Potensi Gas Metana Batubara Formasi Muara Enim di Lapangan YF, Cekungan Sumatera Selatan

Potensi Gas Metana Batubara Formasi Muara Enim di Lapangan YF,

Cekungan Sumatera Selatan

Yusi Firmansyah, Reza Mohammad Ganjar Gani, Ardy Insan Hakim, Edy Sunardi Fakultas Teknik Geologi, Universitas Padjadjaran,

Jalan Raya Bandung-Sumedang Km. 21, Jatinangor 45363 Email : yusi.firmansyah@unpad.ac.id

Abstrak

Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan belakang busur atau Back Arc Basin. Struktur cekungan yang terbentuk pada lapangan “YF” dipengaruhi oleh tektonik pada Zona Subduksi yang terletak di lepas pantai Barat Sumatera dan Selatan Jawa. Gaya yang bekerja adalah gerak tensional yang membentuk graben dan horst dengan arah baratdaya – timurlaut (Pola Jambi) kala Kapur Akhir – Tersier Awal.

Objek penelitian ini difokuskan pada batubara yang terdapat pada Formasi Muara Enim. Penelitian ini dilakukan melalui analisis laporan akhir batuan inti, log sumur, seismik, dan perhitungan potensi gas metana dalam batubara. Deskripsi batuan inti dilakukan pada litologi pembawa batubara untuk keperluan persebaran batubara. Analisis log sumur dilakukan untuk korelasi antar sumur juga untuk menentukan log yang menunjukkan batubara yang akan dibuat zona batubara. Seismik digunakan untuk keperluan persebaran batubara pada bawah permukaan dengan mengintegrasikan data sumur.

Zona batubara yang berpotensi untuk gas metana adalah zona pada kedalaman 300m – 700m dan 700m – 1000m dan cadangan gas metana (GIP) keseluruhan yang terkandung pada lapangan “YF” sebanyak 25.1 bcf.

Kata Kunci : Gas Metana Batubara, Formasi Muara Enim, Seismik, Well Log, Elektrofasies,

GIP

Pendahuluan

Sumber energi minyak dan gas bumi sangat dibutuhkan dalam berbagai aspek, baik dalam kebutuhan industri maupun dalam kebutuhan sehari-hari. Kebutuhan yang semakin meningkat ini tidak disertai dengan meningkatnya produksi minyak dan gas bumi. Kelangkaan pada sumber energi minyak dan gas bumi ini harus segera diatasi, oleh karena itu dikembangkan ilmu-ilmu yang digunakan dalam eksplorasi untuk mencari sumber energi yang baru, dalam hal ini unconventional energy.

Untuk mengembangkan pencarian zona prospek hidrokarbon dilakukan penelitian

sebelum tahap eksplorasi. Metoda yang digunakan dalam kegiatan eksplorasi diantaranya adalah seismic reflection dan well logging. Seismic reflection dapat memberikan informasi kondisi bawah permukaan yang dapat dijadikan sebagai acuan untuk pencarian sebaran hidrokarbon. Sedangkan berdasarkan Wireline Logging dapat diketahui karakter petrofisika batuan yang tergambarkan dalam kurva Gamma Ray, Density, Spontaneous Potential, Sonic.

Tujuan penelitian ini adalah menentukan zona batubara pada daerah penelitian serta menghitung cadangan gas pada daerah penelitian. Penelitian ini memberikan informasi mengenai potensi Gas

Metana Batubara dilihat dari aspek Geologi dan Geofisika. Informasi ini merupakan dasar yang menjadi acuan awal dalam tahapan eksplorasi hidrokarbon non-konvensional.

Geologi Regional

Cekungan Sumatera Selatan terletak di sebelah timur dari bukit barisan dan menyebar ke bagian timur hingga offshore area dan merupakan cekungan belakang busur (back-arc basin) dibatasi oleh bukit barisan di sebelah barat daya, dan paparan sunda pra-tersier sebelah timur laut. Cekungan ini memiliki sejarah pembentukan yang sama dengan cekungan Sumatera Tengah. Batas antara kedua cekungan tersebut merupakan kawasan yang membujur dari Timurlaut – Baratdaya melalui bagian utara pegunungan Tigapuluh.

