19.PEMBORAN DALAM DAN PENGUKURAN KANDUNGAN GAS PADA LAPISAN BATUBARA DAERAH NIBUNG
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
PEMBORAN DALAM DAN PENGUKURAN KANDUNGAN GAS PADA LAPISAN
BATUBARA DAERAH NIBUNG, KABUPATEN MUSIRAWAS, PROVINSI SUMATRA
SELATAN
S. M. Tobing dan Sigit Arso Wibisono
KP Energi Fosil
Sari
Daerah Nibung dan sekitarnya secara administratif termasuk ke dalam wilayah
Kecamatan Nibung, Kabupaten Musi Rawas, Provinsi Sumatra Selatan. Secara
geografis dibatasi koordinat 103°00′00” – 103°15′00” BT dan 02°15′00” – 2°30’00” LS.
Daerah ini terletak di Cekungan Sumatra Selatan dengan stratigrafi yang disusun oleh
batuan-batuan sedimen Tersier berumur Miosen Awal hingga Pliosen yaitu Formasi
Gumai, Formasi Airbenakat, Formasi Muaraenim dan Formasi Kasai.
Maksud dari kegiatan ini adalah untuk mengetahui karakteristik kandungan gas
dari batubara Anggota M2 (Lapisan Mangus dan Lapisan Suban) Formasi Muara Enim
dalam hubungannya dengan sumber daya batubara dan sumber daya gas.
Pemboran dilakukan untuk mendapatkan lapisan batubara pada Formasi
Muaraenim khususnya lapisan batubara Anggota M2. Total kedalaman pemboran
adalah 391,00 m dimana ditemukan 10 lapisan batubara yang ditembus dengan
ketebalan mulai 0,30 m – 13,64 m. Lapisan batubara Anggota M2 (Lapisan Mangus
dan Lapisan Suban) masing-masing ditemukan pada kedalaman 237, 58 – 251,22 m
(tebal 13,64 m) dan pada kedalaman 275,85 – 278,55 m (2,70 m).
Batubara Lapisan Mangus mengandung abu 2,25% - 17,26%; sulfur total 0,11 –
0,27 %; dan nilai kalori 5.527 – 6.346 kal/gr (adb). Tingkat kematangan batubara
Lapisan Mangus berdasarkan analisa petrografi organik menunjukkan nilai vitrinit
refleksi Rv 0,34 – 0,41%. Sedangkan batubara Lapisan Suban mengandung abu 3,0 –
48,54%; sulfur total 0,13 – 0,30%; dan nilai kalori 3161 – 6135 kal/gr (adb). Vitrinit
refleksi batubara Lapisan Suban adalah Rv 0,37%.
Sumber daya batubara Lapisan Mangus adalah 78.478.442,46 ton (Tereka)
dengan total sumber daya gas sebesar 3.146.985.542,65 scf yang terdiri atas O2
(7,79%), N2 (49%), CH4 (42,21%) CO (0,34%), CO2 (0,07%) dan H2 (0,31%).
Total sumber daya batubara Lapisan Suban adalah 15.970.647,69 ton (Tereka)
dengan total sumber daya gas sebesar 611.196.687,10 scf yang terdiri atas O2
(3,07%), N2 (53,30%), CH4 (43,50%); CO (0,00%); CO2 (0,13%) dan H2 (0,00%).
Abstract
The Nibung and surrounding area administratively belongs to the region of the
Nibung District, Regency of Musi Rawas, South Sumatra Province. Geographically, this
area restricted to coordinates of 103°00′00” – 103°15′00” longitude and 02°15′00” –
2°30’00” latitude. This area is located in South Sumatra Basin where stratigraphically
established by the Tertiary sedimentary rocks of Miocene to Early Pliocene age namely
Gumai, Airbenakat, Muaraenim and Kasai Formations.
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
313
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
The purpose of this activity is to study the characteristics of the gas content of
coal in M2 Members (Mangus and Suban Layers) of Muara Enim Formation in relation
to the coal and gas resources.
Drilling activities performed to get the coal layers of Muaraenim Formation
particularly the coal seams of M2 Members. The total drilling depth of 391.00 m which
is found 10 coal seams layer that penetrated with the thickness range from 0.30 m 13.64 m. The coal seam of M2 Members (Mangus and the Suban Layers) is found at
depths of 237.58 - 251.22 m (13.64 m thick) and at a depth of 275.85 - 278.55 m (2.70
m thick), respectively.
The characteristics of Mangus Layer coal contain ash 2.25% - 17.26%, total
sulfur 0.11 - 0.27% and calorific value of 5,527 – 6,346 cal/g (adb). The maturity level
of this coal based on organic petrographic analysis showed that the vitrinite reflectance
is ranging from Rv 0.34 - 0.41%. While the Suban Layer coal contain ash of 3.0 48.54%, total sulfur 0.13 - 0.30% and the calorific value of 3,161 – 6,135 cal/g (adb).
The vitrinite reflectance of the Mangus Layer coal is 0.37%.
The coal resources of Mangus Layer itself is amounted of 78,478,442.46
tonnes (inferred) with the total gas resources is 3,146,985,542.65 SCF, consisting of O2
(7.79%), N2 (49%), CH4 (42.21%) CO (0.34%), CO2 (0, 07%) and H2 (0.31%).
The only coal resources of Suban Layer is 15,970,647.69 tonnes (inferred) with
the total gas resources is 611,196,687.10 SCF, consisting of O2 (3.07%), N2 (53.30%),
CH4 (43,50%); CO (0.00%); CO2 (0.13%) and H2 (0.00%).
PENDAHULUAN
Latar Belakang
Untuk
mengantisipasi
kebutuhan energi di masa yang akan
datang pemerintah telah melakukan
upaya-upaya
eksplorasi
dan
inventarisasi sumber daya di daerahdaerah seluruh wilayah Indonesia yang
mempunyai potensi dan belum terdata
dengan baik. Salah satu kekayaan
sumber daya alam yang merupakan
bagian dari sumber daya energi selain
minyak dan gas bumi, batubara,
gambut, bitumen padat adalah gas
yang terdapat di dalam batubara
berupa gas methan.
Inventarisasi batubara dengan
pemboran
yang
lebih
dalam
merupakan salah satu upaya untuk
menghimpun data potensi gas yang
terkandung di dalam batubara yang
terdapat jauh di bawah permukaan
sebagai data awal. Semua jenis
batubara
berpotensi
untuk
menghasilkan gas.
Maksud dan Tujuan
Maksud
dari
kegiatan
inventarisasi
batubara
dengan
pemboran
dalam
adalah
untuk
mengetahui
data
dan
informasi
batubara pada kedalaman lebih dari
100 meter di bawah permukaan.
Tujuannya
adalah
dalam
rangka penyediaan data potensi
sumber daya gas di dalam batubara
dalam rangka persiapan awal dalam
pengembangan potensinya sebagai
energi alternatif baru yang ramah
lingkungan di kemudian hari.
Lokasi Kegiatan dan Kesampaian
Daerah
Daerah penyelidikan terletak pada
wilayah administrasi pemerintahan
Kecamatan Nibung, Kabupaten
Musi Rawas, Provinsi Sumatra
Selatan.
