POTENSI GAS METHANE BATUBARA DI DAERAH KELAI,
KABUPATEN BERAU, KALIMANTAN TIMUR
Sugeng Raharjo
Jurusan Teknik Geologi UPN ”Veteran” Yogyakarta
ABSTRACT
A geological research was performed in the Berau Basin, to provide a better understanding on the potential and resources of coalbed methane (CBM) in Berau Regency, East Kalimantan Province, particularly in the Kelai Coalfield. Field observation conducted in the coalfield, shows that the banded to bright banded . Geochemical analysis shows the range of volatile matter content is from 35,17 – 40,11 %, total sulfur from 0,15 – 0,33 %, ash varies between 2,98 – 8,98 %, and fixed carbon from 39,29 – 40,34 %. Based on average of vitrinite reflectance 0,44 – 0,46 ,the coal rank of Kelai is sub-bituminous B . The Methane gas is resulted coming from biogenic process. The fairly well cleated Kelai coal shows cleat orientations trending North East – South West and perpendicular to nearly oblique to the Kelai syncline axis. An in-situ coal gas calculation tends to indicate a low to moderate methane content level, with a value of 4,40 m3/ton – 5,02 m3/t. Coal gas methane resources is 40,31 BCF.
Key Words : Vitrinite reflectance, Cleat, Coalbed methane
SARI
Penelitian geologi yang dilaksanakan di sub cekungan Berau terhadap lapangan batubara Kelai, Kabupaten Berau, Propinsi Kalimantan Timur, adalah untuk mengetahui potensi sumber daya “coalbed methane” di daerah tersebut. Pengamatan lapangan yang dilakukan di lapangan batubara menunjukkan bahwa litotipe batubara yang teramati berkisar dari “banded – bright banded”.. Sementara itu, dari analisis geokimia terlihat kisaran kandungan zat terbang antara 35,17 – 40,11 %, belerang total 0,15 – 0,33 %, abu 2,98 – 8,98 %, dan kandungan karbon 39,29 – 40,34%. Berdasarkan rata – rata nilai relektan vitrinite 0,44 – 0,46, menunjukkan peringkat batubara Kelai masuk Sub-bituminious B. Gas metana yang dihasilkan berasal dari proses biogenik. Kehadiran “cleat” dalam batubara kelai yang cukup baik, berarah umum Timur Laut - Barat Daya , dengan posisi tegak lurus atau hampir menyudut terhadap sumbu sinklin Kelai . Kandungan gas batubara secara perhitungan “insitu” menunjukkan nilai 4,40 m /ton – 5,02 m3
/t. Besarnya sumberdaya gas methane adalah 40,31 BCF.
PENDAHULUAN
Pengembangan gas methane pada batubara di dalam lima tahun terakhir telah menunjukkan secara ekonomis penting, khususnya dengan pengembangan yang sukses dari gas methane batubara di daerah Powder River Basin, AS (Ayers, 2002; Bunga, 1998, 2004 dalam Tim A. Moore ,2008) dan di Australia (Scott et al., 2007 dalam Tim A. Moore, 2008) . Pengembangan gas methane batubara pada batubara peringkat rendah terus dilakukan eksplorasi di Selandia Baru.
Potensi gas metana batubara di Indonesia mencapai 453 Tcf yang tersebar di 11 cekungan batubara yaitu Sumatra Selatan 183 Tcf; Barito 101 Tcf; Kutai 80 Tcf; Sumatra bagian tengah 52,5 Tcf; dan Tarakan Utara 17,5 Tcf. Selanjutnya, wilayah Berau mencapai 8,4 Tcf; Bengkulu 3,6 Tcf; Pasir Asem Tiga Tcf, Sulawesi 2,0 Tcf; Jawa bagian timurlaut 0,8 Tcf dan Ombilin 0,5 Tcf. (Hadiyanto, 2004).
Cekungan Sub Berau merupakan cekungan dengan batuan sedimennya pembawa batubara terutama Formasi Labanan. Jumlah lapisan batubara di Formasi Labanan cukup banyak baik yang sudah tersingkap di permukaan maupun yang belum tersingkap.
