Pemboran Dalam Batubara Dan Pengukuran Kandungan Gas Di Daerah Kabupaten Muaraenim Provinsi Kalimantan Barat

Dahlan Ibrahim,Sigit Arso W

SARI

 Daerah Airlaya, Tanjung Enim terletak di Kecamatan Lawang Kidul, Kabupaten

Muaraenim, Provinsi Sumatera Selatan. Secara geografis dibatasi oleh koordinat 103°41’07” -

103°50’18” BT dan 03°40’51” - 03°50’37” LS. Daerah ini termasuk  Cekungan Sumatera

Selatan dengan  stratigrafi tersusun oleh batuan Tersier berumur Miosen Tengah hingga Pliosen

yaitu Formasi Air Benakat, Formasi Muaraenim,  Formasi Kasai, Satuan Gunungapi Muda  dan

Batuan terobosan Andesit. Formasi Muaraenim dengan Anggota M1, M2, M3 dan M4 telah

dikenal luas sebagai formasi pembawa batubara yang sangat  potensial di Cekungan Sumatera

Selatan.

Kegiatan penyelidikan terdiri atas pemboran dalam, pemetaan geologi batubara dan

pengukuran kandungan gas methane dalam lapisan batubara pada Formasi Muaraenim..

Penyelidikan bertujuan untuk mengetahui potensi batubara pada kedalaman > 100 m, potensi gas

methane dalam lapisan batubara (CBM) dan prospek pengembangannya di masa depan. 

Hasil penyelidikan menunjukkan potensi endapan batubara Formasi Muaraenim cukup

besar baik dari segi distribusi lapisan, penyebaran, ketebalan maupun kualitas batubara. Hasil

Pemboran dalam di lokasi ALD-01 Airlaya, Tanjung Enim  dengan kedalaman mencapai 321 m

telah  tmenembus tujuh lapisan batubara  yaitu Seam Enim, Seam G-1, Seam G-2, Seam G-3,

Seam G-4, Seam G-5 dan Seam G-6 dengan ketebalan masing-masing  30,05 m ; 1,60 m ; 5,00 m

;4,00m;0,60m;1,30m;0,20m.

Penghitungan sumber daya batubara dalam (100m – 500 m) dengan batas ketebalan

lapisan  ?  1 m menghasilkan  jumlah sumber daya batubara hipotetik sebesar 1.125.404.854 ton

yang terdiri atas 89.242.62 pada zona kedalaman 100-250 meter dan 92.415.542 ton pada zona

250-500 meter. Kualitas batubara cukup baik dicerminkan  dengan kandungan abu rata-rata  < 4

%, kadar sulfur total umumnya < 1 % dan nilai kalori rata-rata > 6400 kal/gr sehingga secara

umum dapat digolongkan sebagai high rank coal  (batubara peringkat tinggi).

Hasil pengukuran kandungan gas menunjukkan kandungan gas methane per lapisan

bervariasi antara 0,03 – 24,84 ft3/ton dengan kandungan terbesar terdapat pada seam G-5

(Kedalaman 271,00 – 271,30 meter). Penghitungan sumber daya gas di daerah ini menghasilkan

sumber daya gas methane hipotetik sebesar 758.792.398 ft3.

 

PENDAHULUAN

 

Latar Belakang

Sesuai dengan tugas pokok dan fungsi dari Pusat Sumber Daya Geologi (PMG), Badan

Geologi, Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral yaitu antara lain melakukan penelitian,

penyelidikan, inventarisasi dan eksplorasi endapan bahan galian termasuk batubara dari seluruh

wilayah Indonesia, maka pada tahun anggaran 2009 Pusat Sumber Daya Geologi melalui

Kelompok Program Penelitian Energi Fosil   melakukan kegiatan pemboran dalam dan evaluasi

kandungan gas dalam batubara di Daerah Kabupaten Muaraenim dan Sekitarnya, Provinsi

Sumatera Selatan. Kegiatan ini dibiayai dari Proyek Daftar Isian Pelaksana Anggaran (DIPA)

tahun 2009. 

Kegiatan pemboran dalam merupakan upaya untuk menginventarisasi potensi batubara

pada kedalaman > 100 m, karena selama ini penyelidikan dan pemboran batubara yang telah

dilakukan umumnya terbatas pada potensi batubara pada kedalaman sampai 100 m. Disamping

itu kegiatan pemboran dalam ini diharapkan juga dapat memberikan informasi awal mengenai

potensi kandungan gas methan dalam lapisan batubara (Coalbed Methane, CBM) di daerah

tersebut.  