Secara
geografis
menempati Lembar Peta Rupa
314 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Bumi No. 0913-61, skala 1:50.000
yang diterbitkan oleh Bakosurtanal.
Lembar peta tersebut dibatasi oleh
koordinat 103°00′00” – 103°15′00”
BT dan 02°15′00” – 2°30’00” LS.
(Gambar 1).
GEOLOGI UMUM
Cekungan Sumatera Selatan
termasuk dalam kategori cekungan
back arch atau retro arch basin yang
posisinya berada di belakang busur
vulkanik (terhadap tumbukan). Tektonik
yang
mempengaruhi
cekungan
Sumatra Selatan terjadi pada tiga
perioda yaitu dua periode tektonisme
yang terjadi sebelum Tersier yang
membentuk
graben-graben
yang
menjadi dasar pengendapan sedimen
Tersier dan satu orogenesa PlioPeistosen.
Batuan dasar cekungan adalah
batuan terlipat dan termetamorfosakan
berumur
Pra-Tersier
dimana
pengendapan batuan berumur Tersier
Awal
mulai
diendapkan.
Awal
pendapannya berupa endapan darat
kemudian karena penurunan dasar
cekungan atau terjadinya genang laut
berkembang ke lingkungan transisi dan
berlanjut hingga menjadi endapan laut
dangkal.
Dari
endapan
laut,
endapannya
berkembang
kembali
menjadi endapan darat yang dikenal
sebagai siklus pengendapan transgresi
- regresi Cekungan Sumatera Selatan.
Endapan yang terjadi kemudian secara
berurutan dari bawah ke atas dikenal
sebagai Formasi Lahat, Talang Akar,
Gumai,
Baturaja,
Air
Benakat,
Muaraenim dan Kasai.
Secara regional geologi daerah
Nibung dan sekitarnya termasuk ke
dalam Cekungan Sumatera Selatan
yang
merupakan
cekungan
pendalaman
belakang
(Koesoemadinata dan Hardjono, 1978).
Menurut de Coster (1974),
Cekungan Sumatra Selatan dan
Cekungan Sumatra Tengah adalah
suatu cekungan besar yang dicirikan
oleh kesamaan sedimentasi batuan
dan
dipisahkan
oleh
Tinggian
Tigapuluh yang terbentuk akibat
pergerakan ulang sesar bongkah pada
batuan berumur Pra Tersier diikuti oleh
kegiatan volkanik.
Cekungan Sumatra Selatan di
bagian utara dikelompokkan menjadi
sub Cekungan Jambi (depresi Jambi)
dan ke selatan dengan sub Cekungan
Palembang Tengah dan sub Cekungan
Palembang
Selatan
(depresi
Lematang). Masing-masing cekungan
tersebut dipisahkan oleh tinggiantinggian batuan dasar. Di dalam
Cekungan Sumatera Selatan terdapat
3 (tiga) antiklinorium yang dipisahkan
oleh batuan dasar yaitu Antiklinorium
Pendopo, Palembang dan Muarenim.
Proses sedimentasi selama
Paleogen dikontrol oleh pensesaran
batuan
dasar.
Stratigrafi
umum
memperlihatkan bahwa pembentukan
batubara hampir bersamaan dengan
proses sedimentasi Tersier yaitu pada
saat awal pengendapan Formasi
Talangakar,
Air
Benakat
dan
Muaraenim. Endapan batubara yang
paling berpotensi hanya pada siklus
pertengahan regresi yaitu pada saat
pengendapan Formasi Muaraenim.
Endapan Batubara dan Gas
Umumnya
semua
lapisan
batubara mengandung gas, apakah
sebagai
gas
bebas
dalam
‘cleats/fissures’ atau gas yang terikat di
atas permukaan batubara atau di
dalam pori-pori batubara. Gas ini
terperangkap di dalam batubara ketika
berubahnya kandungan organik dalam
proses koalifikasi yaitu meningkatnya
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
315
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
kualitas batubara. Semakin tinggi
tingkat
kematangan
batubara
kandungan
gas
metana
dalam
batubara umumnya semakin tinggi.
Batubara terbentuk pada lingkungan
non marin. Sejak pertama kali
tetumbuhan mati dan terakumulasi,
proses yang terjadi adalah proses
biokimia, kemudian mengalami proses
geokimia. Selama proses penimbunan
batubara dalam jangka waktu yang
lama, terjadi proses-proses yang
menyebabkan perubahan kandungan
organik di dalamnya dan mengalami
pematangan mulai dari gambut, lignit,
bituminus hingga ke antrasit. Selama
proses koalifikasi, molekul-molekul
hidrokarbon seperti gas metana dan
zat terbang lainnya seperti gas karbon
dioksida dan air terbentuk. Fase utama
terbentuknya
gas
dimulai
pada
batubara kualitas tinggi. Akan tetapi,
gas di dalam batubara sudah mulai
terbentuk sejak proses terbentuknya
gambut hingga menjadi batubara yang
disebut gas biogenik. Gas yang
terbentuk oleh karena thermal disebut
sebagai gas thermogenik.
Formasi Muaraenim adalah
formasi utama pembawa batubara di
dalam Cekungan Sumatra Selatan.
Formasi ini dibagi menjadi empat
anggota
berdasarkan
kelompok
kandungan lapisan batubara oleh Shell
Mijnbouw, (1978). Keempat anggota
tersebut dari bawah ke atas terdiri atas
Anggota M1, M2, M3, dan M4. Masingmasing anggota tersebut mengandung
lapisan-lapisan
batubara
dimana
beberapa lapisan tersebut bertindak
sebagai pembatas antar anggota.
HASIL PENYELIDIKAN
Morfologi
Daerah penyelidikan terdapat di
sebelah timur Pegunungan Bukit
Barisan dan dapat dikelompokan
menjadi 2 (dua) satuan morfologi yaitu
satuan
morfologi
perbukitan
bergelombang rendah dan pedataran.
Satuan morfologi perbukitan
bergelombang menempati sebagian
besar daerah penyelidkan yang
litologinya
disusun
oleh
batuan
sedimen
klastika
halus
dengan
kemiringan lereng antara 100 – 350 dan
berada pada ketinggian 60 – 150 m di
atas permukaan air laut.
Satuan pedataran menempati
bagian baratdaya yang litologinya
disusun oleh batuan sedimen klastik
berupa tufa, batulempung tufaan dan
batupasir tufaan. Kemiringan lereng
antara 100 – 150 dan berada pada
ketinggian 25 – 60 m di atas
permukaan air laut.
Pola aliran sungai dikeringkan
oleh S. Kelumpang di bagian barat dan
S. Batanghari Leko. Kedua sungai
utama ini di bagian hulu berpola trellis
sedangkan pada sungai utamanya
berpola dendritik.
Stratigrafi
Berdasarkan
Peta
Geologi
Lembar Sarolangun (Suwarna, N.,
dkk., 1994) dan Shell (1978), stratigrafi
daerah penyelidikan mencakup 4
(empat) formasi dari tua ke muda yaitu
Fm. Gumai, Fm. Air Benakat, Fm.
Muaraenim dan Fm. Kasai; dimana
formasi utama pembawa batubara
adalah Fm. Muaraenim. Gambar 2
adalah stratigrafi daerah penyelidikan.