Adanya permintaan akan energi yang terus meningkat, baik untuk konsumsi Nasional atau Regional Asia Tenggara sehingga GMB di Indonesia perlu sekali dikembangkan.
Bagaimanapun ada hubungan antara kandungan gas dengan parameter batubara seperti komposisi maseral dan kandungan geokimia batubara.
MAKSUD DAN TUJUAN
Maksud utama penelitian untuk memperoleh informasi tentang penyebaran lapisan batubara , maseral batubara dan zat kimia batubara yang berada di daerah Kelai . Tujuan penelitian ini untuk mengetahui kandungan gas batubara yang berada pada lapisan batubara dari lapisan B sampai Q, dengan mengetahui kandungan gas batubara dapat diketahui potensi gas batubara di daerah Kelai . Tujuan yang dituju dalam tulisan ini untuk memberikan informasi sumberdaya gas methane batubara yang berada di daerah Kelai, Kabupaten Berau berdasarkan data yang ada.
METODE PENELITIAN
Metode penelitian dilakukan dengan cara melakukan pemetaan permukaan dan dikorelasikan dengan data – data bor yang sudah ada. Penyelidikan di lapangan meliputi pengamatan litotope batubara, cleat, posisi stratigrafi masing-masing lapisan dan pengambilan conto untuk analisis kimia batubara. Pengambilan tiga conto inti bor untuk analisis maseral dan kimia batubara, ketiga conto inti bor mewakili bagian atas, tengah dan bawah lapisan batubara di daerah Kelai. Conto batubara kemudian dilakukan analisis kimia untuk mengetahui unsur-unsur terbang, kadar sulfur, kadar karbon, dan moisture. Analisis maseral untuk mengetahui komposisi maseral serta nilai reflektan vitrinite . Besarnya gas content dilakukan dengan pendekatan rumus Kim dalam Michael Holmes, 2001 , perhitungan gas in place menggunakan rumus dari modifikasi Nelson 1999 dalam Tim A.Moore 2008.
TERMINOLOGI
Coalbed Methane
Pengertian dari coalbed methane adalah gas metan yang terdapat di dalam lapisan batubara yang belum tersingkap, masih di bawah permukaan. Gas metan dapat terproduksi didalamnya, karena gas metan merupakan salah satu gas yang terbentuk dalam proses pembentukan batubara itu sendiri. Dan gas metan merupakan salah satu gas yang mendominasi dan terbanyak terbentuk dalam proses pembentukan batubara. (Advanced Resources International, Inc. 2003) Dari barat ke timur ini adalah beberapa cekungan di Indonesia yang merupakan prospek CBM (Gambar 1). (Scott H. Stevens and Wahyudi Soetoto, The Coalbed Methane Potential Of Indonesia)
Gambar 1. Peta Cekungan CBM di Indonesia (The Coalbed Methane Potential
Of Indonesia: Analogies With U. S. CBM Basins, Proceedings Southeast Asian Coal Geology)
Gas methane tersimpan di dalam batubara ada 4 cara: (1) gas yang terdapat pada micropores dan cleats , (2) gas larut dalam air, (3) gas yang terserap akibat tarikan molekul pada partikel batubara micropore dan permukaan cleat. (4) gas terserap dalam struktur batubara (Tim A. Moore, 2008, komunikasi pribadi).
Tim A.Moore (2008) mengemukakan bahwa kapasitas penyimpanan gas dalam lapisan batubara secara umum berhubungan dengan peringkat batubara, tipe batubara, porositas/permiabilitas, dan kehadiran lapisan penutup.
TATANAN GEOLOGI 1. Fisiografi Daerah Kajian
Daerah kajian termasuk kedalam Cekungan Tarakan, dimana cekungan ini pada bagian barat di batasi oleh Tinggian Kuching sedang batas selatannya adalah Punggungan Suikerbood dan Tinggian Mangkalihat.