Cekungan Sumatera Selatan terbentuk selama extension berarah barat – timur pada akhir pra-tersier hingga awal tersier. Aktifitas orogenesa selama late-cretaceous-Eocene memotong cekungan ini menjadi empat sub-cekungan yaitu, sub sub-cekungan Jambi, sub cekungan Palembang Utara, sub cekungan Palembang tengah dan sub cekungan Palembang Selatan. Cekungan ini dikenal sebagai cekungan penghasil hidrokarbon baik minyak maupun gas.

Metode Penelitian

Metode yang digunakan dalam analisis gas metana batubara pada daerah penelitian yaitu dengan menggunakan metode pendekatan melalui Seismik, Elektro Facies (Wire Line Log Analisis), dan Simulasi Monte Carlo, dalam satu sumur yang berkembang dan kemudian ditelusuri kemenerusannya. Metode ini digunakan dalam penelitian untuk memungkinkan hasil yang maksimal dari keterbatasan data yang tersedia. Diagram alir penelitian dapat dilihat pada gambar 1.

Gambar 1. Diagram alir penelitian

Hasil Penelitian dan Diskusi

Analisis Log Sumur dan Lapisan Batubara

Terdapat 3 (tiga) buah sumur yang digunakan dalam analisis log sumur ini, yaitu sumur Ardy-9, Ardy-6, Ardy-14 dengan ketersediaan data log lengkap. Tujuan menggunakan analisis ini adalah untuk menentukan lapisan batubara yang kemudian lapisan batubara tersebut dikelompokkan dan dibuat menjadi zona batubara, sehingga dapat dilakukan korelasi antar well. Untuk menentukan lapisan batubara dalam sumur, kita dapat menggunakan beberapa data log untuk dikombinasikan. log density merupakan log yang paling umum digunakan untuk menentukan lapisan batubara. Adapun nilai dari log ini yang dipakai untuk penentuan batubara adalah 1.2 – 1,8 g/cc. Penentuan lapisan batubara dengan metode analisis well log yang terbaik adalah menggunakan kombinasi dari beberapa log. Dalam penelitian ini penentuan lapisan batubara digunakan kombinasi log Gamma Ray (GR), log Neutron (NPHI) dan log density (RHOB).

Penentuan Lapisan Batubara

Untuk penentuan batubara nilai dari log Gamma Ray rendah, nilai dari log Neutron tinggi dan nilai dari density rendah. Dapat dilihat kenampakan yang khas dari kombinasi ketiga log ini jika menunjukkan adanya lapisan batubara (Gambar 2)

Gambar 2 penentuan lapisan batubara

Penentuan Zona dan Ketebalan Batubara

Penentuan zona batubara dilakukan dengan cara pengelompokkan dari beberapa lapisan batubara yang telah didapat melalui hasil analisis data log, kemudian di golongkan dalam zona – zona yang berbeda. Dalam penelitian ini terdapat 2 (dua) zona batubara dari yang terdalam hingga yang terdangkal yaitu Coal Zone 1 dan Coal Zone 2. Penentuan jumlah lapisan batubara tiap zona merupakan hasil dari interpretasi peneliti, Sementara untuk lapisan batubara yang diambil adalah yang memiliki ketebalan lebih dari 1 meter, batubara yang memiliki ketebalan minimal 1 meter itu memiliki potensi yang baik untuk keperluan gas metana dalam batubara. Setelah mengelompokkan

lapisan batubara yang telah ditentukan, lalu dilakukan perhitungan ketebalan dari tiap lapisan tersebut, sehingga peneliti mempunyai ketebalan batubara dari setiap zona batubara (Tabel 1, Tabel 2)

Tabel 1

Tabel 2

Korelasi Zona Batubara

Setelah didapatkan beberapa zona batubara pada sumur bor, maka kita akan mempunyai nilai dari kedalaman tiap zona batubara, sehingga kita dapat melakukan plotting pada data sumur dan dapat menentukan horizon dari tiap zona batubara. Pada penelitian ini sumur Ardy-6 memiliki data log yang paling lengkap sehingga sumur ini menjadi sumur kunci untuk menentukan korelasi antar sumur. Langkah selanjutnya adalah dengan mengkorelasikan zona batubara pada sumur Ardy-6 terhadap sumur Ardy-9 dan Ardy-14 sehingga dapat diketahui penyebaran batubaranya (Gambar 3).