Menurut laporan Shell (1978),
Fm. Muaraenim dibagi menjadi 4
(empat)
anggota
berdasarkan
kandungan lapisan batubara yaitu
Anggota M1, M2, M3 dan M4. Di
daerah
penyelidikan
berdasarkan
informasi sebelumnya (Sumaatmadja,
E. S., dkk., 2001) dan hasil dari
pemboran yang dilakukan bahwa tiga
316 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
anggota
Fm.
Muaraenim
diketahui, kecuali Anggota M4.
dapat
Struktur Geologi
Secara umum pola struktur di
daerah penyelidikan berarah Baratdaya
- Timurlaut. Pola struktur lipatan adalah
hasil gaya kompresi dari gaya tegasan
utama yang berarah Baratdaya Tenggara.
Struktur sesar adalah sesar
normal Kepahiangan 1, sesar normal
Kepahiangan 2 dan sesar normal
Sungaimalam; sesar geser Sungai
Kruh dan sesar naik Sungai Penjagoan
yang berarah Baratdaya – Timurlaut.
Struktur lipatan yang ada
adalah struktur antiklin Kepahiangan,
Terentang,
Tajaupecah,
dan
Sungaimalam. Sedangkan struktur
sinklin
adalah
Kepahiangan,
Batanghari Leko, dan Sungai Mati yang
berarah Baratlaut – Tenggara.
Sebaran endapan batubara di
daerah penyelidikan pada umumnya
berarah Baratlaut – Tenggara yang
terdapat di dalam Fm. Muara Enim
Anggota M1, M2 dan M3; sedangkan
keberadaan batubara pada Anggota
M4 tidak dijumpai. Data singkapan
batubara ditunjukkan dalam Tabel 1.
Hasil penyelidikan dan penyebaran
masing-masing lapisan batubara di
dalam Fm. Muara Enim ditunjukkan di
dalam Gambar 3. Korelasi antara
lapisan-lapisan batubara diantara titiktitik bor di daerah penyelidikan
ditunjukkan dalam Gambar 4.
Pemboran Inti
Satu
titik
bor
(NBG-01)
dilakukan
untuk
mengetahui
kedalaman lapisan-lapisan batubara
untuk mengetahui kandungan gas yang
terdapat di dalamnya. Lokasi titik bor
terletak di bagian Baratdaya seperti
ditunjukkan dalam peta Gambar 2.
Total kedalaman pemboran 391,00 m
yang menembus 10 lapisan batubara
dengan ketebalan antara 0,30 – 13,64
m. Deskripsi batuan dari lobang bor
disatukan dengan kurva e-logging
geofisika dalam Gambar 5.
Analisis Kimia Batubara
Duapuluh tiga (23) conto
batubara dianalisis untuk mengetahui
karakteristik batubara. Semua conto
batubara berasal dari ‘canister’ yang
merupakan bagian dari conto-conto
batubara yang kandungan gasnya
dihitung.
Hasil analisis kimia batubara
dalam Tabel 2 merupakan petunjuk
kualitas batubara secara umum. Conto
M2A #01 s.d. M2A #20 adalah conto
batubara dari lapisan batubara Mangus
dan M2A #21 s.d. M2A #25 adalah
conto batubara dari lapisan Suban dan
M2A #26 adalah conto batubara
Lapisan Petai.
Kandungan abu pada lapisan
Mangus (M2A #01 s.d. M2A #20)
berkisar dari 2,25 – 17,26%. Total
sulfur relatif rendah berkisar dari 0,11 –
0,27% (rata-rata 0,14%). Nilai kalori
berkisar dari 5.527 – 6.346 kal/gr (adb).
Dilihat dari besaran nilai kalori, lapisan
batubara ini dikategorikan sebagai
batubara kalori sedang – tinggi.
Pada lapisan batubara Suban,
empat conto batubara (conto M2A #21
s.d M2A #25) mengandung abu 3,00 –
48,54%; total sulfur 0,13 – 0,30% (ratarata 0,20%); dan nilai kalori 3.161 –
6.135 kal/gr. Rendahnya nilai kalori
pada satu conto (M2A #22) adalah
conto batubara yang mengandung abu
tinggi. Sebagai tambahan, conto
batubara
ini
tidak
menunjukkan
pengaruh signifikan pada hasil gas
yang
dikeluarkan
sebagaimana
diuraikan pada penjelasan pengukuran
gas.
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
317
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Semua conto batubara yang
dianalisis kimia diperlakukan sama,
yaitu conto batubara digerus lebih
dahulu untuk pengukuran gas. Dalam
hal ini kemungkinan penurunan
kandungan air dari conto batubara
cukup besar dan mempengaruhi nilai
kalori.
Informasi
terdahulu
menunjukkan bahwa rata-rata nilai
kalori batubara dari Fm. Muara Enim
Anggota M2 berkisar dari 5.600 –
5.800 kal/gr (adb).
Analisis Petrografi
Analisis
petrografi
yang
dilakukan adalah komposit batubara
Lapisan Mangus dan Lapisan Suban
yang diambil dari ‘canister’ dimana
kandungan gasnya telah dianalisis.
Conto komposit batubara Lapisan
Mangus (Canister #01 – Canister #20)
dibagi menjadi empat conto dan satu
conto komposit batubara
Lapisan
Suban (Canister #21 – Canister #25)
seperti dalam Tabel 3.
Hasil analisis petrografi organik
menunjukkan bahwa vitrinit refleksi dari
batubara Lapisan Mangus berkisar
antara Rv mean 0,30% dan Rv mean 0,45%,
sedangkan vitrinit refleksi batubara
Lapisan Suban berkisar antara Rv mean
0,33% dan Rv mean 0,40%. Semua conto
batubara didominasi oleh maseral
vitrinit >92%, sedangkan maseral
inertinit dan liptinit cukup rendah
(100 - 300 m dicadangkan untuk ‘coal bed
methan’.
Keberadaan lapisan batubara
yang lebih dalam di bawah permukaan
(>100) dan tidak mungkin untuk
ditambang secara tambang terbuka,
maka kandungan gas yang terdapat di
dalam lapisan batubara dapat dijadikan
sebagai ‘feedstock’ gas batubara. Hasil
penelitian
dan
pengukuran
gas
batubara seperti yang dilakukan saat
ini, bahwa total sumber daya gas
hanya pada Lapisan Mangus hingga
kedalaman 251,22 m terdapat sebesar
3.146.985.542,65
scf
dan
total
kandungan
methan
sebesar
1.328.224.053,47 scf. Hasil penelitian
ini
relatif
cukup
besar
untuk
dikembangkan
kemudian
dengan
melakukan penelitian dan pengukuran
gas di daerah ini dengan fokus ke
Lapisan Mangus pada posisi lapisan
batubara ke arah sumbu sinklin di
bagian Baratdaya. Hal yang perlu
dilakukan adalah eksplorasi dengan
pemboran yang lebih dalam untuk
mengetahui
potensi
gas
yang
dikandung lapisan-lapisan batubara.
KESIMPULAN DAN SARAN
Pemboran batubara satu titik
(NBG-01)
dari
Daerah
Nibung
mencapai kedalaman 391,00 m.
