Evaluasi Gas Metana Batubara Pada Formasi Balikpapan Cekungan
Kutai
Nurul amalia
Pusat Studi Energi UNPAD Abstrak
Coalbed Methane (CBM) adalah salah satu unconventional sources yang mulai dikembangkan di Indonesia yang berasal dari gas yang tersimpan dalam batubara. Salah satu komponen penting dalam prediksi awal potensi CBM adalah besaran sumberdaya dan cadangannya. Metoda perhitungan sumberdaya dan cadangan CBM yang biasa digunakan adalah metoda volumetrik
Berdasarkan analisis system tract, Formasi Balikpapan terletak pada highstand system tract I, transgressive system tract II, dan highstand system tract II. Formasi Balikpapan berdasarkan sumur N13 terdapat pada kedalaman 0-1562 m yang kemudian dibagi menjadi 3 zona yaitu zona A berdasarkan highstand system tract II, zona B berdasarkan transgressive system tract II, dan zona C berdasarkan highstand system tract I. Struktur geologi yang berkembang yaitu adanya perlipatan, sesar normal, dan kubah Pinang
Analisis properti batubara diketahui hasil nilai total gas content zona A sebesar 83 scf/ton, zona B sebesar 141 scf/ton, zona C sebesar 225 scf/ton dengan derajat batubara berupa high bituminous C- high bituminous B (Coal Classification, Ward 1984). Berdasarkan hasil perhitungan properti batubara zona A, B, dan C dapat diketahui sumberdaya gas metana dengan interval kedalaman 300-800 m yang terkandung (gas in-place) sebesar 26.7 Bcf (billion cubic feet)
Kata Kunci : Coalbed methane, Gas content, Analisis proximate, Perhitungan sumberdaya /cadangan
1. PENDAHULUAN 1.1Latar Belakang
Indonesia merupakan negara ke-enam terbesar untuk cadangan gas metana batubara Potensi gas metana batubara di Indonesia yang cukup besar yaitu 450 TCF
1.2 Tujuan Penelitian
1. Identifikasi reservoir gas metana batubara
2. Menganalisa properti dan kualitas batubara
3. Mengidentifikasi struktur geologi 4. Menghitung potensi sumberdaya gas
metana secara volumetrik
5. Penentuan titik lokasi sumur eksplorasi
2. ISI MAKALAH 2.1 Tinjauan Pustaka
Cekungan kutai merupakan cekungan tersier tertua dan terdalam di Indonesia. Cekungan kutai terdapat di timur kalimantan. Luasnya mencapai 165.000 km persegi dan kedalamannya 12.000-14.000 meter.
Gambar 1. Lokasi Penelitian pada Kutei Basin (modifikasi dari Nuay dkk, 1985)
Adapun stratigrafi yang berkembang pada daerah penelitian dari batuan yang berumur tua yaitu Bebulu Group, Balikpapan Group, Kampung Baru Group, dan Mahakam Group. Dengan formasi pembawa batubara yaitu formasi Balikpapan.
Gambar 2. Stratigrafi Cekungan Kutai (Edward Marks. et al.1982)
Gas Metana Batubara (GMB) atau biasa disebut dengan Coal Bed Methana (CBM) adalah gas metana (CH4)/rawa dangkal (shallow gas) yang terperangkap dan terakumulasi di dalam pori-pori
molekul yang menempel pada micropori, sebagai free gas pada mesopori, dan molekul yang larut dalam air.
Gambar 3. Diagram hubungan coal rank dengan gas metana yang terbentuk (kiri), Pori yang
terbentuk pada batubara sebagai tempat terakumulasinya gas metana (kanan) (Handout
Indonesia CBM course,Dr Mohinudeen Faiz, 2008)
Potensi Coalbed Methane dapat dihitung berdasarkan beberapa faktor seperti, tebal lapisan batubara, luas penyebaran lapisan batubara, densitas batubara,serta kandungan gas yang terperangkap. Secara sederhana dirumuskan sebagai :
G = 1359.7 x A x h x p x Gc Dimana :
G = Sorbed Gas in Place A = Dranage Area h = Gross Thickness P = Average Density Gc = Average Gas Content
2.2 Metode Penelitian
Gambar 4. Metode Penelitian
Data yang digunakan pada penelitian ini yaitu :
1. Lima buah sumur (N10, N11, N12, N13, dan N14)
2. Data logging (log GR, log Rhob, log DT )
3. Data laboratorium (proximate analisis dan gas content)
4. Data line seismik sebanyak 7 line 5. Menggunakan software Petrel 2.3 Pembahasan
2.3.1 Analisis System Tract
Penentuan batas sikuen itu sendiri dibatasi oleh ketidakselarasan dan keselarasan padanannya (correlative
conformity), yaitu bidang keselarasan
yang merupakan kelanjutan dari bidang ketidakselarasan tersebut (Mitchum, 1977). Adapun parameter-parameter yang digunakan untuk mengetahui keterdapatan batubara adalah log densitas (density),), dan log radioaktif (gamma-ray).