Analisis Fasies dan Lingkungan

Pengendapan

Analisis fasies dan lingkungan pengendapan dilakukan dengan menggunakan analisis litofasies dari data cutting dan analisis elektrofasies dari data log sumur. Data cutting memiliki tingkat akurasi yang lebih baik jika dibandingkan dengan data log sumur. Data cutting memiliki tingkat akurasi yang lebih

Gambar 3. Korelasi Sumur

baik jika dibandingkan dengan data log sumur, karena data cutting merupakan satu – satunya data yang menunjukkan kondisi bawah permukaan secara nyata. Namun, dalam penelitian ini, peneliti tidak melakukan deskripsi cutting secara langsung tetapi hanya menyadur dari laporan yang ada, dan dari 3 sumur yang dipakai hanya 1 yang memiliki laporan cutting. Dari hasil deskripsi cutting pada laporan penulis mencoba melakukan interpretasi litofasies dari hasil deskripsi laporan, setelah itu membandingkannya dengan beberapa skematik suksesi fasies dari beberapa lingkungan pengendapan. Setelah itu penulis juga mencoba membandingkan dengan hasil elektrofasies yang ada.

Analisis Geologi Batubara

Kerangka stratigrafi regional Cekungan Sumatera Selatan telah melatarbelakangi dan mengontrol geologi batubara di daerah studi. Geologi batubara daerah studi ini berkaitan dengan 2 (dua) satuan batuan sebagai formasi pembawa batubara, yang secara stratigrafi dapat diurutkan sebagai berikut, Formasi Talang Akar di bagian bawah, dan Formasi Muara

Enim di bagian paling atas. Geologi batubara dan stratigrafi dari masing – masing batuan pembawa batubara memiliki perbedaan terutama berkaitan dengan penyebaran lateral dan asosiasi batuan penyertanya. Batubara pada Formasi Talang Akar berasosiasi dengan batuan yang termasuk dalam Anggota Gritsand, yang terdiri dari batupasir kasar hingga sangat kasar dengan interkalasi serpih, lanau dan sisipan batubara yang diendapkan di lingkungan fluviatile – delta. Sedangkan anggota transisi memiliki litologi terdiri dari serpih interkalasi dengan batupasir – batubara kadang – kadang menjadi serpih marine interkalasi dengan batupasir gampingan. Diendapkan secara selaras diatas anggota Gritsand selama Miosen Bawah. Keterdapatan batubara yang paling banyak dijumpai adalah pada Formasi Muara Enim. Formasi ini merupakan formasi pembawa batubara utama, di daerah studi dapat dijumpai 2 (dua) Coal Zone dengan ketebalan mulai dari 0,86 hingga 7,84 meter seperti teridentifikasi pada sumur Ardy – 9. Batubara pada formasi ini merupakan hasil pengendapan di lingkungan system fluvial hingga dataran pasang surut (tidal flat) yang sangat membantu dalam mengontrol penyebaran dan ketebalan lapisannya. Di daerah studi batubara dari Formasi Muara Enim cukup baik tersingkap di permukaan. Batubara pada Formasi Muara Enim terbentuk selama proses akhir transgresi atau sebagai sistem regresi dari Formasi Air Benakat menjadi Formasi Muara Enim. Kenaikan muka air laut menyebabkan adanya limpah banjir serta ruang akomodasi menjadi lebih besar, serta terjadi pula kenaikan dari muka air tanah, mengakibatkan penyebaran garis pantai semakin meluas, sehingga secara regional batubara dapat berkembang dengan baik (Formasi Muara Enim).

Analisis Elektrofasies

Terdapat 6 sumur pada interval studi, dengan 1 sumur diantaranya memiliki data cutting yaitu Sumur Ardy – 9.