Terdapat 10 lapisan batubara yang
ditembus dengan ketebalan mulai dari
0,30 – 13.64 m. Tiga lapisan batubara
yang kandungan gasnya dianalisa
adalah
lapisan
batubara
pada
kedalaman 237,58 – 251,22 (Lapisan
Mangus); 275,85 - 278,55 (Lapisan
Suban); dan 297,42 – 300,95 m
(Lapisan Petai).
Hasil analisis dan evaluasi yang
dilakukan terhadap lapisan-lapisan
batubara dalam hubungannya dengan
kandungan
gas
dari
daerah
penyelidikan
dapat
disimpulkan
sebagai berikut:
• Total sumber daya batubara pada
ketiga
lapisan
di
daerah
penyelidikan dengan luas sekitar
398,00
Ha
adalah
sebesar
100.394.426,70 ton in situ (tereka).
• Sumber daya batubara pada
Lapisan Mangus (tebal 13,64 m)
adalah sebesar 78.478.442,46 ton
(tereka);
• Sumber daya batubara Lapisan
Suban (tebal 3,00 m) adalah
sebesar
15.970.647,69
ton
(tereka);
• Sumber daya batubara Lapisan
Petai (tebal 1,40 m) adalah
sebesar 5.945.336.55 ton (tereka).
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
321
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
•
•
•
Batubara
Lapisan
Mangus
mempunyai nilai kalori 5.527 –
6.346 kal/gr (adb); kandungan abu
2,25 – 17,26%; total sulfur 0,11 0,27%; dan total moistur 13,09 –
39,44%.
Batubara
Lapisan
Suban
mempunyai nilai kalori 3.161 –
6.135 kal/gr; kandungan abu 3,00
– 48,54%; total sulfur 0,13 – 0,30%
dan total moistur 18,72 – 37,75%.
Analisis petrografi mempunyai nilai
vitrinit refleksi Rv. 0,34 – 0,41%
untuk semua lapisan batubara dan
diklasifikasikan sebagai batubara
berperingkat rendah – sedang
(Lignit – Sub Bituminus C).
Hasil pengukuran kandungan gas
batubara adalah sebagai berikut :
• Sebanyak 26 canister conto
batubara berasal dari tiga lapisan
di Formasi Muara Enim, yaitu
Lapisan Mangus (Lap. 6); Lapisan
Suban (Lap. 7) dan Lapisan Petai
(Lap. 8), dengan masing-masing
ketebalan dari lapisan batubara
tersebut adalah 13,64 m, 2,70 m
dan 1,00 m.
• Pengukuran kandungan gas pada
ketiga lapisan batubara tersebut
menunjukkan jumlah kandungan
gas terbesar adalah 50,70 scf/ton
(Cansiter #15) dan terendah 28,26
scf/ton (Cansiter #22). Sedangkan
persentase komposisi kandungan
gas metana tertinggi 58,84% dan
terendah 16,93% pada masingmasing canister #19 dan canister
#20.
• Hasil
rata-rata
analisa
Gas
Chromatograph
untuk
ketiga
lapisan batubara adalah sebagai
berikut : pada Lapisan Mangus
(Lap. 6), O2 = 7,79%; N2 = 49,28%;
CH4 = 42,21%; CO = 0,34%; CO2
•
•
•
•
•
322 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
= 0,07%; dan H2 = 0,31%. Pada
Lapisan Suban (Lap. 7), O2 =
3,07%; N2 = 53,30%; CH4 =
43,50%; CO = 0,00%; CO2 =
0,13%; dan H2 = 0,00%. Pada
Lapisan Petai (Lap. 8), O2 =
4,55%; N2 = 74,00%; CH4 =
20,66%; CO = 0,00%; CO2 =
0,21%; dan H2 = 0,58%.
Kandungan rata-rata gas metana
(CH4) per ton batubara untuk
ketiga lapisan batubara tersebut
adalah untuk Lapisan Mangus
(Lap. 6) sebesar 17,17 scf/ton,
Lapisan Suban (Lap. 7) sebesar
17,44 scf/ton dan Lapisan Petai
(Lap. 8) sebesar 8,43 scf/ton
batubara.
Komposisi gas metana pada
Lapisan Petai tidak sebesar kedua
lapisan
lainnya.
Diduga
karakteristik batubara ini agak
berbeda dengan lapisan batubara
di atasnya termasuk ketebalan
batubaranya lebih tipis.
Komposisi gas CO2 pada lapisan
batubara relatif meningkat dengan
bertambahnya kedalaman lapisan
batubara. Pada Lapisan Mangus,
gas CO2 sebesar 0,07%, pada
Lapisan Suban sebesar 0,13% dan
pada Lapisan Petai sebesar
0,21%.
Total
kandungan
gas
pada
Lapisan Mangus adalah sebesar
3.146.985.542,65 scf in place
(1,14 m3/ton) dengan kandungan
gas methan sebesar 42,21% atau
1.328.224.053,47
scf
(0,48
m3/ton).
Pada
Lapisan
Suban,
total
kandungan gasnya adalah sebesar
611.196.687,10 scf (1,08 m3/ton)
dengan kandungan gas methan
sebesar
43,50%
atau
3
265.842.396,90 scf (0,47 m /ton).
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
•
Total
kandungan
gas
pada
Lapisan Petai adalah sebesar
208.681.312,91 scf (0,99 m3/ton)
dengan kandungan gas methan
sebesar 20,66% atau sebesar
43.109.304,32 scf (0,20 m3/ton).
• Total kandungan gas pada ketiga
lapisan batubara yang dianalisis
dan
diukur
adalah
sebesar
3.966.863.542,65 scf in place.
• Total kandungan gas methan
(CH4) pada ketiga lapisan batubara
tersebut
adalah
sebesar
1.637.175.754,69 scf in place.
Saran
1. Berdasarkan evaluasi hasil analisa
conto
batubara
dari
daerah
penyelidikan, disarankan untuk
melakukan
penelitian
lanjutan
dengan melakukan pemboran di
lapisan batubara yang cukup tebal
(Lapisan Mangus) dan terletak
pada kedalaman antara 300 – 500
m.
2. Perencanaan dan penentuan titik
bor untuk eksplorasi gas batubara
sebaiknya pada sumbu sinklin
dengan kedalaman >200 meter.
3.
Gas dalam batubara
terdapat
secara
inheren;
untuk
memproduksinya (methan), diperlukan
‘dewatering’ dari lubang-lubang bor
dan membutuhkan waktu yang cukup
lama. Oleh karena itu, penelitian
hidrologi diperlukan untuk mengetahui
debit dan arah aliran air bawah
permukaan.
DAFTAR PUSTAKA
De Coster, G.L., 1974, The Geology of The Central and South Sumatra Basin.
Proceeding Indonesia Petroleum Association, 4th Annual Convention.
Direktorat Sumber Daya Mineral, (Sumaatmadja, dkk., 2001). Laporan Pengkajian
Batubara Bersistem Dalam Cekungan Sumatra Selatan Di Daerah Nibung dan
Sekitarnya, Kabupaten Sarolangun, Provinsi Jambi dan Kabupaten Musi
Banyuasin dan Musi Rawas, Propinsi Sumatra Selatan. Direktorat Jenderal
Geologi dan Sumber Daya Mineral. Departemen Energi dan Sumber Daya
Mineral.
