115-347-1-PB (1).pdf

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

1/28

MINDAGI Vol. 10 No.1, Juni 2006

27

PENENTUAN PETA SEBARAN POTENSI GMB (SWEET SPOT AREA)DI DAERAH BUKIT ASAM, SUMATRA SELATAN

oleh :

Arista Muhartanto danErwin Iskandar*)

*) Dosen Biasa, Prodi T. GeologiFakultas Teknologi Kebumian & Energi, USAKTI

Gedung D, Lt. 2, Jl. Kyai Tapa No.1, Grogol, Jakarta 11440

Abstrak

Daerah kajian GMB termasuk ke dalam secara regional termasuk dalam Sub-Cekungan Palembang Selatan,dan lebih detail daerah penelitian ini terletak pada wilayah Depresi Lematang; dimana terdapat daerah-daerah yangterletak pada high dan low; sehingga adanya daerah depresi ini menyebabkan Formasi Muara Enim sebagai formasipembawa batubara prospek untuk pengembangan gas metana batubara.

Cekungan Sumatera Selatan secara umum dipengaruhi oleh 2 (dua) periode tektonik yang utama, yaknipertama adalah fase rifting yang terjadi pada Eosen hingga Oligosen, menghasilkan konfigurasi batuan dasar

dengan arah block faulting baratlaut-tenggara dan graben berarah utara-selatan (Benakat Gulley) dalam CekunganSumatera Selatan, dan periode tektonik kedua adalah fase kompresif pada akhir Pliosen atau awal Pleistosen, yangmembentuk sebagian besar struktur dan menghasilkan Antiklinorium Palembang Utara, Antiklinorium PendopoLimau, Antiklinorium Muara Enim, dan Antiklinorium Pegunungan Gumai.

Penentuan lapisan batubara, ketebalan dan penamaan lapisan batubara berdasarkan karakteristik litologi padafootdan roofdari seam coal(khususnya untuk data sumur diperoleh dari mud log), dan kriteria dari Gamma RaydanResistivity (induction deep log), serta kedalaman dari lapisan batubara tersebut. Pengikatan data sumur dengan seismikdilakukan pada 6 (enam) markersumur berdasarkan acuan litostratigrafi, meliputi (dari tua ke muda), yaitu : Seam-Fcoal, Seam-A Coal, Seam-B Coal, Seam-C Coal, Seam-D Coal dan Seam-E Coal

Data batubara di Cekungan Sumatera Selatan dianggap mewakili karakteristik gas metana batubara diIndonesia : mengandung gas tidak jenuh; mengandung volume gas yang rendah, tetapi tetap masih dapatdieksploitasi; tipe gas metana adalah tipe mixture bio-thermo-genic gas; ketebalan lapisan batubara yang bervariasi dankandungan metana yang tinggi (> 90%).

Hasil studi menunjukkan nilai Rowindowterletak di antara 0,3% s/d 0,6%dengan kisaran kualitas batubaraadalah lignitehingga high volatile bituminous. Batas kedalaman gas metana batubara yang diteliti adalah yang

berasal dari lapisan batubara di kedalaman hingga 1000 m (kisaran Roantara 0.3% s/d 0.4%), yaitu : lignite - subbituminous.. Penentuan sweet spot didasarkan pada tahap identifikasi yang beberapa parameternya diuraikansebagai berikut : (1) kisaran kedalaman ekonomis gas metana batubara (250 m - 1000 m); (2) kisaran dari teballapisan batubara (> 5 m); (3) prosentase VRmapdengangroupmaceral

Pengerjaan peta sweet spot area, yakni menumpang-tindihkan/overlay-kan antara peta ketebalan seam batubaradengan peta distribusi/sebaran VR/Ro, kemudian terhadap peta tersebut dihitung luas arealnya yang datanyadigunakan untuk perhitungan initial gas in place (IGIP). Perhitungan luas yang dilakukan terhadap peta sweet spot areadikelompokan menjadi west dan east area sweet spot dengan kontur terendah 61 m dan tertinggi 131 m. Berdasarkanperhitungan matematis potensi GMB, maka ketebalan minimal/cut-off lapisan/seam batubara yang dapatdieksplorasi secara ekonomis, yakni ditentukan pada tebal 86 m, sehingga perhitungan luas yang dilakukan diawalipada tebal kontur tersebut. Secara lengkap, kontur interval isopachyang dihitung luasnya di west sweet spot area, yakniyang bernilai 86 m hingga 131 m, sedangkan di east sweet spot areayang bernilai 86 m hingga 96 m.

Perhitungan luas yang dilakukan terhadap peta sweet spot areadikelompokan menurut posisi/letak geografisdaerah potensi GMB, yakni west area sweet spot sebesar 410,81 km2 atau 101.512,83 acre dan east area sweet spotsebesar 207,90 km2 atau 51.373,20 acre, dan total keseluruhan luas sweet spot area di daerah penelitian, yakni

sebesar 618,71 km2atau 152.886,03 acre

I. Pendahuluan

Pengolaan energi dan sumberdaya mineral,khususnya minyak dan gas bumi (migas) dan batubaradengan cerdas dan efisien merupakan bagian pentinguntuk terlaksananya pembangunan nasionalberkelanjutan, agar dapat menunjang terwujudnyasuatu masyarakat adil dan makmur yang merata danseimbang berdasarkan Pancasila. Ketersediaan migas

dan batubara pada dasarnya bertujuan untuk sebesar-besar kesejahteraan dan kemakmuran rakyatIndonesia, sehingga bangsa Indonesia dapat sejajardengan bangsa-bangsa lain yang sudah maju.

Menyadari bahwa energi migas dan batubaramerupakan sumberdaya yang tidak terbarukan, makapemanfaatannya harus dikelola dengan asas efisiendan hemat, sedangkan untuk energi alternatif pasokanenergi yang ramah lingkungan, seperti gas metana

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

2/28

Penentuan Peta Sebaran Potensi GMB (Sweet Spot Area) di daerah Bukit Asam, Sumatra SelatanAristaMuhartanto dan Erwin Iskandar (hal 27 54)

28

batubara perlu dikembangkan sampai pada skalaproduksi massal. Sumberdaya gas metana batubara ditanah air cukup menjanjikan, sehingga gas metanasebagai energi bersih lagi ramah lingkungan sangatberpotensi untuk digunakan sebagai solusi alternatifterhadap kekurangan pasokan energi nasional. Darihasil pengkajian pada 10 cekungan yang ada diIndonesia, potensi gas metana batubara (GMB)diperkirakan sebesar 337 TCF (gas in place) (Gambar1.1). Berdasarkan Advanced Resources International, Inc,angka tersebut di atas menunjukan bahwa gas metanabatubara (GMB) sangat potensial untukdikembangkan di Indonesia.

Ketergantungan terhadap penggunaan energifosil konvensional akan mengakibatkan semakinmenipisnya cadangan energi fosil migas, sedangkantemuan lahan-lahan migas yang baru belummemberikan prospek yang cukup cerah. Naiknyaharga minyak dunia memberikan pengaruh sangatbesar pada kebutuhan energi nasional. Pertumbuhan

ekonomi Indonesia membutuhkan pengembangansumber energi alternatif. Berdasarkan aplikasi yangdikembangkan oleh Badan Geologi DepartemenEnergi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) bekerjasama dengan NEDO (Jepang), maka besarnyasumberdaya energi batubara di Indonesia meningkat,yang sebelumnya sebesar 26 miliar ton menjadi 65,4miliar ton, sedangkan cadangan dari 2,6 miliar tonmenjadi 12 miliar ton, tersebar di 19 propinsi(Departemen Energi dan Sumber Daya MineralRepublik Indonesia, 2007). Peningkatan cadangan iniberpengaruh terhadap besarnya sumberdaya alam gasmetana batubara (CBM) yang terkandung di

dalamnya sebagai sumber daya energi alternatif.Penelitian ini dimaksudkan adalah untuk

menggambarkan peta sebaran prospek gas metanabatubara pada suatu wilayah kerja tambang batubaraditinjau dari berbagai aspek di daerah Muara Enim,Propinsi Sumatera Selatan.

Lokasi daerah terletak pada daerah Muara Enimdan sekitarnya, Cekungan Lematang, SumateraSelatan (Gambar 1.2). Berdasarkan peta topografi danpeta morfologi, daerah penelitian menempati dalamdaerah perbukitan bergelombang landai, denganketinggian berkisar 88 hingga 27 meter daripermukaan laut.

Dalam penelitian ini tahapan kerja yangdilakukan adalah sebagai berikut :

melakukan pengumpulan data dan informasi

pengkajian geologi dan geofisika

pengkajian sistem gas metana batubara

pengkajian salah satu contoh daerah sweet spotyang digunakan untuk perhitungan Initial Gas InPlace (IGIP) di derah Sumatera Selatan dengantidak mencantumkan target wilayah kerja danlokasi.

Studi pustaka literatur dilakukan untukmemperoleh informasi mengenai dasar-dasar teorimengenai keterdapatan gas metana batubara (GMB).Di samping itu, studi literatur juga dilakukan untukmemperoleh informasi penelitian terdahulu, baikterpublikasi maupun tidak terpublikasi, data-data

geologi regional daerah penelitian dan informasimengenai kegiatan pengembangan gas metanabatubara di daerah penelitian.