Gambar 4. Analisis Elektrofasies Berdasarkan komposisi warna dan tekstur yang terlihat dari composite log sumur Ardy – 9 peneliti membagi Formasi Muara Enim menjadi 4 (empat) litologi yang berbeda yaitu:

1. Batubara dengan warna abu – abu gelap sampai hitam, dengan tingkat kekerasan lunak

2. Batulempung, dengan warna abu – abu, dan sebaian bersifat karbonatan

3. Batulanau, dengan warna abu – abu tua, dan sebagian bersifat karbonatan

4. Batupasir, dengan warna abu - abu, berbutir batupasir sangat halus

Interpretasi fasies tentunya akan sangat sulit dilakukan karena tidak adanya penjelasan mengenai struktur sedimen, oleh karena itu penulis mencoba melakukan kesebandingan

dengan laporan yang ada sebelumnya dan melakukan korelasi dengan pola log elektrofasies.Analisis elektrofasies merupakan analisis untuk menentukan fasies – fasies pada interval kedalaman tertentu dengan melihat pola log sumur. Data hasil elektrofasies yang telah dikalibrasikan dengan data cutting dapat dikorelasikan dengan hasil log sumur lain sehingga dapat diperkirakan penyebaran lateral elektrofasies tersebut. Hasil analisis elektrofasies pada interval Formasi Muara Enin, secara garis besar menampakkan 4 pola log, yaitu; serrated and bell shape, serrated, serrated and funnel shape, bell shape. Keempat pola log yang berbeda tersebut mengindikasikan adanya perbedaan pola dan system pengendapan. Perbedaan pola pengendapan tersebut dapat disebabkan oleh perbedaan lingkungan pengendapan karena tebal kolom air saat pengendapan yang berbeda pula. Pola serrated and bell shapemerupakan thin section yang tersusun oleh litologi mudstone dengan fasies pro delta/shelf dan setelah dikorelasikan dengan data litofasies diinterpretasikan bahwa fasies ini diendapkan di lingkungan pro delta dengan arus yang relative stabil, maka dari ini pada kedalaman ini terdapat batubara yang menjadi bagian dari coal zone 1. Sementara itu pola serrated mengindikasikan paket endapan yang relative blocky shale yang relatif tebal sekitar 100m dan setelah dikorelasikan dengan data litofasies diinterpretasikan bahwa fasies ini diendapkan di lingkungan pengendapan lakustrin dengan arus yang relative lebih tenang dan stabil. Pola serrated and funnel shape yang tersusun atas perselingan batupasir dan batulempung dengan kecenderungan batulempung menebal bagian atas. Hal tersebut mengindikasikan bahwa proses sedimentasi saat diendapkannya pola log ini bersifat fluktuatif. Setelah dikalibrasi dengan data litofasies, diperkirakan bahwa paket batuan ini diendapkan di lingkungan pro – delta. Pola bell – shape yang tersusun atas batulempung batupasir ini mengindikasikan bahwa proses

sedimentasi bersifat fluktuatif. Setelah dikalibrasi dengan data litofasies dan diperkirakan bahwa paket batuan ini merupakan fasies mouth bar yang diendapkan di lingkungan delta front. Secara keseluruhan Formasi Muara Enim jika diinterpretasikan melalui analisis elektrofasies merupakan Formasi yang diendapkan pada lingkungan dengan arus yang cukup tenang, maka dari itu potensi dari gas metana dalam batubara pada formasi ini cukup baik.

Interpretasi Data Seismik

Terdapat 52 line seismic yang dipakai dalam penelitian ini. Data seismik menunjukkan kualitas data yang sedang sampai buruk. Refleksi seismik menunjukkan kontinuitas yang buruk sampai cukup baik, kecuali pada horizon batuan dasar yang memperlihatkan pola yang tidak beraturan. Pada umumnya interpretasi horizon batuan sedimen relatif lebih mudah untuk dilakukan, kecuali pada penampang seismik yang dilalui oleh struktur kompleks, hal ini disebabkan oleh kontinuitas refleksi yang terganggu.