Ditinjau dari fasies dan lingkungan pengendapannya,Cekungan Tarakan terbagi menjadi empat anak cekungan (sub-basin),yaitu:
a. Anak Cekungan Tidung
Anak Cekungan Tidung ini terletak paling utara dan berkembang pada kala Eosen Akhir sampai Miosen Tengah. Dipisahkan dari anak cekungan Berau di sebelah selatannya oleh Punggungan Latong.
b. Anak Cekungan Tarakan
Anak Cekungan ini berkembang terutama pada daerah lepas pantai dan terisi oleh sekuen tebal sedimen darat pada Miosen Akhiryang tidak selaras dengan lapisan sedimen sebelumnya.
c. Anak Cekungan Muras
Anak Cekungan ini terletak di lepas pantai Tinggian Mangkalihat,terutama mengandung terumbu dab sedimen karbonat.
d. Anak Cekungan Berau
Anak Cekungan Berau terletak di bagian paling selatan Cekungan Tarakan yang berkembang dari Eosen sampai Miosen dan mempunyai sejarah pengendapan yang sama dengan Anakekungan Tidung.
Pada daerah penelitian terletak pada anak cekungan ini yang posisinya di tengah tengah Sungai Berau, Punggugan Latong merupakan daerah dengan topografi tinggi sejak Oligosen, yang memisahkan Anak Cekungan Berau dari Anak Cekungan Tidung di bagian utara. Anak Cekungan ini dipisahkan dengan Cekungan Kutai di bagian selatan oleh Punggungan Suikerbood dan Tinggian Mangkalihat sejak kala Eosen, di bagian barat terdapat Tinggian Kuching yang terdeformasikan sejak kala Pra-Tersier.
2. Morfologi
Bentuk morfologi daerah penelitian berupa perbukitan berelief sedang, pada umumnya berupa punggungan bukit yang memanjang sejajar dengan arah sungai Kelai.
Elevasi satuan morfologi ini berkisar 15 sampai 80 meter d.p.l dan membentuk punggungan perbukitan, kemiringan lerengnya berkisar antara 9,8 – 17,50.Batuan yang menyususn satuan morfologi ini berupa batuan sedimen klastik halus sampai kasar bahkan konglomerat yang kaya oksida besi.Diantara perbukitan terdapat lembah – lembah yang mempunyai elevasi 5 – 15 meter.
3. Stratigrafi
Berdasarkan tatanan stratigrafinya daerah penyelidaikan termasuk kedalam Anak Cekungan Berau yang secara keseluhan terlihat pada Tabel 1 dan peta geologi (Gambar 2) di bawah ini.
Tabel 1. Stratigarfi regional Daerah Berau (Mobil Oil,1989)
Formasi Napal Globigerina (Tog)
Batuan tertua di daerah kajian terdapat pada Formasi Napal Globigerina yang berumur Oligosen. Formasi ini tersusun oleh Napal dengan sisipan andesit serta batugamping.Penyebaran formasi ini di daerah KP Berau Coal berada di bagian selatan daerah Kelai dan Binungan. Hubungan stratigrafi diatasnya berupa kontak sesar.
Formasi Steril (Tms)
Batuan yang berada diatas Formasi Napal Globigerina adalah Formasi Steril yang berumur Miosen. Formasi ini tersusun oleh batulumpur laut, batulanau dan batupasir. Penyebaran formasi ini di daerah KP Berau coal berada hampir seluruh daerah . Hubungan dengan formasi atasnya yaitu Formasi Berau adalah selaras, sedang hubungan dengan formasi di bawahnya berupa kontak sesar. Batuan pada formasi diendapkan di prodelta sampai delta front. Pada beberapa tempat dijumpai diskontinuitas batugamping yang menunjukkan endapan terumbu.
Formasi Berau (Tmb)
Formasi ini juga disebut Formasi Lati atau Kapul, batuan pada formasi ini yang membawa batubara di KP Berau Coal, penyebaran hampir 85 % di KP Berau Coal. Batuan di daerah Binungan di blok 7 pada bagian timur berasal dari lingkungan sedimen fluviatil, mulai dari fraksi kasar samapai halus, di bagian barat lingkungan berubah ke sedimen lower delta.
Conglomerate,sandstone and mudroks
Berdasarkan data hasil pemboran , daerah Binungan disusun oleh batuan sedimen fraksi kasar sampai halus dan diendapkan secara berulang sehingga membentuk struktur selang seling.
Daerah Lati formasi ini mempunyai lingkungan pengendapan ”transition delta”, batuan yang berkembang di daerah ini berbutir halus sampai kasar yang bergantian sehingga membentuk lapisan selang seling, kehadiran sisisipan konkresi besi banyak dijumpai di daerah ini.