Geoservice Report No.10.151, 1980; Recent Development in Indonesia Coal Geology,
(Unpublished).
Koesoemadinata, R. P., dan Hardjono., 1977. Kerangka sedimenter endapan batubara
Tersier Indonesia. Pertemuan Ilmiah Tahunan ke VI, IAGI.
Pusat Sumber Daya Geologi (PMG), 2009. Laporan Neraca Sumber Daya Batubara
dan Gambut. Pusat Sumber Daya Geologi, Badan Geologi. Kementerian
Energi Dan Sumber Daya Mineral, Bandung.
Reineck, H. E., and Sigh. I. B, 1980; Depositional Sedimentary Environments,
Springer-Verlag, Berlin.
Shell Mijnbow., 1978. Explanatory notes to the Geological Map of the South Sumatra
Coal Province.
Shell Mijnbouw, 1978; Geological Map of the South Sumatera Coal Province, Scale 1 :
250.000.
SNI 2411: 2008. Cara Uji Kelulusan Air Bertekanan di Lapangan. Badan Standardisasi
Nasional.
Suwarna, N., Suharsono, Gafoer, S., Amin, T. C., Kusnama dan Hermanto, B., 1992.
Peta Geologi Lembar Sarolangun, Sumatra. Puslitbang Geologi, Bandung.
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
323
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Gambar 1
Peta Indeks Lokasi Kegiatan Daerah Nibung, Kab. Musirawas,
Propinsi Sumatra Selatan
Gambar 2
Stratigrafi daerah Nibung dan Sekitarnya, Sumatra Selatan.
(Sumber dimodifikasi dari: Sumaatmadja, dkk., 2001)
324 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Gambar 3
Peta distribusi batubara Daerah Nibung dan sekitarnya
Gambar 4
Korelasi batubara diantara titik-titik bor
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
325
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Gambar 5
Kurva E-logging dan Litologi Batuan Bor NBG-01.
326 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Gambar 6
Diagram alat adsorption isotherm, menunjukkan rangkaian peralatan yang terdiri dari empat
buah sample cell dan sebuah reference cell, dimana cell tersebut diposisikan dalam bejana air
yang suhunya dapat diatur hingga maksimum 100°C ± 1°C. Penunjuk tekanan digital
diperoleh dari A/D converter signal pressure transducer dengan ketelitian tinggi dan dapat
menahan tekanan hingga 25 Mpa ( ±3.650 psi).
Company
:
Sample ID / No.:
Depth, Meter :
Temperatur, oC :
CV. BUDI MULYA UTAMA
Canister - 10
243.10 - 243.60
30
c = VLp/(p+PL)
Adsorption Isotherm,
c: gas content ; p: gas pressure
VL, PL: Langmuir parameters
VL (m3/t) =
PL (psi) =
Proximate Analysis (%)
Moisture air dried : 31.15
Volatiles
: 33.74
Fixed Carbon
: 33.04
Pressure
psi
2
64
: 2.07
Ash content
Coal density
Hydrostatic
pressure
at seam depth
Adsorbed CH4
storage capacity
at seam depth
(m3/t)
1.281
g cm -3
358
psi
coal as
received
daf
5.35
8.00
12.43
474
Gas adsorbed (m3/t)
measured
0.00
1.48
fitted
0.05
1.48
137
2.77
2.79
233
4.09
4.10
392
476
645
823
1077
1274
1524
1802
5.65
6.25
7.18
7.89
8.65
9.04
9.49
9.86
5.63
6.23
7.17
7.90
8.63
9.05
9.48
9.87
2075
10.13
10.12
Methane isotherm 'coal as received - DAF'
Sample code: Canister - 10
20
"measured as receive"
"Langmuir as receive"
"Langmuir DAF "
3
Total gas adsorbed (m /t)
16
12
8
4
0
0
500
1000
1500
Pressure (psi)
2000
2500
Gambar 7
Kurva Volume vs Tekanan Langmuir yang diperoleh dari conto Canister #10
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
327
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Company
:
Sample ID / No.:
Depth, Meter :
Temperatur, oC :
CV. BUDI MULIA UTAMA
Canister - 23
243.10 - 243.60
30
Adsorption Isotherm,
c = VLp/(p+PL)
c: gas content ; p: gas pressure
VL, PL: Langmuir parameters
3
VL (m /t) =
6.15
617
PL (psi) =
Proximate Analysis (%)
Moisture air dried
Volatiles
Fixed Carbon
Ash content
Coal density
Hydrostatic
pressure
at seam depth
Adsorbed CH4
storage capacity
at seam depth
(m3/t)
:
:
:
:
3
Gas adsorbed (m /t)
10.26
15.87
14.24
Pressure
psi
2
68
measured
0.00
0.61
fitted
0.02
0.61
59.63
143
1.16
1.16
243
1.75
1.74
354
474
647
823
1024
1264
1526
1823
2.23
2.67
3.15
3.52
3.82
4.12
4.37
4.61
2.24
2.67
3.15
3.51
3.84
4.11
4.38
4.60
2101
4.74
4.76
1.735
g cm -3
psi
405
coal as
received
daf
2.44
8.10
Methane isotherm 'coal as received - DAF'
Sample code: Canister - 23
20
"measured as receive"
"Langmuir as receive"
"Langmuir DAF "
3
Total gas adsorbed (m /t)
16
12
8
4
0
0
500
1000
1500
2000
2500
Pressure (psi)
Gambar 8
Kurva Volume vs Tekanan Langmuir yang diperoleh dari conto Canister #23
Sum m ary Methane Isotherm Canister #10 & Canister #23
Langm uir as recieved
20
Canister #10
Gas Volume (M3/Ton)
16
Canister #23
12
8
4
0
0
500
1000
1500
2000
2500
Pressure (PSI)
Gambar 9
Gabungan Kurva Volume vs Tekanan Langmuir yang diperoleh dari conto Canister #10 dan
Canister #23
328 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 1
Daftar Singkapan Batubara Daerah Nibung dan Sekitarnya
(Sumber : Sumaatmadja, dkk., 2001)
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
329
BUKU
U 1 : BIDANG
G ENERGI
T
Tabel 2
Hasil Analisiis Kimia Batu
ubara
330 P
idi
H
il K
i t
P
tS
b
D
G
l
i
BUK
KU 1 : BIDANG
G ENERGI
P
id
di
H
il K
i t
P
tS
b
D
G
l
i
331
BUKU
U 1 : BIDANG
G ENERGI
332 P
idi
H
il K
i t
P
tS
b
D
G
l
i
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 3
Hasil Analisis Petrografi Batubara Daerah Penyelidikan
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
333
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 4a
Hasil Pengukuran dan Kandungan Gas Daerah Penyelidikan
334 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 4b
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
335
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 4c
336 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 4d
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
337
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 5
Ringkasan Hasil Pengukuran Kandungan Gas Daerah Penyelidikan:
Sumber Daya Batubara, Total Gas Dan Sumber Daya Gas Methan
TOTAL
No.