Pengumpulan data sekunder diperoleh daribeberapa sumber, diantaranya :

a. Data seismik 2D yang melintasi daerahpenelitian

b. Data well-logdari beberapa sumur .c. Data geokimia dan hasil analisis kualitas sampel

batubara dari beberapa sumur.

II. Teori Dasar

2.1. Pengertian Gas Metana Batubara

Gas Metana Batubara (GMB) adalah natural gasyang diproduksi oleh lapisan batubara, mengandung90% gas metan dan 10%-nya adalah karbondioksidadan nitrogen yang merupakan jenis gas bumi(hidrokarbon), di mana gas metana menjadikomponen utama yang terjadi secara alamiah dalamproses pembentukan batubara (coalification) dalamkondisi terperangkap dan terserap (teradsorpsi) didalam (seam) lapisan batubara. Gas yangterproduksikan, biasanya pada kondisi laju dantekanan yang rendah. GMB terbentuk akibat dariproses biologi dan proses termal yang dipengaruhioleh adanya tekanan.

Gas metana yang terdapat di batubara dapatberupa; gas bebas, gas yang larut dalam air dibatubara atau gas yang meresap di permukaanbatubara bituminous. Berdasarkan komposisi kimia,

variasi batubara sangat mewakili permeabilitas dankarakteristik lainnya. Permeabilitas adalah kuncikarakteristik, di mana ketika tekanan air berkurang,lapisan batubara harus melepaskan gasnya untukberpindah. Beberapa zat organik cocok untukmenghasilkan gas metana batubara. Sebagian besargas metana batubara (90%) terdapat di dalam strukturmolekul batubara (macropore), dan beberapa diantaranya (10%) terdapat di dalam rekahan (cleat)

batubara (micropore) atau larut oleh air yang terjebakpada rekahan. Gas metana akan mengalir ke rekahan,dan sampai ke sumur bor atau bermigrasi kepermukaan, metana yang muncul ke permukaanbatubara akan dilepaskan.

2.2. Proses Pembentukan Batubara

Proses pembentukan batubara terdiri dari duatahap, yaitu tahap biokimia (penggambutan) dantahap geokimia (pembatu-baraan). Tahap

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

3/28


29

penggambutan (peatification) adalah alterasi materialorganik pada kedalaman maksimum 5 m oleh bakteriaerobik. Urutan kerentanan degradasi adalah :protoplasma, klorofil, minyak, karbohidrat, epidermis,pigmen. Alterasi ini, kemudian dilanjutkan padakedalaman sampai dengan 10 m oleh bakterianaerobik. Protoplasma kemudian terdegradasimenjadi carbondioxid, amoniak dan methane, sedangkansisanya terdegradasi menjadi humic acid yangkemudian terubah menjadi group maceral liptinit,inertinit, dan huminit.

Tahap pembatubaraan (coalification) merupakanproses transportasi material organik menjadi bentukmaterial oganik lain yang dipengaruhi olehlingkungannya, yaitu gabungan proses biologi, kimiadan fisika yang terjadi karena pengaruh pembebanandari sedimen yang menutupinya, temperatur, tekanandan waktu terhadap komponen organik dari gambut.Proses ini akan menghasilkan batubara dalamberbagai tingkat kematangan material organiknya

mulai dari lignit, sub-bituminus, bituminus, semi-antrasit, antrasit, hingga meta-antrasit. Reaksipembentukan batubara (berdasarkan SukandarRumidi,1995) dapat digambarkan sebagai berikut:

Kualitas setiap endapan batubara ditentukanoleh suhu dan tekanan, serta lama waktupembentukan, yang disebut sebagai 'maturitasorganik'. Proses awalnya, endapan tumbuhan berubahmenjadi gambut (peat), yang selanjutnya berubah

menjadi batubara muda (lignite) atau disebut pulabatubara coklat (brown coal). Batubara muda adalahbatubara dengan jenis maturitas organik rendah.

Setelah mendapat pengaruh suhu dan tekananyang terus menerus selama jutaan tahun, makabatubara muda akan mengalami perubahan yangsecara bertahap menambah maturitas organiknya, danmengubah batubara muda menjadi batubara sub-bituminus (sub-bituminous). Perubahan kimiawi danfisika terus berlangsung hingga batubara menjadilebih keras dan warnanya lebih hitam, sehinggamembentuk bituminus (bituminous) atau antrasit(anthracite). Dalam kondisi yang tepat, peningkatan

maturitas organik yang semakin tinggi terusberlangsung hingga membentuk antrasit.

Semakin tinggi pembatubaraan, kadar karbonakan meningkat, sedangkan hidrogen dan oksigenakan berkurang, karena tingkat pembatubaraan secaraumum dapat diasosiasikan dengan mutu atau kualitasbatubara, maka batubara dengan tingkatpembatubaraan rendah disebut pula batubarabermutu rendah, contohnya lignite dan sub-bituminusyang biasanya lebih lembut dengan materi yang rapuhdan berwarna suram seperti tanah, memiliki tingkatkelembaban (moisture) yang tinggi dan kadar karbon

yang rendah, sehingga kandungan energinya jugarendah.

Semakin tinggi mutu batubara, umumnya akansemakin keras dan kompak, serta warnanya akansemakin hitam mengkilat. Selain itu, kelembabannyapun akan berkurang, sedangkan kadar karbonnyaakan meningkat, sehingga kandungan energinya jugasemakin besar.

2.3. Coal Type &Coal Rank

Batubara dapat dikenali berdasarkan rank-nya.Coal rank adalah pengukuran derajat coalification atauheat content dimana coal rank-nya adalah pengukuranterhadap kemurnian batubara. Pada tahap ini,prosentase karbon akan meningkat, sedangkanprosentase hidrogen dan oksigen akan berkurang.Proses ini akan menghasilkan batubara dalamberbagai tingkat material organiknya mulai dari lignit,sub-bituminous, bituminous, semi-antrachite, antrachite

hingga meta-antrachite. Makin tinggi coal rank-nya, makamakin tinggi pula temperatur dan tekanan dariformasi batubara. Makin tinggi coal rank, maka makinbesar heat content-nya. Kematangan batubara ini tidakhanya dipengaruhi oleh pembebanan saja, tetapi jugadipengaruhi oleh faktor geologi lain yang ada danbekerja di daerah itu setelah proses pembatubaraanitu terjadi, misalnya saja oleh faktor tektonik danaktivitas magmatik.

Tipe batubara berdasarkan tingkatpembatubaraan ini dapat dikelompokkan sebagaiberikut

1. Lignite : disebut juga batubara muda

merupakan tingkat terendah dari batubara,berupa batubara yang sangat lunak danmengandung air 70% dari beratnya. Batubaraini berwarna coklat, sangat keras, nilai kalorrendah dengan kandungan karbon yang sangatsedikit.

2. Sub-bituminous : karakteristiknya berada diantara batubara lignite dan bituminous. Sub-bituminous coalmengandung sedikit karbon danbanyak air, dan oleh karenanya menjadisumber panas yang tidak efisien.

3. Bituminous : batubara yang tebal, biasanyaberwarna hitam mengkilat, terkadang coklat

tua. Bituminous coal mengandung 68 86%karbon dari beratnya dengan kandungan abudan sulfur yang sedikit.

4. Anthracite : peringkat teratas batubara,biasanya dipakai untuk bahan pemanasruangan di rumah dan perkantoran. Anthracitecoalberbentuk padat (dense), batu-keras dengan

warna jet-black berkilauan (luster) metallic,mengandung antara 86% - 98% karbon dariberatnya, terbakar lambat, dengan batasannyala api biru (pale blue flame) dengan sedikitsekali asap.

5(C6H10O5)C20H22O4+ 3CH4+ 8H2O + 6CO2+ COcellulosa lignit methane Gas

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

4/28


30

2.4. Cleat Development

Walaupun batubara mempunyai porositas yangbesar, tetapi permeabilitas lapisan utama ditentukanoleh sistem rekahan (cleat) dalam lapisan batubara.Sistem rekahan ini merupakan jalan utama alamiahdari gas dan air yang mempengaruhi nilai ekonomis

pada eksplorasi gas. Hal ini ditunjukkan olehserangkaian retakan yang sejajar, biasanya berorientasitegak lurus perlapisan. Satu rangkaian retakan yangdisebut face cleat, biasanya dominan dengan bidangindividu yang lurus dan kokoh. Pola lain yangretakannya lebih pendek, sering melengkung dancenderung berakhir pada bidang face cleat disebutdengan butt cleat (Gambar 2.1), dan contohnyaterlihat pada hasil analisis petrografi sayatan poles,(Gambar 2.2).

Rekahan sebagai faktor utama yang menentukanpermeabilitas lapisan, jarak atau spasinya dipengaruhioleh : rank batubara, tebal lapisan, litho-type

(komposisi maceral), ash content dan stress regional.Umumnya jarak antar cleat lebih rapat satu sama lainbersamaan dengan kenaikan rank batubara. Berikutadalah rata-rata nilai jarak antar cleatberdasarkan rankbatubara tersebut : sub-bituminous(2-5 cm), high-volatilebitumimous(0.3-2 cm ), medium-low volatile bituminous( 1500 m). Lebih lanjut, karakter porositasdan permeabilitas batuan resevoir umumnya berbedajauh, batubara lebih rendah atau kecil. Permukaanreservoir gas metana batubara (skin) sangat sensitifterhadap asupan lumpur bor, sedangkan untukreservoir konvensional kurang sensitif.