Coalbed Methane di masa mendatang diharapkan menjadi salah satu satu energi

alternatif yang cukup menjanjikan. Pemilihan daerah di Kabupaten Muaraenim dilatar belakangi

penilaian bahwa daerah tersebut memiliki potensi endapan batubara yang cukup besar. 

Maksud dan Tujuan

Maksud kegiatan adalah untuk mengetahui potensi endapan batubara pada kedalaman di

bawah 100 meter yang  meliputi jumlah dan ketebalan lapisan,  penyebaran, percontohan,  urutan

stratigrafi dan kandungan gas dalam lapisan batubara.

Tujuannya adalah untuk mendapatkan informasi mengenai potensi endapan batubara

pada kedalaman di bawah 100 m yang meliputi sumber daya, kualitas dan kandungan gas dalam

batubara baik volume  maupun komposisinya. Hasil yang diperoleh diharapkan menjadi

informasi awal untuk kemungkinan pemanfaatannya baik untuk tambang dalam maupun

pengembangan coalbed methane (CBM). 

Lokasi Daerah Penyelidikan

Daerah penyelidikan termasuk Kecamatan Lawang Kidul, Kabupaten Muaraenim,

Provinsi Sumatera Selatan. Secara geografis dibatasi oleh koordinat 103°41’07”-103º50’18”

Bujur Timur dan 03°40’51”-03º50’37” Lintang Selatan. Lokasinya terletak lebih kurang 200 km

ke arah Baratdaya dari Kota Palembang.  (Gambar 1)

GEOLOGI UMUM

Informasi geologi regional daerah ini antara lain diperoleh dari publikasi Peta Geologi Lembar

Lahat, Sumatera Selatan, skala 1; 250.000 terbitan Puslitbang Geologi Bandung (Gafoer, S., dkk,

1986);  De Coster (1974) ; Shell Mijnbouw (1978) dan beberapa publikasi lain. 

Daerah penyelidikan termasuk ke dalam Cekungan Sumatera Selatan, dalam tatanan tektonik

Pulau Sumatera merupakan backdeep basin atau cekungan pendalaman belakang

(Koesoemadinata dan Hardjono, 1978). Cekungan ini diperkirakan mulai terbentuk pada Eosen

Tengah sampai Oligosen Akhir akibat pensesaran bongkah dan perluasan batuan dasar Pra

Tersier melalui sesar-sesar  berarah Timurlaut – Baratdaya dan Baratlaut – Tenggara akibat

adanya tekanan yang berarah Utara – Selatan (de Coster,1974; Simanjuntak, 1991).

Cekungan Sumatera Selatan dibagi menjadi Sub Cekungan Jambi (Depresi Jambi) di utara, Sub

Cekungan Palembang Tengah dan Sub Cekungan Palembang Selatan (Depresi Lematang)  di

selatan. Ketiga sub cekungan tersebut dipisahkan oleh tinggian batuan dasar (High).  

Stratigrafi

Stratigrafi Lembar Lahat tersusun oleh kelompok batuan Pra Tersier dan seri batuan Tersier.

Batuan Pra Tersier terdiri atas batuan ubahan batugamping dan batuan beku (diorit ?)  berumur

Perm dan batuan terobosan mikrodiorit berumur Kapur Akhir.     Batuan Tersier terbagi atas dua

kelompok yaitu Kelompok Telisa dan Kelompok Palembang. Dari runtunan litologinya

Kelompok Telisa terdiri atas sedimen yang terbentuk pada fase genang laut (transgresi)

sedangkan Kelompok Palembang terbentuk pada fase susut laut (regresi). Kelompok Telisa

terdiri atas Formasi Lahat (tak tersingkap, data bawah permukaan), Formasi Talangakar dan 

Formasi Gumai sedangkan Kelompok Palembang terdiri atas Formasi Airbenakat, Formasi

Muaraenim dan Formasi Kasai. Pada Zaman Kuarter endapan yang terutama adalah endapan

gunung api.

Formasi Talangakar merupakan batuan tertua yang tersingkap di Lembar Lahat. Formasi ini

diendapkan pada awal fase genang laut, tersusun oleh batupasir halus - konglomeratan,

batulanau, batulempung gampingan dan serpih.  Formasi ini   berumur Oligosen – Miosen Awal

dan diendapkan di lingkungan  darat - laut dangkal. 