Formasi Labanan (Tmp)
Formasi ini penyebaran hanya setempat setempat di KP Berau Coal, formasi ini terdiri dari konglomerat dan batulumpur dengan lingkungan pengendapan daerah fluvial. Sebaran di KP Berau Coal berada di sebelah timur Sambarata, Sebelah utara daerah Punan, di sisi barat daerah Binungan.
Endapan Aluvial (Qa)
Pada daerah disekitar aliran sungai utama di temukan endapan resen, Endapan Aluvial terdiri dari material lepas yang merupakan hasil dari batuan batuan yang
lebih tua.
Gambar 2. Peta geologi regional dan daerah penelitian
Geology Regional
4. Struktur Geologi
Struktur geologi yang berasal dari peneliti terdahulu, di KP Berau Coal berkembang struktur sesar dan lipatan (gambar 2).
Struktur sesar yang ada di KP Berau Coal berupa sesar naik dan sesar mendatar, sesar naik dijumpai di KP sebelah timur ( daerah Sambarata,Binungan), arah umum sesar ini Utara – Selatan. Sesar mendatar dijumpai di seluruh KP Berau Coal (Lati,Binungan,Sambarata, Punan), secara umum arah sesar mendatar dibagi menjadi 2 arah : 1. Arah Timur Laut – Barat Daya : sesar Sambarata selatan, sesar Sambarata utara, sesar Bangun, sesar Lati, dan sesar Merasa; 2. Sesar mendatar arah Tenggara – Barat Laut: sesar Siduung,sesar Punan, sesar Binungan utara, sesar Binungan selatan, sesar Birang, dan sesar Kelai. Struktur lipatan, antiklin terdapat di Binungan blok 1-4, Birang dan Punan, sinklin terdapat di Lati, Binungan blok 1 – 4, Punan dan Kelai. Arah sumbu lipatan ada 2 : 1. Arah Timur Laut – Barat Daya lipatan Punan; 2. Arah Barat Laut – Tenggara : lipatan Birang dan Lati.Masing masing lipatan mengalami berubahan ini disebabkan karena pembentukan struktur regional yang berkembang di daerah tersebut.
HASIL
1. Komposisi Maseral batubara
Berdasarkan dari pengambilan ketiga conto inti bor yang mewakili lapisan batubara bagian bawah, tengah dan atas, dapat dikelompokkan (grup)-maseral sebagai berikut :
Grup-maseral vitrinite, terbagi menjadi Subgrup-maseral : Telovitrinite dari
bawah ke atas adalah : 43,2% - 22% - 47%, telovitrinit di bawah mikroskop memperlihatkan warna abu-abu sampai abu-abu gelap, membentuk lapisan-lapisan terang. Detrovitrinite mulai dari bawah sampai atas prosentasenya adalah : 28,4% - 57.4% - 35%, detrovitrinit berupa fragmen-fragmen yang terkepung dalam inertinite, liptinite ataupun bisa di dalam mineral matter.
Gelovitrinite mulai dari bawah sampai atas prosentasenya adalah : 1,4% -
1,4% - 3,4% .
Grup-maseral Liptinite, dari bawah sampai atas sebagai berikut : resinite
prosentasenya adalah : 4,0% - 1,0% - 2,6% , kenampakan pada mikroskopis berbentuk bundar, oval. Cutinite prosentasenya adalah : 0,4% - 0% - 3,6% . Cutinite terilhat sebagai garis-garis bergelombang gelap di bawah sinar reflektan, dan berwarna kuning dalam sinar flourense. Liptodetrinite 1 % hanya dijumpai di conto bagianbawah. Algenite terdapat pada nomor conto pada bagian tengah dengan persentase kehadirannya 0,4%, kenampakan pada mikroskop berwarna gelap di bawah sinar reflektan, dan berwarna kuning pada sinar flourecens.
Group maseral inertinite, dari bawah sampai atas prosentasenya adalah 3% -
10,8% - 4,8% . Detro-inertinite prosentasenya adalah 2 % - 1,6% - 0%.