Produksi gas metana batubara di setiapsumurnya diawali dengan produksi air formasi yangbanyak hingga bisa berdampak serius terhadappencemaran lingkungan, apabila tidak dikendalikandengan ketat dan konsisten. Produksi air diperlukansampai diperoleh kondisi tekanan desorpsi, agargasnya keluar atau mengalir ke lubang bor. Olehkarena itu. karakter tekanan gas yag dihasilkan sangatberbeda, di mana tekanan gas metana batubara sangatrendah, bila dibandingkan dengan tekanan gaskonvensional, sehingga strategi pemboran dankompleksinya menjadi berbeda. Jumlah sumur gasmetana batubara yang diperlukan lebih banyak bila

dibandingkan dengan pemboran gas konvensional.Sejak awal gas metana batubara memerlukankompresor untuk menaikkan tekanan gasnya sesuaispesifikasi pipa tansmisi tekanan gasnya sesuaispesifikasi pipa tansmisi.

Ekonomis atau tidaknya cadangan gas metanabatubara yang ditambang, umumnya dipengaruhioleh 3 hal :

1. Besaran kandungan gasnya (metana) dan rankbatubara. Jika batubara-nya pada rank yangrendah, umumnya kandungan gasnya juga

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

5/28


31

rendah, sedangkan hingga tingginya-pun kadargas per satuan volumenya-pun rata-rataberbanding lurus dengan rank batubaratersebut.

2. Besaran porositas dan permeabilitas lapisanbatubara-nya.Sebagai contoh, reservoir gas metana batubaradi Cekungan Powder River, USA, walaupunkandungan gas rata-ratanya kecil, namunpermeabilitasnya sangat besar, dan jugakedalaman rata-ratanya sangat dangkal.

3. Kedalaman reservoir gas metana batubaradapat mempengaruhi keekonomiannya.Reservoir yang terletak pada kedalamandangkal relatif tidak memerlukan biaya besar.

III. Geologi Umum

3.1. Geologi dan Tektonik Regional Sumatra Selatan

Sejarah pembentukan Cekungan Sumatera

Selatan ini relatif sama dengan Cekungan SumateraTengah, dan dapat dianggap sebagai cekungan besaryang dibatasi oleh suatu tinggian berarah timurlaut -baratdaya yang dikenal sebagai Tinggian Tiga Puluh.Cekungan Sumatera Selatan ini berbentuk asimetris,di sebelah baratdaya di batasi oleh sesar dansingkapan batuan Pra-Tersier yang terangkat disepanjang kawasan kaki pengunungan Bukit Barisan.Di timurlaut dibatasi oleh formasi sedimen dariPaparan Sunda. Di sebelah selatan dan timur dibatasioleh Pegunungan Garba dan Tinggian Lampung,serta suatu tinggian yang sejajar dengan pantai timurSumatera, sedangkan di utara dan baratlaut dibatasi

oleh Pegunungan Dua Belas dan Tinggian TigaPuluh.

Evolusi Cekungan Sumatera Selatan ini diawalisejak Mesozoik (Pulunggono dkk, 1992), dimanacekungan ini merupakan salah satu dari seri cekunganback-arc Tersier yang terletak sepanjang Sumatera -

Jawa, dan berkembang sepanjang pinggiran utamadari Sunda land-craton, sebagai hasil subduksi dariIndian Ocean Plateke bawah dari South East Asian Plate.

Secara struktural Cekungan Sumatera Selatandibagi menjadi 4 sub-cekungan, yaitu : Sub-Cekungan

Jambi, Sub-Cekungan Palembang Utara, Sub-Cekungan Palembang Tengah, dan Sub-Cekungan

Palembang Selatan.Daerah kajian GMB/CBM termasuk ke dalam

area Lematang/Muara Enim Deep, sehingga adanyadaerah depresi tersebut menyebabkan perkembanganFormasi Gumai (lebih dari 1000 m). Daerah tinggianmaupun daerah depresi yang terbentuk sejak riftingpada Oligosen, paleomorfologinya tetap hinggadiendapkannya Formasi Baturaja dan Formasi Gumai.Selanjutnya, daerah tersebut secara berurutan ditutupioleh Formasi Air Benakat dan Formasi Muara Enim.Setelah pengendapan tersebut, terjadi aktivitas

tektonik Plio-Pleistosen yang mengubah pola strukturyang terbentuk sebelumnya.

Cekungan Sumatera Selatan secara umumdipengaruhi oleh 2 (dua) periode tektonik yang utama(Gambar 3.1). Periode tektonik pertama adalah faserifting yang terjadi pada Eosen hingga Oligosen,menghasilkan konfigurasi batuan dasar dengan arahblock faulting baratlaut-tenggara dan graben berarahutara-selatan (Benakat Gulley) dalam CekunganSumatera Selatan. Periode tektonik kedua adalah fasekompresif pada akhir Pliosen atau awal Pleistosen,yang membentuk sebagian besar struktur danmenghasilkan Antiklinorium Palembang Utara,

Antiklinorium PendopoLimau, AntiklinoriumMuara Enim, dan Antiklinorium Pegunungan Gumai.

Fase tektonik rifting (Eosen-Oligosen)mengakibatkan terbentuknya Sesar Kikim di sebelahtimur, Sesar Klingi di sebelah barat, dan SesarLematang di sebelah Utara. Blok turun dari ketigasesar tersebut merupakan daerah depresi yang dikenal

sebagai Lematang/Muara Enim Deep dan MusiPlatform yang berada pada blok naik sebagai horst.Selanjutnya, daerah tersebut mengalami deformasiyang cukup kuat yang mengakibatkan daerah tersebutterangkat dan terlipat dengan sumbu perlipatanberarah relatif baratlaut tenggara (Gambar 3.2).

Dua episode tektonik aktif, yaitu pemekaranterjadi pada Paleogen dan kompresi oblique terjadipada Pliosen, mendominasi kerangka struktur dicekungan ini (Gambar 3.3). Interaksi 2 (dua) sistimstruktur utama dan basin-sag menghasilkan 2 (dua)deposenter, yaitu Sub-cekungan Palembang Selatandan Sub-cekungan Jambi. Beberapa daerah struktur

tersebut :

Lampung High terletak pada bagian palingtimur Sumatra, antara Palembang di bagianbarat dan selat Sunda pada bagian timur. Batuandasar dikenali sebagai horst block.

Sub-cekungan Palembang Selatan terletak ditepi baratdaya Cekungan Sumatra Selatan. Sub-cekungan Palembang Selatan terletak antaraPegunungan Barisan dan Cekungan Palembang

Tengah. Sub-cekungan ini, biasanya dibagimenjadi tiga komponen struktur yang berbeda.Komponen pertama adalah Meraksa-Kuang

Highyang merupakan daerah tertinggi pada sub-cekungan yang terdiri dari fragmen batuandasar. Komponen kedua adalah DepresiLematang, terletak di bagian utara SesarLematang, dan pada bagian baratdaya dibatasioleh Pegunungan Gumai. Pada wilayah DepresiLematang ini terletak daerah kajianGMB/CBM. Pendopo-Limau Antiklinorium,yang merupakan komponen ketiga, terdiri dariantiklin yang berarah baratlaut-tenggara.

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

6/28


32

Sub-cekungan Palembang Utara menunjuk-kan penampakan lapisan tipis Oligosen hinggaMiosen Awal yang mengindikasikan kestabilanarea tersebut pada kala tersebut. Konfigurasibatuan dasar dikontrol oleh dua struktur utamadengan arah timurlaut-baratdaya dan timur-

barat, yang berkembang selama era awal Tersieryang membentuk sistimgraben.

3.2. Stratigrafi Regional Sumatra Selatan

Daerah kajian GMB/CBM terletak di bagianbaratdaya Cekungan Sumatera Selatan, dimanaterdapat daerah-daerah high dan low seperti yangdikenal sebagai zona Depresi Lematang. CekunganSumatera Selatan dilandasi oleh batuan dasar berumurPra-Tersier yang terdiri atas batuan metamorfosa danmetasedimen, serta batuan beku granit (Gambar 3.4).Singkapan batuan dasar tersebut dijumpai di bagiantepi barat cekungan, seperti daerah Lahat. Lapisan-

lapisan batuan sedimen berumur Tersier di daerah initerlipat sedang dengan lipatan, umumnyamenunjukkan arah baratlaut - tenggara dan barat timur, dengan kedudukan menyudut terhadap arahumum Sesar Sumatera (Semangko Fault). Di beberapatempat, terutama di bagian baratdaya cekungan,lapisan-lapisan batuan sedimen tersebut diterobosoleh batuan andesit yang memberikan efek panaspada batuan sedimen, termasuk batubara di dalamnya.

Pada Tersier Awal, lapisan-lapisan batuansedimen di Cekungan Sumatera Selatan padaumumnya berkembang secara transgresif hinggaMiosen Awal (tercermin dari sifat -sifat

sedimentologis dari Formasi Lahat - Talang Akar -Baturaja), kemudian perkembangannya berubahmenjadi secara regresif hingga Plio-Plistosen(tercermin dari sifat-sifat sedimentologis dari FormasiGumai - Air Benakat - Muara Enim - Kasai).