Formasi Gumai menindih selaras Formasi Talangakar, tersusun oleh batulempung dan serpih

dengan sisipan batugamping, batulanau, batupasir. Formasi ini berumur Miosen Awal – Miosen

Tengah dan diendapakan di lingkungan  laut terbuka – neritik. Pengendapan Formasi Gumai

merupakan puncak dari fase genang laut dan setelah ini dimulai tahap awal fase susut laut

dengan pengendapan Formasi Airbenakat.

Formasi Airbenakat tersusun oleh perselingan batulempung, serpih dan batulanau, bersisipan

batupasir. Formasi ini berumur Miosen Tengah – Miosen Akhir dan diendapkan di lingkungan

laut dangkal.

Formasi Muaraenim  diendapkan selaras di atas Formasi Airbenakat. Formasi ini tersusun oleh

batulempung dan batulanau tufaan bersisipan batubara. Umurnya Miosen Akhir – Pliosen dan

diendapkan di lingkungan laut dangkal – transisi. Formasi Muaraenim merupakan formasi

pembawa batubara utama di Cekungan Sumatera Selatan.

Formasi Kasai  menindih selaras Formasi Muaraenim, litologinya terdiri atas tufa, tufa pasiran

dan batupasir tufaan. Formasi ini diperkirakan berumur Plio-Plistosen dan diendapkan di

lingkungan darat.

Struktur Geologi

Struktur geologi yang mempengaruhi daerah ini adalah lipatan, sesar dan kekar yang umumnya

mempengaruhi batuan-batuan berumur Tersier. Lipatan berupa sinklin dan antiklin berarah

Baratlaut – Tenggara sampai Barat – Timur dan mempengaruhi batuan berumur Oligosen – Plio

Plitosen.  Sesar adalah sesar normal berarah Baratlaut – Tenggara yang mempengaruhi batuan

berumur Oligosen – Miosen Tengah, berarah Timurlaut – Baratdaya dan Utara – Selatan pada

batuan berumur Miosen – Plio Plistosen. Kekar umumnya berarah Timurlaut – Baratdaya dan

Barat – Timur.  

Indikasi Endapan Batubara dan Kandungan Gas Dalam Batubara

Formasi Muaraenim merupakan formasi pembawa batubara utama pada Cekungan Sumatera

Selatan. Shell (1978) membagi formasi ini atas empat anggota,yaitu Anggota M1, M2, M3 dan

M4. Tiap anggota mengandung beberapa lapisan batubara dan batas antar anggota ditentukan

oleh alas (floor) atau puncak (top) dari lapisan batubara tertentu.

Secara umum Anggota M1 mengandung dua lapisan batubara atau seam yang dinamakan Keladi

dan Merapi. Anggota M2 mengandung tiga seam yaitu Petai, Suban, Mangus (pada beberapa

lokasi dapat dibedakan atas Mangus 1 dan Mangus 2). Anggota M3 mengandung dua seam yaitu

Burung dan Benuang. Anggota M4 mengandung empat seam yaitu Kebon, Benaka / Enim,

Lematang / Jelawatan dan Niru. Disamping seam-seam tersebut pada beberapa anggota sering

terdapat beberapa lapisan batubara relatif tipis dan tidak menerus yang dinamakan lapisan-

lapisan gantung.

Anggota M1 bagian bawahnya dibatasi oleh alas dari seam Keladi dan batas atas adalah alas dari

seam Petai. Anggota M2 batas bawahnya adalah alas seam Petai dan batas atasnya  puncak seam

Mangus. Anggota M3 batas bawah adalah puncak seam Mangus dan batas atas adalah alas seam

Kebon. Anggota M4 batas bawahnya alas seam Kebon dan batas atas adalah puncak seam Niru.

Keberadaan anggota maupun lapisan-lapisan batubara tersebut di atas tidak selalu dijumpai

secara lengkap pada setiap tempat pada sekuen Formasi Muaraenim, hal ini tergantung pada

kondisi pengendapan, posisi pada cekungan dan aspek geologi lainnya.  

Formasi Muaraenim di daerah Kabupaten Muaraenim dan sekitarnya berdasarkan penyelidikan

terdahulu (Shell, P.T. Bukit Asam, NEDO) mengandung lapisan-lapisan batubara yang cukup

lengkap pada Anggota M1, M2, M3 dan M4. Ditinjau dari segi dimensi, jumlah dan distribusi 

lapisan, kedudukan, struktur perlapisan maupun jenis dan kualitas batubara diperkirakan  cukup

potensial. Berdasarkan faktor-faktor tersebut endapan batubara di daerah ini dinilai layak untuk

diselidiki dengan pemboran dalam untuk mengetahui potensi endapan batubara pada

kedalaman ? 100 m dan untuk mengetahui potensi kandungan gas methane dalam lapisan

batubaranya.