Komposisi Mineral Matter terdiri dari Clay, silica, dan Pyrite. Sedangkan
persentasenya dari bawah sampai atas yaitu : Clay persentasenya adalah 0,45% - 4%% - 1,8%, silica hanya terdapat di conto bagian bawah sebesar 2%,
Maseral seam bawah Maseral seam atas
Maseral seam tengah
Foto 1. komposisi maseral pada tiga conto seam batubara
2. Proksimat batubara
Dari tiga conto lapisan batubara bagian bawah sampai atas memperlihatkan kadungan abu : 2,98% - 8,98% - 4,02%, kadar unsur terbang : 40,11% - 39,17% - 35,17% , kadar karbon : 40,34% - 26,93% - 39,29%, dan kandungan sulfur : 0,15% - 0,30% - 0,33% (Tabel 2)
Tabel 2. Hasil rata-rata analisis proksimat dari tiga lapisan batubara
Coal Seam Proximate Analysis TM % ar M % ad Ash % ad VM % ad FC % ad TS % ad TS % ar Atas 30,92 16,57 2,98 40,11 40,34 0,15 0,10 Tengah 31,34 14,92 8,98 39,17 36,93 0,30 0,24 Bawah 27,20 15,10 4,02 35,17 39,29 0,33 0,28 Telocollinite Resinite Pirit Sclerotinite
Kandungan abu pada batubara Kelai < 10%, Kandungan unsur-unsur terbang lapisan batubara bawah nilai kecil bila dibanding dengan dengan lapisan batubara bagian atas, ini menunjukkan lapisan batubara bagian bawah akan mengandung gas content lebih besar dibanding bagian atas.
3. Cleat
Orientasi face cleat batubara daerah Kelai pada umumnya hampir sama , mempunyai arah Timur Laut- Barat daya (Gambar 3) yang hampir tegak lurus sampai serong dengan sumbu sinklin Kelai. Walaupun dari tingkat kematangan mempunyai tingkat awal matang sampai belum matang yang ditunjukkan oleh reflektan vitrinite yang rendah, namum cleat berkembang dengan baik, hal ini disebabkan karena kadar abu rendah dan kandungan maseral vitrinite tinggi.
Gambar 3. Arah umum face cleat daerah Kelai
4. Gas Content
Gas content dihitung berdasarkan data yang diambil dari analisis proksimat pengambilan sampel pada tiga conto batubara yang mewakili lapisan batubara bagian bawah,tengah, dan atas di daerah Kelai, Kabupaten Berau. Hasil analisis tersebut dipakai sebagai parameter untuk menghitung gas content dengan pendekatan persamaan Kim (Michael Holmes,2001).
Besarnya nilai gas content ini memberikan besarnya Gas In Place dari sumberdayanya. Hasil perhitungan dari tiga lapisan batubara pada kedalam 300 m – 900 m menunjukkan besarnya gas content 4,40 m3
/ton – 5,02 m3
/ton ,gas content rata-ratanya 4,471 m3/ton (166,36 Scf/ton). Berdasarkan pengukuran langsung besarnya gas content di kosensi PT Berau Coal sebesar 44,20 – 78,71 SCF/ton (Nana Suwarna dan Bambang Hermanto,2006).
5. Gas In Place (GIP)
Perhitungan Gas In Place menggunakan pendekatan rumus:
GIP = Ah . ρp . Gc.Sgas (modifikasi Nelson 1999) GIP = Gas in place
A = Area, (m2)
h = Total Thickness (m)
ρp = Average insitu density (gr/cm3) Gc = Average insitu gas/Gas Content Sgas = % gas saturation
Berat jenis batubara 1,30 gr/cm3, besarnya saturasi gas sampai saat ini belum ada yang melakukan penelitian terutama di cekungan Berau maka dalam penelitian ini besarnya gas saturasi 60% (Nana Suwarna dan Bambang Hermanto,2006). Jumlah lapisan batubara di daerah penelitian dari data yang tersingkap cukup banyak, dari hasil data pemboran menunjukkan bahwa lapisan batubara di daerah penelitian ada 6 seam batubara dengan ketebalan batubra antara 3 meter sampai 5 meter. Luas penyebaran lapisan batubara 6,849 km2 – 16, 38 km2 . Berdasarkan parameter tersebut besarnya GIP daerah penelitian 49,33 BCF.