Secara umum runtunan stratigrafi di CekunganSumatera Selatan dari ke tua ke muda dapat dilihatpada Gambar 3.4, sedangkan formasi pembawabatubara adalah : (1) Formasi Lahat, berumur Eosenhingga Oligosen Awal, didominasi oleh batupasir,batulempung, breksi, dan batubara, diendapkan padalingkungan darat, danau, hingga brackish, (2) Formasi

Talang Akar, berumur Oligosen Akhir, didominasioleh batupasir, serpih dan batubara yang diendapkanpada lingkungan sungai, delta, hingga estuarin, (3)Formasi Baturaja, berumur Miosen Awal, didominasioleh batugamping dengan sisipan napal yangdiendapkan dari lingkungan laut dalam hinggadangkal, (4) Formasi Gumai, berumur Miosen AwalBagian Akhir hingga Miosen Tengah Bagian Awal,didominasi oleh serpih, batupasir dan napal danbatugamping yang diendapkan dari lingkungan lautdalam hingga laut dangkal, (5) Formasi Air Benakat,berumur Miosen Tengah Bagian Akhir hingga Miosen

Akhir Bagian Awal, didominasi oleh batulempung,

batupasir dan batugamping, (6) Formasi Muara Enim,berumur Miosen Akhir Bagian Akhir, didominasioleh batulempung dengan perselingan batupasir danbatubara yang diendapkan pada lingkungan lautdangkal, transisi hingga darat dengan ketebalanberkisar 450 hingga 750 meter. Umur dari formasi iniadalah Miosen Akhir hingga Pliosen Awal. Formasiini merupakan formasi pembawa batubara yangmerupakan target umum eksplorasi GMB yangdiendapkan pada lingkungan sungai hingga lautdangkal dan (7) Formasi Kasai, berumur Pliosen,terdiri dari perselingan batulempung dan batupasirtufaan yang diendapkan pada lingkungan sungai danasosiasi lingkungan darat lainnya.

3.3. Geologi Daerah Kajian GMB Sumbagsel Area

Kondisi geologi permukaan daerah kajian GMBmerupakan bagian dari suatu sinklin dengansumbunya berarah hampir baratlaut-tenggara, daerah

ini umumnya ditutupi oleh Formasi Kasai, yaknimeliputi hampir 90% dari luas daearah kajian GMB(Gambar 3.5).

Hanya 10% dari luas daerah kajian GMB iniditempati oleh Formasi Muara Enim, yakni meliputibagian timurlaut dan baratdaya kajian GMB.

Kondisi geologi permukaan daerah penelitianmerupakan bagian dari suatu sinklin dengansumbunya berarah hampir baratlaut-tenggara(Gambar 3.5). Lapisan-lapisan batuan sedimenberumur Tersier di daerah ini terlipat sedang denganlipatan umumnya menunjukkan arah baratlaut -tenggara dan barat-timur, dengan kedudukan

menyerong terhadap arah umum Sesar besarSumatera (Semangko Fault).

3.3.1.Stratigrafi Batubara Formasi Muara Enim

Formasi Muara Enim adalah merupakanformasi pembawa batubara di daerah penelitian yangberumur Miosen Akhir. Karakteristik batubara yangtersingkap di permukaan di daerah Bukit Asam dansekitarnya, pada umumnya berwarna hitamkecoklatan hingga hitam mengkilat, dengan sisipantapisan pengotor (dirty-bands) berwarna abu-abu cerahsampai putih yang terbentuk dari batulempung tufaan(tongstain).

Shell (1978), secara lebih rinci, mengelompokanbatubara yang terdapat di Formasi Muara Enimdibagi menjadi beberapa seam/lapisan batubara.Secara berurutan dari muda ke tua adalah Niru,Lematang, Benakat dan Kebon (Hanging Coal Seam)dan Seam Manggus, Seam Suban, Seam Petai, SeamMerapi, serta Seam Keladi (diberikan notasi kelompoklapisan batubara I) (Gambar 3. 6).

Menurut Iskandar, 1994; secara rinci, batubarayang terdapat di Formasi Muara Enim dapat dibagimenjadi 6 (enam) seam. Secara berurutan dari muda ketua adalah hanging Coal Seam, Seam Manggus, Seam

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

7/28


33

Suban, Seam Petai, Seam Merapi, dan Seam Keladi.(Gambar 3.7). Di daerah Bukit Asam dansekitarnya, Formasi Muara Enim pada umumnyaterbagi menjadi 3 zona, yaitu M1, M2, dan M3.

Zona M1 setebal 190 meter, terletak padabagian bawah, dan mengandung lapisan batubaraKeladi (tebal 10 m) dan Merapi (tebal 3.5 m).Zona M2 setebal 120 meter terletak pada bagiantengah dan merupakan zona yang paling banyakmengandung lapisan batubara, seperti lapisan Petai(tebal 4 m sampai 10 m), lapisan Suban (tebal 8 sampai 12 m), lapisan Manggus-2 (tebal 9sampai 12.9 m) dan lapisan Manggus-1 (tebal 6.5hingga 10 m). Zona M3 setebal 150 meter terdapatpada bagian atas, dan mengandung lapisanbatubara Benuang setebal 9 meter.

Karakteristik batubara yang tersingkap dipermukaan di daerah Bukit Asam dan sekitarnya,pada umumnya berwarna hitam - kecoklatan sampaihitam mengkilat, dengan sisipan tapisan pengotor

(dirty-bands) berwarna abu-abu cerah sampai putihyang terbentuk dari batulempung tufaan (tongstain).

Lapisan batubara Mangus yang merupakantarget utama pencaharian GMB di CekunganSumatera Selatan (Gambar 3.8), umumnya berwamahitam kecoklatan sampai hitam mengkilat;mempunyai 3partingutama dengan ketebalan berkisarantara 5 cm hingga 20 cm. Pada lapisan batubara initerdapat sesar-sesar minor dengan perkembangankekar yang sangat intensif. Sesar-sesar dan kekar-kekar tersebut sudah menyatu dengan cleat. Namunsistim cleat masih bisa dikenali dari orientasinya.Kerapatan "cleat" teramati sangat rapat dengan jarak

antar "cleat'umumnya 1 cm hingga 2 cm (Foto 2.1).Pada batubara lapisan Suban, pada umumnyaberwama hitam mengkilap dengan beberapa lapisan"parting" berwarna abuabu gelap, sedangkanlapisan Petai memperlihatkan wama hitam mengkilat,menandai peringkat lebih tinggi dari lapisan batubaradiatasnya.

3.3.2.Reservoir Coalbed Methane

Lapisan batubara yang disebut reservoir CBMmerupakan lapisan batubara yang berada > 500 m dibawah permukaan, dan diproduksikan fluidareservoirnya dengan membuat suatu sumur. Untuklapisan batubara < 500 m di bawah permukaan,merupakan potensi untuk dikembangkanpenambangan terbuka yang diambil batubaranyalangsung.

3.3.3.Petroleum System

Terbentuk dan terakumulasinya minyak dan gas dibawah permukaan harus memenuhi beberapa syaratyang merupakan unsur-unsur petroleum system, yaituadanya batuan sumber (source rock), migrasihidrokarbon sebagai fungsi jarak dan waktu, batuan

reservoir, perangkap reservoir dan batuan penutup(seal). Petroleum system pada reservoir CBM samadengan reservoir migas konvensional, namun karenalapisan batubara merupakan batuan sumber sekaligussebagai reservoir, maka tidak memerlukan migrasi,serta perangkap reservoir

3.3.4.Komponen Reservoir

Komponen reservoir CBM terdiri atas batuanreservoir, isi dari reservoir yang terdiri ataskomponen utama, yaitu gas alam, sedangkan airsebagai komponen ikutan, batuan penutup (seal)reservoir dan kondisi reservoir. Reservoir CBMmempunyai porositas ganda. Gas tersimpan dalamdua kondisi, yaitu mayoritas tersimpan pada kondisiterserap di pori mikro, dan kondisi bebas pada porimakro yang merupakan rekahan dan disebut sebagaicleat. Cleat terdiri atas face cleat yang merupakan jalurrekahan bersifat menerus sepanjang pelapisan dan

butt cleat yang merupakan jalur rekahan bersifat tidakmenerus. Uniknya, face cleat dan butt cleat saling tegaklurus.

IV. Metodologi

Penelitian penelusuran Gas Metana Batubara(GMB) ini menggunakan analisis dari sampelbatubara, seperti analisis maceral, vitrinite reflectancesebagai metode yang digunakan untuk menentukankomposisi batubara yang mewakili karakter darireservoar, dan pemetaan batubara di permukaan yangberfungsi untuk mengetahui distribusi dari lapisanbatubara sebagai reservoar gas metana batubara,

berupa data log. Langkah-langkahnya adalah sebagaiberikut :

1. Kajian geologi dan geofisika, mencakup :- kondisi regional geologi

- interpretasi seismik dan konversikedalaman

- korelasi sumur- identifikasi sweet spot

2. Kajian sistim gas metana batubara,mencakup :

- kualitas batubara- estimasi cadangan batubara

-analogi dengan cekungan gas metanabatubara lainnya

3. Kajian Initial Gas In Place (IGIP),mencakup :

- karakteristik cadangan gas metanabatubara

- potensi adsorpsi gas- tingkat saturasi gas- kandungan gas- evaluasi IGIP (cadangan gas metana

batubara)

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

8/28


34

Data-data yang akan dipergunakan merupakandata sekunder hasil dari penelitian/pekerjaan yangsudah dipublikasikan dan laporan-laporan terdahuluyang terkait dengan penelitian ini, yakni diantaranyapengkajian geologi dan geofisika berupa data seismikdan konversi kedalaman, serta korelasi sumur,sehingga pada akhirnya dapat dilakukan identifikasisweet spot yang berperan dalam kalkulasigas in place.

