PEMBORAN DALAM BATUBARA DAN PENGUKURAN KANDUNGAN GAS
DI DAERAH KABUPATEN MUARAENIM PROVINSI KALIMANTAN BARAT
Dahlan Ibrahim,Sigit Arso W
Kelompok Program Penelitian Energi Fosil
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 ; 4,00 m ; 0,60 m ; 1,30 m ; 0,20
m.
Penghitungan sumber daya batubara dalam (100m – 500 m) dengan batas ketebalan
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
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
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
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
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
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 :
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
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
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
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
(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
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.
4.2.4. 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.
4.3. 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 :
• Daerah penyelidikan secara
geologi termasuk kedalam
Cekungan Sumatera Selatan
dengan formasi pembawa batubara
adalah Formasi Muaraenim
berumur Mio-Pliosen
• Formasi Muaraenim di daerah
penyelidikan dengan Anggota M1,
M2, M3 dan M4, mengandung
lapisan batubara cukup lengkap
dengan penyebaran dan dimensi
yang cukup luas.
• 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
yaitu : 31,15 m; 1,60 m; 5,00 m;
4,00 m; 0,60 m; 1,30 m dan 0,20 m.
• 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).
• Sumber daya batubara dalam (100
- 500 meter) adalah sebesar
1.125.404.854 ton (Sumber daya hipotetik).
• Sumber daya gas methane di
daerah ini adalah sebesar
758.792.398 ft3, sumber daya hipotetik.
• 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 :
• Mengingat potensi endapan
batubara di daerah ini cukup besar,
disarankan untuk melanjutkan
pemboran dalam pada
daerah-daerah yang bersebelahan pada
program tahun-tahun berikutnya.
• 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.
• 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
Tabel 1. Tabulasi Penghitungan Sumber Daya Batubara
Lapisan Tebal (m) BJ
Zona 100-250 m Zona 250- 500 m Luas Daerah
Pengaruh (m2)
Sumber Daya (ton)
Luas Daerah Pengaruh (m2)
Sumber Daya (ton)
Enim 30,05 1,37 8.602.000 354.131.437 14322000 589.615.257
G-1 1,60 1,37 5.474.000 11.999.008 9.114.000 19.997.888
G-2 5,00 1,37 5.474.000 37.496.900 9.114.000 62.430.900
G-3 4,00 1,37 5.474.000 29.997.520 9.114.000 49.944.720
G-5 1,30 1,37 5.474.000 9.749.194 9.114.000 16.232..034
Sumber Daya per Zona 89.242.622 92.415.542
Sumber Daya Total 1.125.404.854 ton
Tabel 2. Hasil Rata-Rata Analisa Gas Chromatograph
Lapisan H2 O2 N2 CH4 CO CO2 Total
Enim 11.68 13.53 73.82 0.11 0.00 0.86 100.00
G-1 0 18.33 72.42 8.81 0.00 0.45 100.00
G-2 0 7.51 78.35 13.32 0.00 0.82 100.00
G-3 0 12.55 82.82 3.86 0.00 0.78 100.00
G-4 0 8.57 43.58 47.24 0.00 0.62 100.00
G-5 0 8.50 17.95 73.31 0.00 0.23 100.00
Tabel 3. Kandungan Gas Methane
Lapisan Kandungan Gas (ft3/ton)
Persen Methane (%)
Kandungan Methane (ft3/ton)
Enim 3.16 0.11 0.03
G-1 4.28 8.81 0.38
G-2 5.46 13.32 0.73
G-3 4.43 3.86 0.17
G-4 15.23 47.24 7.20
G-5 33.88 73.31 24.84
Tabel 6. Sumber Daya Gas Methane
Seam Sumber Daya Batubara (ton)
Kandungan Gas Methane (ft3/ton)
Sumber Daya Gas Methane (ft3)
Enim 943.746.694 0.00 28.312.401
G-1 31.996.896 0.38 12.158.820
G-2 99.927.800 0.73 72.947.294
G-3 79.942.240 0.17 13.590.180
G-5 25.981.228 24.84 645.373.703