6. Potensi gas methana batubara
Komposisi maseral dari ketiga conto batubara menunjukkan maseral vitrinite > 80%, maseral liptinite <10%, maseral inertinite <10% pada conto batubara atas dan bawah untuk lapisan batubara bagian tengah maseral inertinite > 10%. Bertambahnya maseral vitrinite akan meningkatkan kapasitas penyerapan gas pada batubara (Tim A. Moore,2008).
Tingkatan batubara di daerah Kelai termasuk sub-bituminious B berdasarkan analisis ASTM,2005 dalam Tim A. Moore, 2008 , dengan nilai reflektan vitrinite 0,44 – 0,46.
Meningkatnya kandungan unsur-unsur mineral akan mempengaruhi penyerapan gas CO2 dan gas methane batubara (Clarkson dan Bustin, 1996 dalam Tim A.Moore 2008).
Kandungan abu yang rendah pada batubara Kelai <10% menyebabkan tidak banyak unsur-unsur an organik yang ada pada batubara sehingga kandungan gas yang ada cukup baik.
Kandungan unsur-unsur terbang mempunyai nilai 35,17% - 40,34% , ini menunjukkan batubara daerah Kelai mempunyai kandungan gas yang bervariasi antara 4,4 – 5,02 m3
/ton.
Keberadaan face cleat yang baik akan menyebabkan porositas meningkat dan diperkirakan permiabilitas juga akan meningkat.
Secara struktur geologi batubara di daerah Kelai terdapat pada struktur sinklin yang menyebabkan gas methane akan banyak terperangkap (Tim A. Moore 2008).
Berdasarkan parameter diatas potensi gas methane daerah Kelai termasuk menengah.
KESIMPULAN
1. Litotipe batubara Kelai berkisar antara banded – bright banded. 2. Peringkat batubara kelai Sub-Bituminious B (RV = 0,44- 0,46). 3. Kandungan gas methane berkisar antara 4,4 m3/ton – 5,02 m3/ton. 4. Besarnya Gas In Place 40,31 BCF.
5. Daerah Kelai mempunyai potensi kandungan gas methane menengah.
DAFTAR PUSTAKA
Anonim, 1999, Geology Map PT. Berau Coal, East Kalimantan, (unpublished). Anonim, Cropline Coal Map, Binungan 1 – 2, PT. Berau Coal, East Kalimantan
(unpublished).
Anonim, Geo. Operation Job Descriptions PT. Berau Coal, East Kalimantan (unpublished).
Colin R. Ward, 1984, Coal Geology and Technology, Blackwell Scintific Publications, 151 – 176p.
Holmes M.,2001, Coalbed Methane Log Analysis, LESA, Denver,Colorado Koesoemadinata, R.P., 2002, Outline of Tertiary Coal Basins of Indonesia.
Sedimentology Newsletter, No. 17. I/2002.
Mares Tennille,A, Moore Tim,A., 2008 , The Influence of Macroscopic Texture on Biogenically – Derived Coal Methane Huntly Coalfield , New Zealand, International Journal of Coal Geology, Elsevier. 175 - 185 p.
Moore Tim,A., 2008, Secondary Biogenic Coal Seam Gas Reservoirs In New Zealand : A Preliminary Assessment of Gas Contents, International Journal of Coal Geology, Elsevier. 151 – 165 p.
Moore Tim, A., 2007, Exploration and Development of a Low Rank, Biogenically-Derived Coalbed Methane Prospect, Huntly Coalfield, New Zealand, Solid Energy NZ Ltd, Workshop CBM Indonesia, Bali 4-5 July 2007. Reading. G.H., 1982, Sedimentary Environments and Facies, Department of
Geology and Mineralogy, University of Oxford, Balckwell Scientific Publications. 15 – 59p, 97 – 142p.
Stevens, Scott, H., Hadiyanto., 2004, “Coalbed Methane Indicators and Basin Evaluation”, Society of Petroleum Engineer.
Suwarna N, Bambang Hermanto., 2006, Coalbed methane potential and coal characteristics in the Lati region, Berau basin,East Kalimantan, Journal Geology Indonesia, vol 1, No1, 19 – 30 p.