V. Hasil Penelitian

5.1.Analisa Geologi dan Geofisika Daerah Penelitian

Data yang digunakan untuk melakukan evaluasipotensi Gas Metana Batubara (GMB) di daerahpenelitian ini, meliputi data sumur minyak dan gas,serta data lintasan seismik 2D.

5.1.1.Analisa Data Sumur

Berdasarkan data sumur yang didapatkandilakukan interpretasi untuk penentuan lapisanbatubara, ketebalan dan penamaan lapisan batubaraberdasarkan karakteristik litologi pada foot dan roofdari seam coal(khususnya untuk data sumur diperolehdari mud log), dan kriteria dari Gamma Ray danResistivity (induction deep log), serta kedalaman darilapisan batubara tersebut. Selanjutnya dilakukankorelasi lapisan batubara antar sumur, conto yangmewakili dipilih korelasi barat-timur dari daerahpenelitian (Sumur G, Sumur H, Sumur I, Sumur J danSumur K) (Gambar 5.1).

Hasil korelasi lapisan batubara A, B, C, D dan E

pada beberapa sumur, untuk korelasi sumur G hinggaSumur K, memperlihatkan bahwa pada daerah G(terletak di bagian baratdaya dari daerah penelitian)merupakan daerah tinggian dibandingkan denganbagian barat dan timur daerah penelitian(diperkirakan merupakan zona sesar naik/reverse faultdan sesar turun yang intensif), sedangkan hasilkorelasi lapisan batubara A, B, C, D dan E dibeberapa sumur pada struktur K, memperlihatkanbahwa makin ke arah utara dari daerah penelitian,yakni pada Sumur K merupakan daerah tinggiandengan lereng sangat terjal/curam, diperkirakan padadaerah tersebut merupakan zona sesar. Ketebalan darilapisan batubara di daerah penelitian relatif makintebal ke arah timur-tenggara (sumur J) dan relatifmenipis ke arah timurlaut (sumur K).

5.1.2.Analisis Data Seismik

Secara umum kualitas data seismik refleksi hasilsurvei tahun 1990 dibandingkan seismik tahun 1983dan 1972 menunjukkan kualitas yang lebih baik.Kontinuitas data seismik tahun 1990, umumnya baik,terutama untuk horison-horison yang relatif dangkal.Kontinuitas data seismik berkurang di bagian utaradan selatan, serta struktur I terutama di lokasi lereng

struktur tinggian. Hal ini disebabkan pengaruh sesar-sesar yang relatif cukup intensif.

Terdapat beberapa tahapan penting dalammelakukan interpretasi, yakni : pengikatan dataseismik dengan data sumur, estimasi wavelet danpembuatan model bumi. Pengikatan antara dataseismik dan data sumuran dilakukan secara interaktifhingga diperoleh posisi horison dalam domain waktuberkorelasi dengan top/marker lapisan atau formasidalam domain kedalaman. Proses tersebut dikenalsebagai well seismic tie. Hal ini dilakukan untuk dapatmeletakkan horison seismik (skala waktu) pada posisikedalaman yang sebenarnya, serta agar data seismikdapat dikorelasikan dengan data sumur. Metoda inimemanfaatkan syntethic seismogram dari hasil surveykecepatan (well velocity survey). Idealnya setiap boreholemasing-masing memiliki data survey checkshot, tetapidari ketersedian data sumur yang diperoleh, ternyatasurvey checkshottidak ditemukan untuk seluruh sumur.Pada penelitian ini digunakan 1 (satu) sumur acuan

yang memiliki data checkshot yaitu sumur I yangmewakili daerah penelitian (Gambar 5.2).

Untuk menentukan posisi dari top-top formasidi penampang seismik, diperlukan data sebagaiberikut : log sinar gamma (Gamma-Ray Log), log sonic(Sonic Log), log densitas (Density Log) dan check-shot(well-velocity) survei

Pengikatan data sumur dengan seismikdilakukan pada 6 (enam) marker sumur berdasarkanacuan litostratigrafi, yang meliputi (dari tua ke muda) :yaitu Seam-F coal, Seam-A Coal, Seam-B Coal, Seam-CCoal, Seam-D Coal dan Seam-E Coal.

Log impedansi akustik diperoleh berdasarkan

data log sonik dan log densitas, sedangkan data checkshot survei digunakan untuk mengkonversi domainkedalaman (sumur) ke domain waktu (seismik).Berdasarkan kedua informasi tersebut, dapat dibuatseismogram sintetik untuk mengikatkan danmemastikan posisi top formasi dalam kaitannyadengan horison-horison seismik yang ditelusuri dalamproses picking. Picking dan pemetaan horisonmerupakan tahapan selanjutnya setelah pengikatanhorison seismik dengan data sumur, maka perludiikuti penyebarannya ke arah lateral (menjauhisumur). Proses penentuan sebaran secara lateraldisebutpicking horizon.

Picking horison dilakukan untuk ke-enamtop/marker di sumur I. Horison seismik diberi namahampir sama dengan marker untuk memudahkaninterpretasi. Pada tahapan selanjutnya,pickinghorisonini akan dipakai juga dalam pembuatan model bumi.Berdasarkanpickinghorison, serta dikontrol oleh data-data geologi sumur, saat ini telah ditentukan, yaitu :lapisan batubara F, A, B, C, D dan E.

Berdasarkan hasilpickinghorison masing-masinglapisan menunjukkan bahwa semakin ke arah utaramempunyai kecenderungan semakin dalam, dan

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

9/28


35

sebaliknya ke arah timurlaut berubah menjadisemakin mendangkal kembali.

Horison di sumur I yang telah terdefinisidengan pengikatan data sumur, yaitu: Seam-F coal,Seam-A Coal, Seam-B Coal, Seam-C Coal, Seam-D Coaldan Seam-E Coal yang teridentifikasi pada beberapaline seismikyang melintasi daerah penelitian (Gambar5.3).

5.1.3.Time Depth Conversion

Data seismik mempunyai domain waktu(time), sedangkan data sumur, log dan keperluanlainnya untuk simulasi menggunakan domainkedalaman (depth), sehingga dibutuhkan konversi darisatuan waktu ke dalam satuan jarak. Untuk membuatkalibrasi antara satuan waktu ke dalam satuan jarakdiperlukan check shot yang mempunyai data domainyang sama dengan seismik. Data checkshotdikorelasikan antara kedalaman terhadap waktu.

Berdasarkan data checkshot sumur, selanjutnyadilakukanvelocity modeling yang akan digunakan untukkonversi semua data dari time domainke depth domain.Contoh persamaantime/depth conversion.

Kecepatan stack perlu dirubah menjadikecepatan rata-rata, kemudian kecepatan rata-rata inidi-grid dan menghasilkan peta kecepatan rata-rata.Perkalian antara peta struktur waktu dengan petakecepatan rata-rata dibagi dua menghasilkan petastruktur kedalaman. Peta struktur kedalaman inikemudian di-gridulang dengan menggunakanconstraintdetil depth marker sumur, sehingga kontur kedalamanyang melewati sumur akan tepat sesuai dengan

kedalaman sumur.

5.1.4.Pemetaan Struktur Horison Seismik

Pemetaan top struktur horison seismik mulanyadilakukan dalam domain time. Peta struktur kedalamandihasilkan setelah proses depth time-depth conversionselesai dilakukan. Peta struktur horison seismikdibuat berdasarkan griddinghorison hasil picking, yangmempunyai parameter yang diatur sedemikian rupa,sehingga intrapolasi dari gridding yang dihasilkanmembentuk peta struktur yang mendekati bentukanlocalsetting geologi daerah telitian.

Sebagai keluaran (output)dari interpretasi seismik

yang dihasilkan sudah dalam bentuk domainkedalaman (depth domain), dan peta ini kemudiandigunakan sebagai data masukan untuk membentukkerangka model geologi untuk masing-masinghorison (Gambar 5.4). Beberapa horison yang telahdipetakan adalah: Seam-F coal, Seam-A Coal, Seam-BCoal, Seam-C Coal, Seam-D Coal dan Seam-E Coal.

5.2.1.Potensi Gas Metana Batubara

5.2.2.Evaluasi Geologi

Daerah penelitian secara regional termasukdalam Sub-Cekungan Palembang Selatan yangterletak di tepi baratdaya Cekungan Sumatra Selatan,berada di antara Pegunungan Barisan dan Sub-cekungan Palembang Tengah, dan lebih detail daerahpenelitian ini terletak pada wilayah Depresi Lematang;dimana terdapat daerah-daerah yang terletak pada highdan low; sehingga adanya daerah depresi inimenyebabkan Formasi Muara Enim sebagai formasipembawa batubara prospek untuk pengembangan gasmetana batubara.