 

KEGIATAN PENYELIDIKAN

Pemboran Dalam

Kegitan pemboran dalam batubara dilakukan dengan metoda pemboran inti. Pengamatan hasil

pemboran terutama adalah pemerian sifat teknis batuan dan batubara dari inti bor. Dilakukan

juga pengambilan conto batubara untuk keperluan pengujian kualitas batubara dan pengukuran

kandungan gas dalam batubara. 

Penentuan lokasi bor mengacu kepada kedudukan lapisan-lapisan batubara yang menjadi target

dan rencana kedalaman pemboran. Lapisan-lapisan batubara yang dipilih memiliki kriteria antara

lain ketebalan yang memadai, kedalaman yang cukup, rank batubara yang cukup tinggi,

penyebaran relatif jauh.  Faktor lain yang menjadi bahan pertimbangan penetuan lokasi bor

adalah kemudahan akses jalan untuk mobilisasi alat pemboran, perizinan lahan dan tersedianya

sumber air.

Karean karena lokasi penyelidikan terletak di dalam wilayah Kuasa Pertambangan batubara P.T.

Bukit Asam maka penentuan lokasi titk bor mempertimbangkan saran dan rekomendasi dari

perusahaan tersebut berdasarkan data batubara internal mereka.  

    

Pemetaan Geologi

Pemetaan geologi batubara di permukaan dilakukan untuk menunjang data hasil pemboran dalam

yaitu untuk mengetahui jumlah lapisan, penyebaran dan ketebalan dari lapisan batubara sehingga

kegiatan ini lebih difokuskan di sekitar wilayah pemboran Dilakukan juga pengambilan conto

batubara di permukaan, tujuannya untuk membandingkan kualitas batubara di permukaan dengan

batubara hasil pemboran. 

Pengukuran Kandungan Gas Dalam Lapisan Batubara    

Pengukuran kandungan gas dimaksudkan untuk mengetahui volume dan komposisi gas dalam

batubara. Lapisan batubara biasanya mengandung berbagai unsur gas diantaranya : CO2, N2 dan

CH4...  Volume atau persentase kandungan gas methane (CH4.) dalam lapisan batubara

merupakan tujuan utama  dalam pengukuran ini, kandungan gas methane yang makin besar akan

memberikan prospek lebih baik untuk kajian CBM.

Kegiatan pengukuran gas dalam lapisan batubara merupakan proses yang berkelanjutan mulai

dari lapangan hingga ke laboratorium.  Prosedur pengukuran dilakukan melalui beberapa tahapan

yaitu tahap persiapan, pemasukan conto batubara ke dalam canister, pengukuran gas dan tahap

akhir. Tahap persiapan hingga tahap pemasukan conto dilakukan di lapangan, tahap pengukuran

gas dilakukan di lapangan dan dilanjutkan di kantor/laboratorium sedangkan tahap akhir

merupakan kegiatan kantor. 

Metode yang digunakan pada pengukuran gas adalah berupa desorption test yang mengadopsi

metode USGS,  dirumuskan sebagai :

QT = Q1 + Q2 + Q3

 

            QT : Jumlah Total Kandungas                         Gas  (cc)

            Q1 : Kandungas Gas yang                              Hilang (Lost Gas)  (cc)

            Q2 : Kandungan Gas yang                              Diukur dalam canister  (cc)

            Q3 : Kandungan Gas Sisa                              (Saat Crusher)  (ml)

 

Hasil Q1 atau lost gas diperoleh dari analisa regresi yang didapatkan setelah pengukuran gas di

canister atau Q2 telah selesai dilakukan. Analisa regresinya menggunakan regresi linier. Q2

didapat dari hasil pengukuran gas yang keluar dari canister sedangkan untuk Q3 dihasilkan dari

pengukuran gas yang keluar dari batubara pada saat batubara di crusher.    

Analisis Laboratorium

Kegiatan analisis laboratorium terhadap conto batubara terdiri atas analisis proksimat, ultimat,

petrografi batubara, pengukuran kandungan gas dan adsorpsi  isotherm.

Analisis proksimat dan ultimat tadalah untuk mengetahui kualitas dari batubara, dengan 

beberapa parameter antara lain kandungan moisture (IM, FM, TM), kandungan zat terbang

(VM), kandungan abu (Ash), karbon tertambat (FC), kadar sulfur total  (St), nilai kalori (CV),

berat jenis (SG, RD), indeks kekerasan (HGI), kandungan unsur-unsur (C, H, N, S, O). Analisis

petrografi adalah untuk mengetahui komposisi maseral, nilai reflektansi vitrinit dan kandungan

mineral (lempung, oksida besi, pirit).

