) to 34,816.5 ((ft/s)*(g/cc)), and the Vp/Vs ratio ranges from 2.38 to 2.46 (unitless). This elastic volume will be converted back into log data and calculated using the Bayesian approach to determine the probability of carbonate distribution and the most probable facies present in the Lower Baturaja Formation. The carbonate distribution tends to be in the north-northwest direction and gradually thins or decreases towards the south-southeast direction of the Lower Baturaja Formation."

"Telah dilakukan studi pemetaan distribusi reservoar dengan menggunakan metode inversi seismik. Pemetaan distribusi reservoar dilakukan dengan melihat persebaran dari nilai Acoustic Impedance (AI). Nilai AI didapatkan dengan melakukan metode inversi AI dengan masukan data seismik 3D Post-Stack dan kontrol dari empat buah sumur. Metode inversi yang digunakan adalah inversi bandlimited dan inversi spare-spike. Hasil proses inversi yaitu peta persebaran AI yang akan diidentifikasi sebagai distribusi reservoar pada tiga horizon (FS8, FS7, dan FS4). Lapangan F3 terletak di sektor laut utara Belanda. Lapangan ini memiliki potensi akumulasi hidrokarbon yang dangkal. Hal ini diindikasikan dengan keberadaan fenomena bright spots dan gas chimney pada penampang seismik. Berdasarkan hasil persebaran nilai AI dan porosity untuk ke tiga horizon, daerah prospek terdapat pada bagian tengah mengarah ke bagian timur daerah penelitian.

---

The studied of reservoir distribution mapping using seismic inversion methods have been conducted. Reservoir distribution mapping was conducted by looking at the distribution Acoustic Impedance’s (AI) values. AI valeus were obtained by the AI inversion method with input from 3D Post Stack Time Migration (PSTM) seismic data and control from four wells. Inversion Methods that have been used are band limited inversion and spare spike inversion.

The results of inversion process are AI distribution map which will be indentified as a distribution reservoir on three horozons (FS8, FS7, and FS4). F3 field was located on the Dutch sector of the North Sea. This field has shallow potential of hydrocarbon accumulation. This was indicated by the phenomenon's presence of gas chimney and the bright spot on the seismic section.

Based on the results of AI distribution and porosity values on those horizons, the prospect area were located on the middle leads to the eastern part of the study area."

"Pada tahun 2030 Indonesia memiliki target untuk minyak dan gas bumi sebesar 1 juta barrel per hari (bph). Untuk mencapai target tersebut dilakukan strategi eksplorasi hidrokarbon pada lapangan yang telah terproduksi sebelumnya. Lapangan Y yang terletak di Cekungan Sumatera Selatan, merupakan lapangan yang menghasilkan minyak dan gas bumi. Pada penelitian ini dilakukan identifikasi reservoir pada zona target Res#9 dan Res#7 yang terletak di formasi Air Benakat. Penelitian ini dilakukan dengan integrasi metode seismik yaitu Inversi akustik impedansi dan atribut RMS amplitudo. Berdasarkan hasil pengolahan data dan interpretasi menunjukan bahwa zona yang diindikasikan merupakan reservoir berasosiasi dengan amplitudo yang tinggi dan memiliki nilai akustik impedansi 6000 - 8000 [kPa.s/m]. Berdasarkan hasil analisa sensitivitas pada data log nilai P - Impedance tidak dapat memisahkan antara batuan pasir dan serpih. Hal ini disebabkan litologi penyusun pada daerah penelitian adalah batuan pasir dengan keberadaan batuan serpih yang cukup dominan.

---

In 2030, Indonesia aims to produce 1 million barrels of oil and gas per day (bpd). To achieve this goal, an exploration strategy in a previously produced field is implemented. Field Y is an oil and gas producing field in the South Sumatra Basin. Reservoirs were performed in the Res#9 and Res#7 target zones of the Air Benakat formation in this study. This research is conducted by integrating seismic methods, namely acoustic inversion of impedance and RMS amplitude attributes. Results Based on the data and interpretation, the indicated zone is a high amplitude associated reservoir with an acoustic impedance of 6000 - 8000 [kPa.s/m]. The sensitivity analysis of the log data shows that the P - Impedance value cannot distinguish between sandstone and shale. This is due to the field resesearch lithology, which is sandstone with a fairly dominant presence of shale."