Lapisan-lapisan batuan sedimen berumurTersier di daerah ini terlipat sedang dengan lipatanumumnya menunjukkan arah baratlaut-tenggara danbarat-timur dengan kedudukan menyerong terhadaparah umum Sesar Sumatera (Semangko Fault).

Formasi Muara Enim di daerah penelitian inimerupakan formasi pembawa batubara, secara rincidapat dibagi menjadi enam seam. Secara berurutandari tua (menempati bagian bawah dari Formasi

Muara Enim) hingga muda (menempati bagian atasdari Formasi Muara Enim) adalah Seam E, Seam D,Seam C, Seam B, Seam A dan seam F.

Lapisan batubara seam A umumnya berwamahitam kecoklatan sampai hitam mengkilat;mempunyai 3partingutama dengan ketebalan berkisarantara 5 cm hingga 20 cm. Pada lapisan batubara initerdapat sesar-sesar minor dengan perkembangankekar yang sangat intensif. Sesar-sesar dan kekar-kekar tersebut sudah menyatu dengan cleat. Namunsistim cleat masih bisa dikenali dari orientasinya.Kerapatan cleat teramati sangat rapat dengan jarakantar cleatumumnya 1 cm hingga 3 cm.

Untuk batubara lapisan seamB pada umumnyaberwama hitam mengkilap dengan beberapalapisanpartingberwarna abu-abu gelap.

Lapisan seam C memperlihatkan wama hitammengkilat, menandai peringkat lebih tinggi darilapisan batubara di atasnya.

Berdasarkan hasil perhitungan dan korelasiantar well log, ketebalan lapisan batubara di daerahpenelitian relatif makin tebal ke arah timur-tenggara(Sumur L), dan relatif menipis ke arah timurlaut(Sumur K).

5.2.2.Sistem Gas Metana Batubara

Endapan batubara Formasi Muara Enimdiendapkan di back arc basin, dan ditandai dengandiendapkannya batulempung, batulanau danbatupasir tufaan. Batas dengan Formasi Air Benakatyang berada dibawahnya ditandai dengan dijumpailapisan E, sedangkan batasnya dengan FormasiKasai yang berada diatasnya ditandai dengandijumpai lapisan batubara gantung (Mannhardt,1918).

Lapisan A, B dan C merupakan lapisanbatubara utama di Formasi Muara Enim. Penyebaran

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

10/28


36

ketiga lapisan ini relatif luas, dan mempunyaiketebalan yang relatif stabil. Total ketebalanlapisan batubara Formasi Muara Enim mencapailebih dari 100 m.

Lapisan-lapisan batubara Formasi Muara Enimterlipat dan terpatahkan semasa Orogenesa Plio-Pleistosen, dan menghasilkan pola struktur yangberarah baratlaut- tenggara. Sejak gas metanabatubara mampu diproduksi dari batubara berkualitasrendah, seperti contohya di Powder River BasinUSA,maka batubara Formasi Muara Enim yang relatifberkualitas rendah (lignite-sub bituminous dengankisaran Ro 0.29% - 0.78%) menjadi menarik untukdimasukan ke dalam potensi sumberdaya ekonomis.Kisaran gas content 117 - 259 scf/ton, prakiraan

volume IGIP yang terkandung di Cekungan SumatraSelatan sebesar 183 scf/ton (Steven op.citSosrowidjojo, 2006).

Berdasarkan pada diagram grafik dari Gambar5.7 - 5.9 dapat disimpulkan, bahwa nilai Ro sangat

terkait dengan kedalaman. Pada daerah penelitian iniditentukan, bahwa batas kedalaman gas metanabatubara yang diteliti adalah yang berasal dari lapisanbatubara pada kedalaman hingga 1000 m (kisaran Roantara 0.3 s/d 0.4%), yaitu lignite sub bituminous,

walaupun hingga saat ini masih ada pendapatmengenai kedalaman ekonomis gas metana batubarayang terletak s/d 1500 m.

Berdasarkan data-data batubara di CekunganSumatera Selatan yang tersedia, dan perbandingandengan data-data dari cekungan lainnya, maka dapatdisimpulkan bahwa karakteristik gas metana batubaradi Indonesia :

Mengandung gas tidak jenuh;

Mengandung volume gas yang rendah, tetapitetap masih dapat dieksploitasi;

Tipe gas metana adalah tipe mixture bio-thermo-genic gas;

Ketebalan lapisan batubara yang bervariasi;

Kandungan metana yang tinggi (> 90%)

Berdasarkan Gambar 5.9 - 5.11, di atas terlihat bahwadi daerah penelitian, nilai Rowindowterletak di antara0,3% s/d 0,6% dengan kisaran kualitas batubaraadalah lignite hingga high volatile bituminous

(Gambar 5.8). Batas kedalaman gas metana batubarayang diteliti adalah yang berasal dari lapisan batubaradi kedalaman hingga 1000 m (kisaran Roantara 0.3%s/d 0.4%), yaitu : lignite - sub bituminous.

5.2.3.Area Sweet Spot

Berdasarkan analisis geofisika dan pengolahandata di daerah penelitian, maka distribusi/sebarandaerah yang merupakan potensi gas metanabatubara/GMB dapat diketahui pada suatu area sweetspot lapisan/seam batubara, yang pada daerah

penelitian digambarkan untuk total keseluruhanlapisan batubara. Penentuan sweet spotdidasarkan padatahap identifikasi yang beberapa parameternyadiuraikan sebagai berikut :

1. Kisaran kedalaman ekonomis gas metanabatubara (250 m - 1000 m)

2.

Kisaran dari tebal lapisan batubara (> 5 m)3. Prosentase VRmapdengangroupmaceral

Berdasarkan kriteria tersebut di atas, selanjutnyadilakukan pengerjaan menumpang-tindihkan/overlay-kan antara peta ketebalan seam batubara dengan petadistribusi/sebaran VR/Ro, sehingga diketahui daerahyang merupakan potensi sebaran gas metanabatubara/GMB/CBM dan peta yang dihasilkandisebut peta sweet spot area, seperti yang ditunjukkanpada Gambar 5.7, kemudian terhadap peta tersebutdihitung luas arealnya yang datanya digunakan untukperhitungan initial gas in place (IGIP). Perhitungan luasyang dilakukan terhadap peta sweet spot areadikelompokan menurut posisi/letak geografis daerahpotensi GMB/CBM, yakni west dan east area sweet spot(Gambar 5.7). Kontur interval yang diplot pada petaisopach yang juga merupakan peta sweet spot areaberselang 5 m, dengan kontur terendah memiliki nilai61 m dan tertinggi memiliki nilai 131 m. Berdasarkanperhitungan matematis terhadap potensi GMB didaerah penelitian, maka ketebalan minimal/cut-offlapisan/seam batubara yang dapat dieksplorasi secaraekonomis, yakni ditentukan pada tebal 86 m, sehinggaperhitungan luas yang dilakukan diawali pada tebalkontur tersebut. Secara lengkap, kontur intervalisopach yang dihitung luasnya di west sweet spot area,

yakni yang bernilai 86 m hingga 131 m, sedangkan dieast sweet spot areayang bernilai 86 m hingga 96 m.

5.2.3.1.West Area Sweet Spot

Pada masing-masing kontur interval dilakukanperhitungan sesuai dengan nilai kontur interval yangterdapat dalam peta west sweet spot area, yakni : 86 m(Gambar 5.12), 91 m (Gambar 5.13), 96 m, 101 m,106 m, 111 m, 116 m, 121 m, 126 m dan 131 m

5.2.3.2.East Area Sweet Spot

Pada masing-masing kontur interval dilakukan

perhitungan sesuai dengan nilai kontur interval yangterdapat dalam peta east sweet spot area, yakni : 86 m(Gambar 5.14), 91 m dan 96 m.

5.2.3.3.Perhitungan Total Luas Sweet Spot Area

Berdasarkan perhitungan luas daerah potensiGMB/CBM tersebut di atas, maka total keseluruhanluas sweet spot areadi daerah penelitian yang meliputidaerah west dan east sweet spot area, yakni :

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

11/28


37

No AreaPotensi

GMB/CBM

Kontur

Isopach(m)

Kontur

Isopach/Tebal

Batubara (ft)

TotalLuas

(km2

)

TotalLuas

(acres)

86 282,15

91 298,56

96 314,96

101 331,36

106 347,77

111 364,17

116 380,58

121 396,98

126 413,39

131 429,79

86 282,15

91 298,56

96 314,96

410,81 101.512,83

207,90 51.373,20

1 WestArea

SweetSpot

2 East

Area

SweetSpot

VI. Kesimpulan

1. Formasi Muara Enim (MEF) di daerah penelitian(daerah Bukit Asam dan sekitarnya) merupakanformasi pembawa batubara yang tersingkap dipermukaan memiliki karakteristik batubara, pada

umumnya berwarna hitam-kecoklatan sampaihitam mengkilat, dengan sisipan tapisan pengotor(dirty-bands) berwarna abu-abu cerah sampai putihyang terbentuk dari batulempung tufaan (tongstain)secara rinci dibagi menjadi enam seam secaraberurutan dari tua (menempati bagian bawah dariMEF) hingga muda (menempati bagian atas dariMEF) adalah seam A, seam B, seam C, seam D, seamE dan seam F.