Gambar 5. Interpretasi Seismik

Peta Struktur Waktu dan Kedalaman

Hasil interpretasi seismik selanjutnya dikonversi menjadi peta struktur waktu pada tiap horizonnya (Gambar 6) lalu peta struktur waktu ini dikonversi menjadi peta struktur kedalaman (Gambar 7) dengan menggunakan data kurva checkshot.

Gambar 6. Peta Struktur Waktu

Sweet Spot Area

Setelah melakukan pembuatan peta struktur waktu dan peta struktur kedalaman, selanjutnya adalah menentukan sweet spot area yang diperkirakan sebagai area prospek dari gas metana batubara yang telah dioverlay dengan peta struktur kedalaman dan telah dibagi per kedalaman. Kedalaman gas metana batubara yang hingga kini bisa diambil untuk tahap eksploitasi adalah pada kedalaman 300 meter hingga 700 meter, namun pada penelitian ini selain kedalaman 300 meter hingga 700 meter yang dihitung potensi gas metana batubaranya juga pada kedalaman 700 meter hingga 1000 meter juga dihitung tingkat potensi dari gas metana batubaranya. Dari hasil analisis ini didapatkan sweet spot area dari tiap kedalaman yang kemudian akan

dihitung nilai potensi gas yang terkandung pada batubara.

Gambar 7. Peta Kedalaman

Sweet Spot Area Kedalaman 300 Meter – 700 Meter

Peta struktur kedalaman dari tiap coal zone yang telah dibuat kemudian dibagi sesuai kedalaman 300 meter hingga 700 meter, maka akan menghasilkan sweet spot are dari setiap coal zone (Gambar 8). Setelah itu dapat ditentukan luas area dari tiap sweet spot area dalam tiap coal zone. Luas area ini berguna dalam perhitungan nilai Gas In Place.

Sweet Spot Area Kedalaman 700 Meter – 1000 Meter

Langkah yang dilakukan dalam penentuak sweet spot area pada kedalaman ini seperti pada kedalaman 300m – 700m yaitu, peta struktur kedalam dari tiap coal zone yang telah dibuat kemudian dibagi sesuai kedalaman 700 meter hingga 1000 meter, maka akan menghasilkan sweet spot area dari

setiap coal zone, luas area ini berguna dalam perhitungan nilai Gas In Place.

Gambar 8. Sweet Spot Kedalaman 300-700 meter

Perhitungan Gas Content dan Gas In Place

Pada tahap ini dibutuhkan beberapa aspek yang digunakan untuk perhitungan menentukan nilai dari gas content dan gas in place diantaranya adalah nilai dari properti batubara yang merupakan nilai pasti yang didapatkan dari hasil laboratorium, lalu dibutuhkan juga aspek luas area potensi yang didapatkan dari hasil analisis sebelumnya, sementara untuk menentukan nilai dari gas content digunakan Kim’s Formula.

Gambar 9. Sweet Spot Kedalaman 700-1000 meter

Analisis Properti Batubara

Analisis ini didapatkan dari hasil laboratorium (Tabel 3) untuk menentukan nilai dari batubara itu sendiri. Hasil dari data laboratorium ini yang diberikan oleh perusahaan untuk membantu dalam perhitungan nilai dari gas content sehingga masuk kedalam ketersediaan data dalam penelitian ini. Selain nilai yang ada pada tabel diatas, ada nilai lain yang diberikan perusahaan untuk membantu perhitungan dari iGas Content, yaitu nilai dari Recovery Factor (RF (%)) sebesar 0.19. setiap nomor sampel digunakan untuk tiap zona batubara ynag berbeda, nomor sampel 1 digunakan untuk menentukan Gas Content pada zona batubara 1, nomor sampel 2 digunakan untuk menentukan Gas Content pada zona batubara 1.