Pengukuran kandungan gas di laboratorium merupakan lanjutan dari proses pengukuran di

lapangan. Analisis adsopsi isotherm dari conto batubara diperlukan untuk melengkapi analisis-

analisis tersebut terdahulu. Tujuannya untuk mengetahui besarnya kemampuan daya serap gas

dari conto batubara.

Pengolahan Data

Data penyelidikan terdiri atas data lapangan dan data kantor. Data lapangan berupa data hasil

pemboran, pemetaan geologi dan pengukuran kandungan gas di lapangan. Data kantor adalah

hasil analisis conto batubara di laboratorium dan data pengukuran lanjutan kandungan conto

batubara yang masih disimpan dalam canister.  Kesemua data tersebut  ditunjang dengan data

literaratur diolah untuk menghasilkan suatu informasi mengenai potensi endapan batubara pada

kedalaman > 100 meter dan   potensi kandungan gas methane dalam lapisan batubara (CBM) di

daerah tersebut. 

Data hasil pemboran batubara terutama jumlah, kedalaman, ketebalan dan kedudukan lapisan

batubara akan  diproyeksikan ke permukaan dan dikombinasikan dengan data singkapan

batubara serta selanjutnya dikorelasikan untuk mendapatkan gambaran  mengenai bentuk sebaran

maupun jumlah lapisan termasuk aspek-aspek geologi yang mempengaruhinya. Penggambaran

pola sebaran lapisan batubara juga ditunjang dengan data penyelidikan dari P.T. Bukit Asam dan

NEDO. 

Hasil analisis conto di laboratorium akan menunjang penafsiran  data lapangan dan memberikan

informasi tambahan antara lain mengenai kualitas, material penyusun sedimen, kondisi

pengendapan, potensi kandungan gas  dan lain-lain. 

 

HASIL PENYELIDIKAN

 

Geologi Daerah Penyelidikan

Morfologi

Daerah penyelidikan secara umum dicirikan oleh satuan morfologi perbukitan bergelombang

sedang dengan ketinggian antara 50 – 100 meter di atas muka laut kecuali sebagian kecil wilayah

sebelah Tenggara memiliki ketinggian mencapai sekitar 300 m di atas muka laut. Perbedaan

ketinggian umumnya lebih mencerminkan tingkat resistensi batuan terhadap erosi.

Pola aliran sungai dan anak sungai umumnya memperlihatkan pola dendritik yang

mencerminkan pola aliran pada wilayah yang memiliki batuan relatif homogen dan perbedaan

relief tidak begitu besar.

    

Stratigrafi

Stratigrafi daerah penyelidikan tersusun oleh batuan Tersier dan Kuarter berumur mulai Miosen

sampai Plistosen. Batuan Tersier yaitu Formasi Air Benakat,  Formasi Muaraenim, Formasi

Kasai,  Batuan terobosan Andesit dan Satuan Gunungapi Muda. 

Formasi Muaraenim merupakan formasi pembawa batubara, adanya batuan terobosan andesit

berupa sill (retas)  menyebabkan peningkatan rank batubara pada  sebagian daerah penyelidikan.

Pelamparan Formasi Muaraenim di daerah ini cukup luas  sedangkan intrusi andesit umumnya

tersingkap di bagian tengah dan baratdaya.

 

Struktur Geologi 

Sebagaimana struktur geologi regional, struktur geologi daerah penyelidikan dipengaruhi

struktur lipatan dan sesar. Lipatan adalah antiklin dan sinklin berarah Baratlaut – Tenggara  dan

Barat – Timur, sesar berupa sesar normal berarah  relatif Utara - Selatan

Potensi Batubara dan Gas Dalam Lapisan Batubara

Endapan Batubara

Lokasi titk bor terletak daerah Airlaya, Tanjung Enim dengan kode lokasi ALD-01.. Berdasarkan

data internal P.T. Bukit Asam (hasil interpolasi dari data endapan batubara di sebelah utaranya)

diperkirakan pemboran pada lokasi ALD-01 dengan total kedalaman yang ditargetkan ( ± 350 m)

akan menembus beberapa lapisan batubara yaitu : Seam Mangus (A), Seam Suban (B), Seam

Petai (C), Seam Merapi (D)  dan Seam Keladi (E).  Namun dari hasil pemboran ternyata lapisan-

lapisan batubara yang ditembus adalah lapisan-lapisan yang terletak lebih ke atas dari Seam

Mangus yaitu Seam Enim dan beberapa lapisan lebih tipis yang diperkirakan merupakan lapisan-

lapisan gantung di bawah Seam Enim. Kondisi tersebut diperkirakan akibat mekanisme

pergeseran oleh patahan-patahan lokal pengaruh dari batuan terobosan (intrusi) di daerah

tersebut yang menyebabkan areal/blok pemboran relatif lebih turun terhadap areal/blok di

sebelah utara. 