2. Data yang digunakan untuk melakukan evaluasipotensi Gas Metana Batubara (GMB)menggunakan analisis dari sampel batubara,seperti analisis maceral, vitrinite reflectance untuk

menentukan komposisi batubara yang mewakilikarakter dari reservoar, dan pemetaan batubara dipermukaan yang berfungsi untuk mengetahuidistribusi dari lapisan batubara sebagai reservoargas metana batubara, berupa data log dan seimik.

3. Berdasarkan data sumur, dilakukan interpretasiuntuk penentuan lapisan batubara, ketebalan danpenamaan lapisan batubara berdasarkankarakteristik litologi padafootdan roofdari seam coal(khususnya untuk data sumur berupa mud log) dankriteria dari Gamma Ray dan Resistivity (inductiondeep log), dan kedalaman dari lapisan batubaratersebut, kemudian dilakukan korelasi lapisan

batubara antar sumur yang mewakili arah barat-timur dari daerah penelitian, yakni sumur SumurG, Sumur H, Sumur I, Sumur J dan Sumur K

4. Batas kedalaman gas metana batubara yang ditelitiadalah yang berasal dari lapisan batubara dikedalaman hingga 1000 m (kisaran Ro antara0.3% s/d 0.4%), yaitu : lignite sub bituminous,

walaupun hingga saat ini masih muncul pendapatmengenai kedalaman ekonomis gas metanabatubara yang terletak hingga 1500 m.

5. Berdasarkan data-data batubara di cekunganSumatera Selatan yang tersedia dan perbandingandengan data-data dari cekungan lainnya, makadapat disimpulkan bahwa karakteristik gas metanabatubara di Indonesia, yakni : mengandung gastidak jenuh; volume gas yang rendah, tetapi tetapmasih dapat dieksploitasi; tipe gas metana mixturebio- & thermo-genic gas; ketebalan lapisan batubarayang bervariasi dan kandungan metana yang tinggi(> 90%).

6. Penentuan sweet spot area didasarkan pada : a)kisaran kedalaman ekonomis gas metana batubara(250 m - 1000 m); b) kisaran dari tebal lapisanbatubara (> 5 m); dan c) prosentase VRmapdengan group maceral. Potensi GMB dapatdieksplorasi secara ekonomis denganmemperhatikan ketebalan minimal/cut-offlapisan/seambatubara, yakni 86 m

7. Perhitungan luas yang dilakukan terhadap petasweet spot areadikelompokan menurut posisi/letakgeografis daerah potensi GMB/CBM, yakni westarea sweet spot sebesar 410,81 km2atau 101.512,83acre dan east area sweet spot sebesar 207,90 km2atau51.373,20 acre, dan total keseluruhan luas sweetspot areadi daerah penelitian, yakni sebesar 618,71km2atau 152.886,03 acre

Pustaka

Advanced Resources International, Inc., 2003,Indonesian Coalbed Methane Resource Assessment,Unpublished Report, Prepared for Asian

Development Bank, Manila-MIGAS, Jakarta, 187pp.Ahmed,M & Smith,J.W., 2001, Biogenic Methane

Generation in the Degradation of EasternAustralian Permian Coals, Organic Geochemistry.

Australian standard TMAS 3980-1999, Guide to TheDetermination of Gas Content of Coal-DirectDeserption Method, Standards Association of

Australia, 36 p.Bustin,R.M., Cameron, A. R., Grieve, D. A.,

Kalkreuth, W. D. 1983, Coal Petrology, ItsPrinciple, Methods and Application, Geol. Assoc.of Canada.

De Coster, G. L. 1974, Geology of Central and SouthSumatera Basin, IPA Proceeding.

G,Stepanek,S.H. & Moore,T.A, 2004, CoalbedMethane Potential in The Waikota Coalfield ofNew Zeland: A Comparison with DevelopedBasins in the United States, Proceeding of 2004New Zeland Petroleum Conference, Ministry ofEconomic Development,Auckland,6 pp.

Matasak, Th., Kendarsi, R. 1977, Geologi EndapanBatubara di Bukit Asam Sumatera Selatan,Bandung.

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

12/28


38

Moore, T., Butland, C. 2005, Coal Seam in NewZealand as a Model for Indonesia, IAGI SpecialIssues

Nelson, Charles, R., 2000, New Methods for CoalbedMethane Reservoir Gas-in-Place Analysis: Results fromCase Studies in the San Juan, Powder River, BlackWarrior and Central Appalachian Basins, GasResearch Institute, Chicago, IL, August 2000.

Sani, Kartono, 2000, Coalbed Methane as PotentialAlternative Energy Resources in Indonesia, Conferenceon Coal for Energy Security in ASEAN Region,

Jakarta, Indonesia, December 6-7, 2000.Saghafi,A., 2003, Aspects of Gas Storage and Flow

Properties of Australian Coals, Proceedings of the2nd Annual Australian Coal Seam and MineMethane Conference, 19-20 February 2003,Brisbane,Australia, pp 1-15.

Scott, Andrew, R. and Tyler, Roger, 1998, Geologic andHydrologic Controls Critical to Coalbed MethaneProduction & Resource Assessment, Proc.

International Conf. on Coal Seam Gas and Oil,Brisbane, Australia, March 22-23, 1998.

Stevens, S.H., and Hadiyanto, 2004, Indonesia,Coalbed Methane Indicators and BasinEvaluation, SPE 88630, SPE Asia Pasific Oil andGas Conference and Exhibition, Perth,Australia.

Sosrowidjoyo, I. 2006, Coalbed Methane Potensial inSouth Palembang basin, Proc. Jkt. 2006 Int.Geosciences

Sosrowidjojo, Imam B., Aspek-aspek Teknis danKeekonomian Pengusahaan Coalbed Methane,PPPTMGB LEMIGAS (telah terpublikasi)

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

13/28


39

75

120

50 50

10

20

1 1 35 2

0

20

40

60

80

100

120

140

TCF

GAS

POTENSI CBM DI INDONESIA

BARITO

SUMSEL

KUTEI

SUMTENG

BERAU

TARKAN UTARA

OMBILIN

JATIBARANG

ASEM

BENGKULU

SENGKANG

Gambar 1.1. Cekungan Gas Metana Batubara di Indonesia(Advanced Resources International, Inc) (op.cit Iskandar E., 2006)

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

14/28


40

Gambar 1.2. Lokasi Daerah Penelitian (sumber : peta P. Sumatera,Atlas Indonesia & Dunia) skala peta 1 :6.100.000 dan Peta oleh Tim CBM Survei Lapangan Lemigas skala peta 1 : 10000 (op.cit Iskandar E., 2006)

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

15/28


41

Tabel 2.1. Coal Type dan Rank Coal (op.cit Iskandar E., 2006)

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

16/28


42

Gambar 2.1. Jalur migrasi metan (US DOE, 2004 - op.cit Iskandar E., 2006

Gambar 2.2. Hasil sayatan poles analisis petrografi (op.cit Iskandar E., 2006

Gambar 2.3. Parameter Kematangan Batubara & Hubungannya terhadap Pembentukan Gas Metana Batubara (op.cit Iskandar E., 2006)

Sample no. : 2

0 0.05 mmF1-6

Vitrinite

Liptinite Inertinite

Face Cleat

Butt Cleat

F1-40 0.05 mm

Vitrinite

Liptinite

Butt Cleat

Face

CleatButt

Cleat

Pyrite

U

Butt CleatFace Cleat

Butt Cleat

Butt Cleat

Face Cleat

Face Cleat

Face Cleat

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

17/28


43

Gambar 3.1 : Kerangka Tektonik Sumatera. WK GMB Sumbagsel Area I (lingkaran merah) terletak di Depresi Lematang dansecara re ional meru akan ba ian dari Cekun an Sumatera Selatan Darman & Sidi, 2000 o .c it Iskandar E., 2006

Gambar 3.4. Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (afterBudi Tamtomo, et.al., 2003 op.cit Iskandar E., 2006

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

18/28

44

Gamba

Gambar 3.2 :

3.3 : Penampaelemen

Penent

lemen Struktu

g Elemen Strusruktur Lemata

uan Peta Sebara

r Sumatera Sela

S

tur Sumatera Sg Depression(Pe

n Potensi GMB (

an (Pertamina

elatan Daerahrtamina BPPK

Sweet Spot Area)

BPPKA, 1997 o

NE

ajian GMB Su, 1997op.cit Is

di daerah BukitAristaMuhart

= daerah Kaj

.cit Iskandar E

bagsel merupandar E., 2006

Asam, Sumatranto dan Erwin Iskandar (

ian GMB Sumba

., 2006)

kan sinklin pa

Selatanhal 27 54)

sel Area

a

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

19/28

MIND

Gambar

GI Vol. 10 No.1

3.5. Peta Geolo

, Juni 2006

i daerah WK MB Sumbagse Area dan sekitet.al. op. citIs

arnya (modifikakandar E., 2006

si Peta Geologi)