SUMBER
LAPISAN
DAYA
BATUBARA
TOTAL
SUMBER DAYA
BATUBARA
Mangus
Kandungan
GAS METHAN
Gas Methan
(SCF)
(M3/Ton)
GAS
(SCF)
(Ton)
1
SUMBER DAYA
78.478.442,460
3.146.985.542,65
1.328.224.063,47
1,14
15.970.647,69
611.196.687,10
265.842.396,90
1,08
5.945.336,55
208.681.312,91
43.109.304,32
0,99
(Lap. 6)
2
Suban
(Lap. 7)
3
Petai
(Lap. 8)
Tabel 6
Sumberdaya Batubara Daerah Penyelidikan
Panja
Lapisa
ng
Leba
r
Teba
l
n
2
(M)
1
312
3
5
6
(M)
280
2
4
Luas
n.a
7.477
(M)
3,10
1,85
0,50
(M )
SUMBERDA
S
YA
G
(TON)
2.093.5
60
8.761.548,60
2.332.8
24
5.826.227,94
n.a
n.a
1,
335
345
570
0,60
3,30
13,64
2.504.7
95
2.028.883,95
2.579.5
65
11.491.962,08
4.261.8
90
338 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
35
78.478.442,46
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
586
7
2,70
4.381.5
22
589
8
1,00
15.970.647,69
4.403.9
53
9
673
10
5.032.0
2,58
n.a
5.945.336,55
21
17.526.529,14
n.a
0,30
n.a
TOTAL SUMBER DAYA BATUBARA
146.029.578,40
Ket.: n.a = tidak dihitung
Tabel 7
Nilai Volume (VL) dan Tekanan Langmuir (PL) yang diperoleh dari hasil uji adsorption
isotherm terhadap kedua perconto batubara Canister #10 dan Canister #23.
No
Sample ID
Depth
(Meter)
Temperature
°C
Volume
Langmuir,
VL (m3/t)
Pressure
Langmuir, PL
(psi)
1
Canister #10
243.10 - 243.60
30
12.43
474
2
Canister #23
275.60 - 276.00
30
6.15
617
Tabel 8
Data Analisis Proksimat dan Volume – Tekanan Langmuir
Pressure
Volume
Langmuir, Langmuir, PL
(psi)
VL (m3/t)
No
Depth
(Meter)
Sample ID
Moisture
(% wt, adb)
Ash
Content
(% wt)
Volatile
matter
(% wt)
Fixed
Carbon
(% wt)
Density
(gr/cc)
1
243.10 - 243.60
Canister #10
31.15
2.06
33.74
33.04
1.28
12.43
474
2
275.60 - 276.00
Canister #23
10.25
59.64
15.87
14.24
1.74
6.15
617
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
339
PEMBORAN DALAM DAN PENGUKURAN KANDUNGAN GAS PADA LAPISAN
BATUBARA DAERAH NIBUNG, KABUPATEN MUSIRAWAS, PROVINSI SUMATRA
SELATAN
S. M. Tobing dan Sigit Arso Wibisono
KP Energi Fosil
Sari
Daerah Nibung dan sekitarnya secara administratif termasuk ke dalam wilayah
Kecamatan Nibung, Kabupaten Musi Rawas, Provinsi Sumatra Selatan. Secara
geografis dibatasi koordinat 103°00′00” – 103°15′00” BT dan 02°15′00” – 2°30’00” LS.
Daerah ini terletak di Cekungan Sumatra Selatan dengan stratigrafi yang disusun oleh
batuan-batuan sedimen Tersier berumur Miosen Awal hingga Pliosen yaitu Formasi
Gumai, Formasi Airbenakat, Formasi Muaraenim dan Formasi Kasai.
Maksud dari kegiatan ini adalah untuk mengetahui karakteristik kandungan gas
dari batubara Anggota M2 (Lapisan Mangus dan Lapisan Suban) Formasi Muara Enim
dalam hubungannya dengan sumber daya batubara dan sumber daya gas.
Pemboran dilakukan untuk mendapatkan lapisan batubara pada Formasi
Muaraenim khususnya lapisan batubara Anggota M2. Total kedalaman pemboran
adalah 391,00 m dimana ditemukan 10 lapisan batubara yang ditembus dengan
ketebalan mulai 0,30 m – 13,64 m. Lapisan batubara Anggota M2 (Lapisan Mangus
dan Lapisan Suban) masing-masing ditemukan pada kedalaman 237, 58 – 251,22 m
(tebal 13,64 m) dan pada kedalaman 275,85 – 278,55 m (2,70 m).
Batubara Lapisan Mangus mengandung abu 2,25% - 17,26%; sulfur total 0,11 –
0,27 %; dan nilai kalori 5.527 – 6.346 kal/gr (adb). Tingkat kematangan batubara
Lapisan Mangus berdasarkan analisa petrografi organik menunjukkan nilai vitrinit
refleksi Rv 0,34 – 0,41%. Sedangkan batubara Lapisan Suban mengandung abu 3,0 –
48,54%; sulfur total 0,13 – 0,30%; dan nilai kalori 3161 – 6135 kal/gr (adb). Vitrinit
refleksi batubara Lapisan Suban adalah Rv 0,37%.
Sumber daya batubara Lapisan Mangus adalah 78.478.442,46 ton (Tereka)
dengan total sumber daya gas sebesar 3.146.985.542,65 scf yang terdiri atas O2
(7,79%), N2 (49%), CH4 (42,21%) CO (0,34%), CO2 (0,07%) dan H2 (0,31%).
Total sumber daya batubara Lapisan Suban adalah 15.970.647,69 ton (Tereka)
dengan total sumber daya gas sebesar 611.196.687,10 scf yang terdiri atas O2
(3,07%), N2 (53,30%), CH4 (43,50%); CO (0,00%); CO2 (0,13%) dan H2 (0,00%).
Abstract
The Nibung and surrounding area administratively belongs to the region of the
Nibung District, Regency of Musi Rawas, South Sumatra Province. Geographically, this
area restricted to coordinates of 103°00′00” – 103°15′00” longitude and 02°15′00” –
2°30’00” latitude. This area is located in South Sumatra Basin where stratigraphically
established by the Tertiary sedimentary rocks of Miocene to Early Pliocene age namely
Gumai, Airbenakat, Muaraenim and Kasai Formations.
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
313
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
The purpose of this activity is to study the characteristics of the gas content of
coal in M2 Members (Mangus and Suban Layers) of Muara Enim Formation in relation
to the coal and gas resources.
Drilling activities performed to get the coal layers of Muaraenim Formation
particularly the coal seams of M2 Members. The total drilling depth of 391.00 m which
is found 10 coal seams layer that penetrated with the thickness range from 0.30 m 13.64 m. The coal seam of M2 Members (Mangus and the Suban Layers) is found at
depths of 237.58 - 251.22 m (13.64 m thick) and at a depth of 275.85 - 278.55 m (2.70
m thick), respectively.
The characteristics of Mangus Layer coal contain ash 2.25% - 17.26%, total
sulfur 0.11 - 0.27% and calorific value of 5,527 – 6,346 cal/g (adb). The maturity level
of this coal based on organic petrographic analysis showed that the vitrinite reflectance
is ranging from Rv 0.34 - 0.41%. While the Suban Layer coal contain ash of 3.0 48.54%, total sulfur 0.13 - 0.30% and the calorific value of 3,161 – 6,135 cal/g (adb).