Gambar 5. Analisis System Tract pada Sumur N13 (kiri) dan sumur N14 (kanan)
2.3.2 Analisis Struktur Geologi
Pada daerah penelitian ini terdapat 3 macam struktur geologi yang berkembang yaitu perlipatan, sesar normal dan adanya kubah Pinang. Perlipatan berkembang pada bagian utara dengan sumbu berarah barat-timur sedangkan sesar normal berkembang pada bagian utara-selatan daerah penelitian.
Studi Pustaka Pengumpulan Data
Analisis Sikuen Analisis Seismik Analisis Proximate Penentuan system tract Penentuan Batas Sikuen Penentuan Fault Picking Horizon Perhitungan properti batubara Perhitungan total gas content Depth Structure Map
dan Isopach Map Penentuan Sweetspot Perhitungan Resources
Gambar 6. Line seismik yang menunjukkan adanya perlipatan pada bagian utara daerah
penelitian
2.3.3 Analisis Properti Batubara
Analisis proximate dilakukan untuk mengetahui kadar prosentasi ash, moisture, volatile matter, dan fixed carbon dari sample batubara. Namun sebelumnya dalam perhitungan properti batubara, dibagi menjadi 3 zona sesuai analisis system tract yang telah dilakukan. Adapun diagram gas content dan properti batubara pada zona A, B dan C dibawah ini :
1. Hasil Penelitian
Gambar 8. Peta Sweetspot untuk Zona A (kiri), Zona B (tengah), dan Zona C (kanan)
Penentuan rujukan untuk lokasi sumur eksplorasi berdasarkan peta ketebalan (isopach map) dan peta sweetspot (cut off 300-800 m) yaitu pada bagian baratlaut dan timur dimana pada bagian ini lapisan batubara memiliki ketebalan yang lebih jika dibandingkan dengan daerah lain
Tabel 1. Perhitungan Gas In-Place Zona
2. PENUTUP
1. Formasi balikpapan merupakan formasi pembawa batubara yang terletak pada lower cekungan kutai. Formasi balikpapan memiliki batas antara maximum flooding surface (bottom), highstand system tract I, maximum flooding surface II, dan highstand system tract II (top)
2. Formasi balikpapan dibagi menjadi 3 zona yaitu zoan A, zona B, dan zona C. Zona A terdpat pada HST II, Zona B terdapat pada TST II, dan Zona C pada Luas Area Zona A 22573 acre Luas Area Zona B 24172 acre Luas Area Zona C 18966 acre
Zone Area Net to area
*NTG
Average Density Gas content GIP
(MMscf) Zone (acre) Gross thickness (ft) (g/cm3) (scf/ton)
A 0 0.2 0 6.5 1.3 83 0
B 32083 0.5 16041.5 5.5 1.35 141 22823
C 16266 0.15 2439.9 4.9 1.24 225 4533
Total 27356
volatile bituminus C- high bituminus C dengan nilai Ro antara 0.4-0.7 % 4. Terdapat 3 jenis struktur geologi yang
berkembang yaotu perlipatan, sesar normal yang berarah timurlaut - baratdaya dan diapir yang berkembang pada bagian utara
5. Berdasarkan perhitungan Gas In Place Zona A, B dan C memiliki total resources sebesar 26.7 Bcf dengan cut off kedalaman 300-800 m
DAFTAR PUSTAKA
[1]. Rogers Rudy, Muthukumarappan Ramurthy, Gary Rodvelt, and Mike Mullen 2007,Coalbed Methane Principles and Practices third
Edition, Starkville: Oktibbeha
Publishing LLC.
[2]. Dawson, F.M., Marchioni, D.L., Anderson, T.C. and McDougall,
W.J. (2000): An Assessment of
Coalbed Methane Exploration
Projects in Canada, Geological
Survey of Canada, Bulletin 549. [3]. Vail, P.R., 1987, Seismic
Stratigraphy Interpretation Using
Sequence Stratigraphy, Part I;
Seismic Stratigraphy Interpretation Procedure, Dorothy Farris lapidus, Physical & Chemical Features of The Rock. Collins Dictionary of Geology
[4]. Huang, Suriamin, Feb 2012, An
Overview of Coalbed Methane,
Bandung
[5]. Sukandarrumidi. 2004. Batubara
dan Gambut. Universitas Gajah
Mada, Yogjakarta
[6]. Handout Indonesia CBM course, Dr