Lembar Lahat,

45

Sumatera Selat n, Gafoer

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

20/28

46

Gamb

Gamb

ar 3.6. Kerangk

r 3.7. Penamaa

UMU

K

U

A

R

T

ER

P

L

I

S

T

O

S

E

N

M

I

O

S

E

N

Penent

a Stratigrafi &

Seampada An

R FORMASI

ALUV

KA

K

H

IR

E

N

H

M

U

A

R

A

E

N

IM

AIR BE

uan Peta Sebara

enamaan Seam

(Shell, 1978 o

tiklinorium Pal

ANGGOTA P

IUM

AI

M4

M3

M2

M1

AKAT

b

lm

gl

bt

bt

n Potensi GMB (

pada Antiklino

.cit Iskandar E.

mbang, Cekun

EMERIAN LITO

Beraneka enda

erestrial,sering

hasil rombaka

formasi Kasa

Btps tufaan teran

glaukonitan,tdpt

kaolin acid pumic

vulkanik, ada len

bara,tbl 400-100

pg tufaan, tdpt l

tbran,btps hls-

ukonitan,tbl pu

120-200mm

btps tbl 3-8m,4

i ats seam mang

Tbl 100-280m

lpg cklt abu,lpg

sr hls-sdg,cklt-

psr tbl 40-120

ps,btlnau&lmpg

ab,tbl 100-250

lmpg&srph psra

tbl 100-1100

Sweet Spot Area)

rium Palemban

, 2006)

an Sumatera S

LOGI LAPISA

an

kali

n

i

g,

e,

a

m

mpg

sr,

mice

m

us&

sran,

bu2

m

cklt

n,

- N

- L

- B

- K

- B

- B

-

- S

- P

-

-


g, Cekungan Su

latan (op.cit Isk

BATUBARA

iru

ematang

enakat

ebon

enuang

urung

angus

uban

etai

erapi

eladi


matera Selatan

ndar E., 2006)

Selatanhal 27 54)

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

21/28

MIND

F

RRRR

GI Vol. 10 No.1

to 2.1. Singka

Singkdip

Rekah(Butt c

ekahan (fracture)

Singkdip

Rekah(Butt c

ekahan (fracture)

Singkdip

Rekah(Butt c

ekahan (fracture)

Rekah(Butt c

ekahan (fracture)

Gambar 3.8.

, Juni 2006

an lapisan batuter

pan batermukaa

Re

n vertikalleat)

pan batermukaa

Re

n vertikalleat)

pan batermukaa

Re

n vertikalleat)

Re

n vertikalleat)

Manngus coal sea

bara (Mangus),sebut sudah me

baran

kahan sejajar (Fa

baran

kahan sejajar (Fa

baran

kahan sejajar (Fakahan sejajar (Fa

yang merupak

nampak mempnyatu dengan cl

e cleat)e cleat)e cleat)e cleat)

n target pencah

rlihatkan perkeeat (op.cit Iskand

Targe

arian GMB di Ce

mbangan kekarar E., 2006)

t Utama G

kungan Sumate

yang sangat int

B

a Selatan (op.cit I

47

ensif, kekar

skandar E., 200 )

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

22/28

48

SumurG

SumurH

SumurI

SumurJ

Sum

urK

Penentuan Peta Sebaran Potensi GMB (

Sweet Spot Area) di daerah BukitAristaMuhart


Selatanhal 27 54)

Gambar5.1.

Korelasi

lapisanbatubaraantarsumurG,

H,

I,Jda

nKyangmewakilikorelasiarahbarattimurdaridaerahpenelitian

op.c

itIskandarE

.,2006)

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

23/28


49

N.Top

Mangus

N.Top

Suban

N.Top

Petai

N.Top

Merapi

N.Top

Mangus

N.Top

Suban

N.Top

Petai

N.Top

Merapi

Gambar 5.2. Well Seismic-Tie o I-well o .cit Iskandar E., 2006

SeamA

SeamB

Well Siesmic Tie of I-well (cc = 0.6385)

SeamC

SeamD

Gambar 5.3. Conto Interpretasi Seismik WK GMB Sumbagsel Area lintasan utara selatan (op.cit Iskandar E., 2006)

NT Mangus

Coal

NT Hanging

Coal

NT Merapi

NT Keladi

NT Suban Coal

NT Suban Coal

86lm-2

1

86lm-1

9

86lm-1

7

85tl-25

85tl-21

85tl-21

86lm-1

5

86lm-1

3

85tl-13

85tl-11

86lm-0

9

85tl-09

85tl-05

85tl-03

85tl-01

85tl-10

86lm-0285tl-08

85tl-06

85tl-04

85tl-02

83

sj-02

88eo-1190eo-25

88eo-09

88eo-07

88eo-05

90eo-11

90eo-07

88eo-0

2

90eo-1

6

88eo-0

8

90eo-0

8

88eo-1

0

90eo-0

14

90eo-3

0

90eo-1

2

78p-26

78p-24

78p

-23

90

eo

-24

88eo-15

88eo-2

4

90

eo

-06

88

eo

-26

88

eo

-18

78

p-1

9

88eo-13

78p-18

78p-20

90

eo

-26

88eo

-19

88

eo

-20

04kmb-20

04

kmb

-01

S

U

NT Mangus

Coal

NT Hanging

Coal

NT Merapi

NT Keladi

NT Suban Coal

NT Suban Coal

86lm-2

1

86lm-1

9

86lm-1

7

85tl-25

85tl-21

85tl-21

86lm-1

5

86lm-1

3

85tl-13

85tl-11

86lm-0

9

85tl-09

85tl-05

85tl-03

85tl-01

85tl-10

86lm-0285tl-08

85tl-06

85tl-04

85tl-02

83

sj-02

88eo-1190eo-25

88eo-09

88eo-07

88eo-05

90eo-11

90eo-07

88eo-0

2

90eo-1

6

88eo-0

8

90eo-0

8

88eo-1

0

90eo-0

14

90eo-3

0

90eo-1

2

78p-26

78p-24

78p

-23

90

eo

-24

88eo-15

88eo-2

4

90

eo

-06

88

eo

-26

88

eo

-18

78

p-1

9

88eo-13

78p-18

78p-20

90

eo

-26

88eo

-19

88

eo

-20

04kmb-20

04

kmb

-01

S

U

SeamA

SeamF

SeamB

SeamB

SeamE

SeamD

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

24/28


50

Gambar 5.4. Conto Peta TopStruktur untuk Seam A (op.cit Iskandar E., 2006)

0m

250m

500m

1000m

1500m

2000m

KAF

ABF

Hanging Coal Group

Manggus, Suban, Petai

Merapi, Keladi

ABF

MEF

Lematang FaultLematang Depression

Very High Risk

Low Risk

High RiskMedium Risk

Nanang Muksin, March 2008

Index Map

A

B

A B

Low Risk

Medium Risk

High Risk

MEF

Very High Risk

0m

250m

500m

1000m

1500m

2000m

KAF

ABF

Hanging Coal Group

Manggus, Suban, Petai

Merapi, Keladi

ABF

MEF

Lematang FaultLematang Depression

Very High Risk

Low Risk

High RiskMedium Risk

Nanang Muksin, March 2008

Index Map

A

B

A B

Low Risk

Medium Risk

High Risk

MEF

Very High Risk

Gambar 5.5. Geological Cross-Section of Muara Enim Coal Seams (op.cit Iskandar E., 2006)

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

25/28


51

Gambar 5.6. Lokasi daerah penelitian yang terletak dalam Depresi Lematang (op.cit Iskandar E., 2006)

Gambar 5.7. Peta sweet spot areayang merupakan hasil menumpang-tindihkan/overlay-kan antara peta ketebalan seam batubaradengan peta distribusi/sebaran VR/Ro

Gambar 5.7. Peta sweet spot areayang merupakan hasil menumpang-tindihkan/overlay-kan antara peta ketebalan seam batubaradengan peta distribusi/sebaran VR/Ro(op.cit Iskandar E., 2006)

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

26/28

52

Ga

Ga

bar 5.10. Ro

bar 5.9. ROvs

ambar 5.8. Ku

Penent

s Kedalaman s

Kedalaman s/

litas batubara d

uan Peta Sebara

d 1500 m dan

1700 m dan a

lam kaitannya d

n Potensi GMB (

nalisis petrogr

alisis etro rafi

ngan tipe-tipe g

Sweet Spot Area)

fi batubara pad

batubara ada

as metana dan R


a sumur Y (op.ci

sumur X o .ci t

o (op.cit Iskanda


t Iskandar E., 2

Iskandar E., 20

E., 2006)

Selatanhal 27 54)

06)

6

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

27/28


53

Gambar 5.11. Ro vs Kedalaman s/d 1500 m dan analisis petrografi batubara pada sumur Z (op.cit Iskandar E., 2006)

Gambar 5.12. Salah satu conto peta Sweet Spot West Area yang memperlihatkan luas areal yang dihitung padanilai kontur tebal batubara 86 m

7/17/2019 115-347-1-PB (1).pdf

28/28


54

Gambar 5.13. Salah satu conto peta Sweet Spot West Area yang memperlihatkan luas areal yang dihitung padanilai kontur tebal batubara 91 m

Gambar 5.14. Salah satu conto peta Sweet Spot East Area yang memperlihatkan luas areal yang dihitung pada nilaikontur tebal batubara 86 m

115-347-1-PB (1).pdf

Documents

Transcript of 115-347-1-PB (1).pdf