Tabel 3 Data analisis laboratorium untuk menentukan gas content batubara (Data Sekunder, Pusat Studi energy, 2015)

Perhitungan Gas Content

Perhitungan ini menggunakan rumus Kim yang di dalamnya membutuhkan beberapa elemen seperti data kedalaman sumur kunci, kedalaman minimum sumur, kedalaman maksimum sumur dan kedalaman tengah dari sumur. Data lain yang dibutuhkan adalah data proximate yaitu data yang didapatkan melalui hasil analisis laboratorium. Setelah semua data yang dibutuhkan untuk perhitungan Gas Content telah terkumpul, maka selanjutnya nilai Gas Content (Tabel 4) bisa didapat.

Tabel 4. Hasil perhitungan nilai Gas Content

Perhitungan Gas In Place

Untuk perhitungan dari nilai Gas In Place dibutuhkan beberapa data yaitu, data luas area sweet spot, data ketebalan batubara dalam zona batubara, nilai dari Gas Content dan nilai dari densitas dimana nilai densitas yang dipakai adalah nilai standar densitas batubara yang dipakai di perusahaan yaitu sebesar 1.3 g/cc. Setelah didapatkan nilai Gas In Place ini kita menggunakan metode Monte

Carlo, metode ini adalah metode statistic yang dipakai untuk menghitung prediksi dari nilai Gas In Place yang ada, kemungkinan nilai yang bisa kita dapat adalah nilai maksimum, nilai minimum dan nilai tengah. Dalam dunia industri nilai yang biasa dijadikan pertimbangan adalah nilai tengah (P50). Setelah didapatkan hasil nilai Gas In Place P50 dari setiap coal zone pada kedalaman 300 meter hingga 700 meter, selanjutnya kita dapat menentukan nilai total dari Gas In Place P50 dalam kedalaman ini dengan cara menjumlahkan seluruh nilai Gas In Place P50 dari semua coal zone. Untuk kedalaman 700 meter hingga 1000 meter, metode yang digunakan untuk perhitungan nilai Gas In Place P50 sama dengan pada kedalaman 300 meter hingga 700 meter, berikut hasil perhitungan nilai total Gas In Place pada kedalaman 700 meter hingga 1000 meter (Tabel 5).

Tabel 5. Hasil perhitungan Gas In Place pada kedalaman 300m – 700m

Tabel 6. Hasil perhitungan Gas In Place pada kedalaman 700m – 1000m

Kesimpulan

Berdasarkan hasil analisis dan pengolahan data pada lapangan “YF”, Formasi Muara Enim. Dapat ditarik kesimpulan potensi dari gas metana pada batubara di lapangan “X” sebagai berikut:

1. Berdasarkan hasil dari analisis korelasi antar sumur, didapatkan lapisan – lapisan batubara yang dikelompokkan menjadi beberapa zona batubara.

2. Perhitungan cadangan gas metana dalam batubara dihitung berdasarkan kedalaman dan didapatkan cadangan gas metana pada batubara kedalaman 300m – 700m sebesar

19.42 bcf dan pada kedalaman 700m – 1000m sebesar 5.68 bcf.

Pustaka

Boggs, JR, Sam., 1995, Principles of Sedimentology and Stratigraphy, Second Edition, Prentice-Hall, Inc, A Simon and Schuster Company, Upper Saddle River, New Jersey.

Diessel C.F.K., 1992; Coal Bearing Depositional Systems, Springer-Verlag, Berlin

Eubank, R.T. dan Makki, A.C. 1981. Structural Geology of The Central Sumatera Back Arc-Basin: Proceedings Indonesian Petroleum Association,10th Annual Convention, Vol. 1. Jakarta.

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Edisi 8. Schlumberger Oilfield Service, Jakarta.

Koesoemadinata, R. P. 1980. Geologi Minyak dan Gas Bumi, Jilid 1 dan 2. Institut Teknologi Bandung

Mitchum, R.M., 1977, Seismic Stratigraphy and Global Changes of Sea Level, dalam C.E. Payton, Seismic Stratigraphy-Application to Hydrocarbon Exploration.

Pulunggono, A. and Cameron, N.R., 1984, Sumatran Microplates, their characteristics and their role in the evolution of Central and South Sumatera Basins, Proceeding of the 13th Indonesian Petroleum Association Annual Convention, 121-143.