The vitrinite reflectance of the Mangus Layer coal is 0.37%.
The coal resources of Mangus Layer itself is amounted of 78,478,442.46
tonnes (inferred) with the total gas resources is 3,146,985,542.65 SCF, consisting of O2
(7.79%), N2 (49%), CH4 (42.21%) CO (0.34%), CO2 (0, 07%) and H2 (0.31%).
The only coal resources of Suban Layer is 15,970,647.69 tonnes (inferred) with
the total gas resources is 611,196,687.10 SCF, consisting of O2 (3.07%), N2 (53.30%),
CH4 (43,50%); CO (0.00%); CO2 (0.13%) and H2 (0.00%).
PENDAHULUAN
Latar Belakang
Untuk
mengantisipasi
kebutuhan energi di masa yang akan
datang pemerintah telah melakukan
upaya-upaya
eksplorasi
dan
inventarisasi sumber daya di daerahdaerah seluruh wilayah Indonesia yang
mempunyai potensi dan belum terdata
dengan baik. Salah satu kekayaan
sumber daya alam yang merupakan
bagian dari sumber daya energi selain
minyak dan gas bumi, batubara,
gambut, bitumen padat adalah gas
yang terdapat di dalam batubara
berupa gas methan.
Inventarisasi batubara dengan
pemboran
yang
lebih
dalam
merupakan salah satu upaya untuk
menghimpun data potensi gas yang
terkandung di dalam batubara yang
terdapat jauh di bawah permukaan
sebagai data awal. Semua jenis
batubara
berpotensi
untuk
menghasilkan gas.
Maksud dan Tujuan
Maksud
dari
kegiatan
inventarisasi
batubara
dengan
pemboran
dalam
adalah
untuk
mengetahui
data
dan
informasi
batubara pada kedalaman lebih dari
100 meter di bawah permukaan.
Tujuannya
adalah
dalam
rangka penyediaan data potensi
sumber daya gas di dalam batubara
dalam rangka persiapan awal dalam
pengembangan potensinya sebagai
energi alternatif baru yang ramah
lingkungan di kemudian hari.
Lokasi Kegiatan dan Kesampaian
Daerah
Daerah penyelidikan terletak pada
wilayah administrasi pemerintahan
Kecamatan Nibung, Kabupaten
Musi Rawas, Provinsi Sumatra
Selatan.
Secara
geografis
menempati Lembar Peta Rupa
314 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Bumi No. 0913-61, skala 1:50.000
yang diterbitkan oleh Bakosurtanal.
Lembar peta tersebut dibatasi oleh
koordinat 103°00′00” – 103°15′00”
BT dan 02°15′00” – 2°30’00” LS.
(Gambar 1).
GEOLOGI UMUM
Cekungan Sumatera Selatan
termasuk dalam kategori cekungan
back arch atau retro arch basin yang
posisinya berada di belakang busur
vulkanik (terhadap tumbukan). Tektonik
yang
mempengaruhi
cekungan
Sumatra Selatan terjadi pada tiga
perioda yaitu dua periode tektonisme
yang terjadi sebelum Tersier yang
membentuk
graben-graben
yang
menjadi dasar pengendapan sedimen
Tersier dan satu orogenesa PlioPeistosen.
Batuan dasar cekungan adalah
batuan terlipat dan termetamorfosakan
berumur
Pra-Tersier
dimana
pengendapan batuan berumur Tersier
Awal
mulai
diendapkan.
Awal
pendapannya berupa endapan darat
kemudian karena penurunan dasar
cekungan atau terjadinya genang laut
berkembang ke lingkungan transisi dan
berlanjut hingga menjadi endapan laut
dangkal.
Dari
endapan
laut,
endapannya
berkembang
kembali
menjadi endapan darat yang dikenal
sebagai siklus pengendapan transgresi
- regresi Cekungan Sumatera Selatan.
Endapan yang terjadi kemudian secara
berurutan dari bawah ke atas dikenal
sebagai Formasi Lahat, Talang Akar,
Gumai,
Baturaja,
Air
Benakat,
Muaraenim dan Kasai.
Secara regional geologi daerah
Nibung dan sekitarnya termasuk ke
dalam Cekungan Sumatera Selatan
yang
merupakan
cekungan
pendalaman
belakang
(Koesoemadinata dan Hardjono, 1978).
Menurut de Coster (1974),
Cekungan Sumatra Selatan dan
Cekungan Sumatra Tengah adalah
suatu cekungan besar yang dicirikan
oleh kesamaan sedimentasi batuan
dan
dipisahkan
oleh
Tinggian
Tigapuluh yang terbentuk akibat
pergerakan ulang sesar bongkah pada
batuan berumur Pra Tersier diikuti oleh
kegiatan volkanik.
Cekungan Sumatra Selatan di
bagian utara dikelompokkan menjadi
sub Cekungan Jambi (depresi Jambi)
dan ke selatan dengan sub Cekungan
Palembang Tengah dan sub Cekungan
Palembang
Selatan
(depresi
Lematang). Masing-masing cekungan
tersebut dipisahkan oleh tinggiantinggian batuan dasar. Di dalam
Cekungan Sumatera Selatan terdapat
3 (tiga) antiklinorium yang dipisahkan
oleh batuan dasar yaitu Antiklinorium
Pendopo, Palembang dan Muarenim.
Proses sedimentasi selama
Paleogen dikontrol oleh pensesaran
batuan
dasar.
Stratigrafi
umum
memperlihatkan bahwa pembentukan
batubara hampir bersamaan dengan
proses sedimentasi Tersier yaitu pada
saat awal pengendapan Formasi
Talangakar,
Air
Benakat
dan
Muaraenim. Endapan batubara yang
paling berpotensi hanya pada siklus
pertengahan regresi yaitu pada saat
pengendapan Formasi Muaraenim.
Endapan Batubara dan Gas
Umumnya
semua
lapisan
batubara mengandung gas, apakah
sebagai
gas
bebas
dalam
‘cleats/fissures’ atau gas yang terikat di
atas permukaan batubara atau di
dalam pori-pori batubara. Gas ini
terperangkap di dalam batubara ketika
berubahnya kandungan organik dalam
proses koalifikasi yaitu meningkatnya
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
315
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
kualitas batubara. Semakin tinggi
tingkat
kematangan
batubara
kandungan
gas
metana
dalam
batubara umumnya semakin tinggi.
Batubara terbentuk pada lingkungan
non marin. Sejak pertama kali
tetumbuhan mati dan terakumulasi,
proses yang terjadi adalah proses
biokimia, kemudian mengalami proses
geokimia. Selama proses penimbunan
batubara dalam jangka waktu yang
lama, terjadi proses-proses yang
menyebabkan perubahan kandungan
organik di dalamnya dan mengalami
pematangan mulai dari gambut, lignit,
bituminus hingga ke antrasit. Selama
proses koalifikasi, molekul-molekul
hidrokarbon seperti gas metana dan
zat terbang lainnya seperti gas karbon
dioksida dan air terbentuk. Fase utama
terbentuknya
gas
dimulai
pada
batubara kualitas tinggi. Akan tetapi,
gas di dalam batubara sudah mulai
terbentuk sejak proses terbentuknya
gambut hingga menjadi batubara yang
disebut gas biogenik. Gas yang
terbentuk oleh karena thermal disebut
sebagai gas thermogenik.