Pemboran mencapai kedalaman 321,00 m dan menembus 7 (tujuh) lapisan batubara. Dari

pengamatan data batuan dan korelasi batubara regional diperkirakan lapisan-lapisan yang

ditembus tersebut adalah Seam Enim (Anggota M4) dan enam lapisan batubara di bawahnya

yang diperkirakan merupakan lapisan gantung. Ketujuh lapisan tersebut dinamakan lapisan :

Enim, G-1. G-2, G3, G-4, G-5 dan G-6. Ketebalan  masing-masing yaitu : 31,15 m; 1,60 m; 5,00

m; 4,00 m; 0,60 m; 1,30 m dan 0,20 m. Berdasarkan interval kedalaman  pada interval 0 – 100

meter terdapat dua lapisan batubara yaitu Enim dan G-1. Pada Interval 100 – 321 meter

mengandung lima lapisan batubara yaitu G-2, G-3 ,G-4, G-5  dan G-6. 

Hasil kegiatan pemetaan geologi batubara yaitu dari kompilasi dari data singkapan, proyeksi data

pemboran ke permukaan, data P.T. Bukit Asam dan NEDO memberikan gambaran mengenai

pola sebaran batubara di daerah ini. Lapisan-lapisan batubara dari Anggota Formasi Muaraenim

cukup lengkap tersingkap, antara lain Lapisan Keladi (E), Petai (C), Suban (B), Mangus (A),

Enim, Jelawatan dan beberapa lapisan gantung.

Informasi mengenai potensi endapan batubara (Kualitas, sumber daya, potensi kandungan gas

methane) di daerah ini dibatasi pada wilayah di sekitar lokasi pemboran dalam dan hanya untuk

lapisan-lapisan batubara yang ditembus pada proses pemboran.

Kualitas Batubara

Hasil analisis proksimat dan ultimat dari 9 (sembilan) conto batubara memberikan gambaran

mengenai kualitas batubara di daerah penyelidikan. 

Kandungan air bebas (FM,ar) berkisar antara 9,82 % - 24,23 %;  Kandungan air total (TM, ar)

berkisar antara 14,59 % - 31,08 %; Kandungan air terikat (M, adb) antara 5,29 % - 9,34 %; 

Kandungan gas terbang (VM, adb) antara 23,38 % - 46,95 %; Karbon tertambat (FC, adb) antara

41,83 % - 49,04 %; Kandungan abu (Ash, adb) antara 0,98 % - 9.96 %; Kadar sulfur total (St,

adb) antara 0,14 % - 1,41 %; Indeks kekerasan (HGI, adb)  anatar 40 – 57; Berat jenis (RD, adb)

antara 1,33 – 1,42; Nilai kalori (CV, adb) antara 5955 kal/gr – 6805 kal/gr. Satu conto batubara

yaitu  AL-05 tidak diperhitungkan karena kandungan abu yang sangat tinggi ( 46,94 %) sehingga

digolongkan sebagai lempung batubaraan.

Dari hasil analisis tersebut dapat disimpukan bahwa batubara di daerah ini memiliki kualitas

cukup baik yang tercermin dari parameter-parameter berikut yaitu kandungan abu rata-rata < 4

%, kadar sulfur total umumnya < 1 % dan nilai kalori rata-rata > 6400 kal/gr sehingga secara

umum dapat digolongkan sebagai high rank coal  (batubara peringkat tinggi).

Sumber Daya Batubara

Beberapa kriteria yang dipakai untuk penghitungan sumber daya  adalah :

Ketebalan lapisan batubara yang dihitung adalah ? 1,00 meter, sehingga lapisan yang

memenuhi syarat untuk dihitung adalah Enim, G-1, G-2, G3, G-5

Sumber daya batubara yang dihitung adalah sumber daya batubara pada kedalaman > 100

m. Penghitungan dibagi atas dua zona kedalaman yaitu 100-250 meter dan 250–500 meter.

Batas-batas zona kedalaman searah dengan sebaran batubara sesuai dengan tingkat

keyakinan geologi kemudian diproyeksikan ke bidang permukaan sehingga menghasilkan

luas daerah pengaruh tiap zona..

Sumber daya dihitung dengan rumus : Luas daerah pengaruh x Tebal semu lapisan x Berat

Jenis lapisan.  

Berdasarkan kriteria Standard Nasional Indonesia, hasil penghitungan sumber daya batubara

digolongkan sebagai sumber daya hipotetik

Perhitungan sumber daya dengan menggunakan rumus tersebut di atas menghasilkan

sumber daya per lapisan per zona, Jumlah sumber daya per zona kedalaman akan diperoleh

dari penjumlahan sumber daya masing-masing lapisan. Hasil perhitungan menunjukkan

sumber daya batubara pada zona 100 – 250 meter adalah 89.242.622 ton dan pada zona 250

– 500 meter adalah 92.415.542 ton. Jumlah sumber daya batubara pada kedalaman 100-500

meter adalah 1.125.404.854 ton atau berjumlah sekitar 1,125 milyar ton. (Tabel 1)

Pengukuran Gas Methane

Dari 50 conto batubara yang diukur kandungan gasnya sebanyak 40 conto mengandung gas

sedangkan 10 conto tidak mengandung gas. Hal ini mungkin disebabkan karena adanya

kebocoran pada canister.  Conto batubara yang mengandung gas berasal dari 7 lapisan (seam)

batubara yaitu lapisan I (Enim), II (G-1), III (G-2), IV (G-3), V (G-4), VI (G-5) dan VII (G-6)

dengan kedalaman masing-masing : 33.20-64.35 m; 94.60-96.00 m; 121.00-126.00 m: 166.70-

170.70 m; 215.40-216.00 m; 271.00-272.30 dan 311.90-312.20. Ketebalan masing-masing

lapisan batubara yaitu : 31,15 m; 1,60 m; 5,00 m; 4,00 m; 0,60 m; 1,30 m dan 0,20 m. 

Hasil pengukuran kandungan gas rata-rata untuk 40 conto batubara tersebut sebagai berikut :

1. Lapisan I  (Enim) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah  123,88 cc.

2. Lapisan II (G-1) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 144,69 cc.

3. Lapisan III (G-2) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 164,06 cc.

4. Lapisan IV (G-3) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 116,81 cc.

5. Lapisan V (G-4) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 409,67 cc.

6. Lapisan VI (G-5) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 1029,03 cc.

7. Lapisan VII (G-6) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 150,70 cc

    

Perhitungan rata-rata kandungan gas diatas digambarkan dengan grafik (Gambar 3).

Jumlah kandungan gas terbesar ada di lapisan VI  (G-5) dengan interval kedalaman lapisan

batubara antara 271,00 m - 272,30 m sebanyak 1029,03 cc. 

Tabel 5 menjelaskan perhitungan kandungan gas per satuan berat batubara,  dilakukan untuk

menghitung sumber daya gas yang terdapat dalam batubara tersebut. Hasil rata-rata perhitungan

gas per satuan berat batubara dalam cc/gram atau ft3/ton untuk setiap lapisan adalah sebagai

berikut :

1. Lapisan I (Enim) sebanyak 0,09 cc/gram atau 3,16 ft3/ton.

2. Lapisan II (G-1) sebanyak 0.12 cc/gram atau 4,28 ft3/ton.

3. Lapisan III (G-2) sebanyak 0,15 cc/gram atau 5,46 ft3/ton.

4. Lapisan IV (G-3) sebanyak 0,12 cc/gram atau 4,43 ft3/ton.

5. Lapisan V (G-4) sebanyak 0,43 cc/gram atau 15,23 ft3/ton.

6. Lapisan VI (G-5) sebanyak 0,96 cc/gram atau 33.88 ft3/ton.

7. Lapisan VII (G-6) sebanyak 0,23 cc/gram atau 8,19 ft3/ton.

Dari gambar 3 secara umum dapat disimpulkan pula bahwa kandungan gas pada batubara

semakin meningkat dengan bertambahnya kedalaman lapisan batubara.. Hal ini disebabkan

karena gas yang terkandung pada lapisan batubara yang paling dalam kemungkinan gas tersebut

loss atau menguap akan semakin kecil.

Sumber Daya Gas Methane

Penghitungan sumber daya gas methane menggunakan rumus : 

Sumber Daya Gas Methane = Sumber Daya Batubara X Kandungan Methane

Menghasilkan sumber daya gas methane sebesar 758.792.398 ft3 yang diklasifikasikan sebagai

sumber daya hipotetik (Tabel 6)

Kandungan terbesar terdapat pada seam G-5 (24,84 ft/ton) dengan kedalaman 271,00 – 271,30

meter. Kandungan gas methane pada seam Enim tidak ada (sangat kecil)  diperkirakan karena

kedalaman yang kurang memadai (33,20 – 64,35 m). Diharapkan pada kedalaman yang memadai

kandungan gas methane pada seam Enim akan cukup berarti. 

    

Prospek Pemanfaatan dan Pengembangan Batubara dan Gas Dalam Batubara

Dari hasil penyelidikan  dapat dinilai bahwa daerah Airlaya dan sekitarnya layak ditindaklanjuti

untuk kajian tambang dalam namun diperlukan tahapan penyelidikan lebih lanjut antara lain

dengan penambahan jumlah titik bor dengan interval yang lebih sistematis, jumlah conto yang

representatif dan tahapan penyelidikan lainnya seperti geologi teknik, electric logging dan

lainnya. 

Untuk pengembangan pemanfaatan gas methane (CBM) diperlukan evaluasi lebih lanjut dengan

penambahan jumlah titik bor dengan interval yang sistematis, kedalaman bor yang cukup,

percontohan yang representaif dan prosedur pengukuran gas  yang lebih baik. Tentunya

semuanya harus didukung oleh kondisi peralatan, personil dan dana operasional yang cukup.

KESIMPULAN  DAN SARAN

Kesimpulan :

1. Daerah penyelidikan secara geologi termasuk kedalam Cekungan Sumatera Selatan dengan

formasi pembawa batubara adalah Formasi Muaraenim berumur Mio-Pliosen

2. Formasi Muaraenim di daerah penyelidikan dengan Anggota M1, M2, M3 dan M4,

mengandung lapisan batubara  cukup lengkap dengan penyebaran dan dimensi yang cukup

luas.

3. Pemboran dengan kedalaman mencapai 321 m telah menembus 7 (tujuh) lapisan batubara

yaitu Enim, G-1, G-2,  G-3, G-4, G-5 dan G-6. Ketebalan masing-masing  yaitu : 31,15 m;

1,60 m; 5,00 m; 4,00 m; 0,60 m; 1,30 m dan 0,20 m.

4. Kualitas batubara secara umum  cukup baik dicerminkan oleh kandungan abu rata-rata < 4

%, kadar sulfur total umumnya < 1 % dan nilai kalori rata-rata > 6400 kal/gr,  secara umum

digolongkan sebagai high rank coal  (batubara peringkat tinggi).

5. Sumber daya batubara dalam (100 - 500 meter) adalah sebesar  1.125.404.854 ton (Sumber

daya hipotetik).

6. Sumber daya gas methane di daerah ini adalah sebesar 758.792.398 ft3,  sumber daya

hipotetik.

7. Prospek pemanfaatan batubara untuk tambang dalam cukup baik sedangkan untuk

kandungan gas methane (CBM) perlu di evaluasi lebih lanjut dengan pemboran yang lebih

dalam, representatif  dan sistematis.

Saran : 

1. Mengingat potensi endapan batubara di daerah ini cukup besar, disarankan  untuk

melanjutkan pemboran dalam pada daerah-daerah yang bersebelahan pada program tahun-

tahun berikutnya.

2. Pemboran diharapkan mencapai kedalaman yang cukup memadai sehingga dapat menembus

lapisan-lapisan batubara yang prospek pada kedalaman yang optimal untuk memperoleh

kandungan gas methane yang maksimal. 

3. Perlu perencanaan yang lebih matang sebelum melakukan kegiatan terutama persiapan

peralatan bor, peralatan pengukuran gas, personil, pemilihan lokasi sehingga akan

memberikan hasil yang optimal.     

DAFTAR PUSTAKA

De Coster, G.H., 1974, The Geology of  the Central and South Sumatera Basin, Indonesia    

Petroleum Association, 3 rd Ann. Conv, Proceeding

Gafoer, S., Cobrie, T., Purnomo, J., 1986, Geologi Lembar Lahat, Sumatera, Puslitbang Geologi,

Bandung

Herman D., dkk, 2000, An Outline of The Geology of Indonesia,  Indonesian

Association     of     Geologist, IAGI, Jakarta

Resources International, Inc (ARI), Indonesian Coalbed Methane, Task 1 – Resources    

Assessment,     2003, Arlington, Virginia

Shell Mijnbouw, 1978, Explanatory Notes to the Geological Map of the South Sumatera Coal    

Province, Exploration report

 

Terjemahan