Formasi Muaraenim adalah
formasi utama pembawa batubara di
dalam Cekungan Sumatra Selatan.
Formasi ini dibagi menjadi empat
anggota
berdasarkan
kelompok
kandungan lapisan batubara oleh Shell
Mijnbouw, (1978). Keempat anggota
tersebut dari bawah ke atas terdiri atas
Anggota M1, M2, M3, dan M4. Masingmasing anggota tersebut mengandung
lapisan-lapisan
batubara
dimana
beberapa lapisan tersebut bertindak
sebagai pembatas antar anggota.
HASIL PENYELIDIKAN
Morfologi
Daerah penyelidikan terdapat di
sebelah timur Pegunungan Bukit
Barisan dan dapat dikelompokan
menjadi 2 (dua) satuan morfologi yaitu
satuan
morfologi
perbukitan
bergelombang rendah dan pedataran.
Satuan morfologi perbukitan
bergelombang menempati sebagian
besar daerah penyelidkan yang
litologinya
disusun
oleh
batuan
sedimen
klastika
halus
dengan
kemiringan lereng antara 100 – 350 dan
berada pada ketinggian 60 – 150 m di
atas permukaan air laut.
Satuan pedataran menempati
bagian baratdaya yang litologinya
disusun oleh batuan sedimen klastik
berupa tufa, batulempung tufaan dan
batupasir tufaan. Kemiringan lereng
antara 100 – 150 dan berada pada
ketinggian 25 – 60 m di atas
permukaan air laut.
Pola aliran sungai dikeringkan
oleh S. Kelumpang di bagian barat dan
S. Batanghari Leko. Kedua sungai
utama ini di bagian hulu berpola trellis
sedangkan pada sungai utamanya
berpola dendritik.
Stratigrafi
Berdasarkan
Peta
Geologi
Lembar Sarolangun (Suwarna, N.,
dkk., 1994) dan Shell (1978), stratigrafi
daerah penyelidikan mencakup 4
(empat) formasi dari tua ke muda yaitu
Fm. Gumai, Fm. Air Benakat, Fm.
Muaraenim dan Fm. Kasai; dimana
formasi utama pembawa batubara
adalah Fm. Muaraenim. Gambar 2
adalah stratigrafi daerah penyelidikan.
Menurut laporan Shell (1978),
Fm. Muaraenim dibagi menjadi 4
(empat)
anggota
berdasarkan
kandungan lapisan batubara yaitu
Anggota M1, M2, M3 dan M4. Di
daerah
penyelidikan
berdasarkan
informasi sebelumnya (Sumaatmadja,
E. S., dkk., 2001) dan hasil dari
pemboran yang dilakukan bahwa tiga
316 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
anggota
Fm.
Muaraenim
diketahui, kecuali Anggota M4.
dapat
Struktur Geologi
Secara umum pola struktur di
daerah penyelidikan berarah Baratdaya
- Timurlaut. Pola struktur lipatan adalah
hasil gaya kompresi dari gaya tegasan
utama yang berarah Baratdaya Tenggara.
Struktur sesar adalah sesar
normal Kepahiangan 1, sesar normal
Kepahiangan 2 dan sesar normal
Sungaimalam; sesar geser Sungai
Kruh dan sesar naik Sungai Penjagoan
yang berarah Baratdaya – Timurlaut.
Struktur lipatan yang ada
adalah struktur antiklin Kepahiangan,
Terentang,
Tajaupecah,
dan
Sungaimalam. Sedangkan struktur
sinklin
adalah
Kepahiangan,
Batanghari Leko, dan Sungai Mati yang
berarah Baratlaut – Tenggara.
Sebaran endapan batubara di
daerah penyelidikan pada umumnya
berarah Baratlaut – Tenggara yang
terdapat di dalam Fm. Muara Enim
Anggota M1, M2 dan M3; sedangkan
keberadaan batubara pada Anggota
M4 tidak dijumpai. Data singkapan
batubara ditunjukkan dalam Tabel 1.
Hasil penyelidikan dan penyebaran
masing-masing lapisan batubara di
dalam Fm. Muara Enim ditunjukkan di
dalam Gambar 3. Korelasi antara
lapisan-lapisan batubara diantara titiktitik bor di daerah penyelidikan
ditunjukkan dalam Gambar 4.
Pemboran Inti
Satu
titik
bor
(NBG-01)
dilakukan
untuk
mengetahui
kedalaman lapisan-lapisan batubara
untuk mengetahui kandungan gas yang
terdapat di dalamnya. Lokasi titik bor
terletak di bagian Baratdaya seperti
ditunjukkan dalam peta Gambar 2.
Total kedalaman pemboran 391,00 m
yang menembus 10 lapisan batubara
dengan ketebalan antara 0,30 – 13,64
m. Deskripsi batuan dari lobang bor
disatukan dengan kurva e-logging
geofisika dalam Gambar 5.
Analisis Kimia Batubara
Duapuluh tiga (23) conto
batubara dianalisis untuk mengetahui
karakteristik batubara. Semua conto
batubara berasal dari ‘canister’ yang
merupakan bagian dari conto-conto
batubara yang kandungan gasnya
dihitung.
Hasil analisis kimia batubara
dalam Tabel 2 merupakan petunjuk
kualitas batubara secara umum. Conto
M2A #01 s.d. M2A #20 adalah conto
batubara dari lapisan batubara Mangus
dan M2A #21 s.d. M2A #25 adalah
conto batubara dari lapisan Suban dan
M2A #26 adalah conto batubara
Lapisan Petai.
Kandungan abu pada lapisan
Mangus (M2A #01 s.d. M2A #20)
berkisar dari 2,25 – 17,26%. Total
sulfur relatif rendah berkisar dari 0,11 –
0,27% (rata-rata 0,14%). Nilai kalori
berkisar dari 5.527 – 6.346 kal/gr (adb).
Dilihat dari besaran nilai kalori, lapisan
batubara ini dikategorikan sebagai
batubara kalori sedang – tinggi.
Pada lapisan batubara Suban,
empat conto batubara (conto M2A #21
s.d M2A #25) mengandung abu 3,00 –
48,54%; total sulfur 0,13 – 0,30% (ratarata 0,20%); dan nilai kalori 3.161 –
6.135 kal/gr. Rendahnya nilai kalori
pada satu conto (M2A #22) adalah
conto batubara yang mengandung abu
tinggi. Sebagai tambahan, conto
batubara
ini
tidak
menunjukkan
pengaruh signifikan pada hasil gas
yang
dikeluarkan
sebagaimana
diuraikan pada penjelasan pengukuran
gas.
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
317
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Semua conto batubara yang
dianalisis kimia diperlakukan sama,
yaitu conto batubara digerus lebih
dahulu untuk pengukuran gas. Dalam
hal ini kemungkinan penurunan
kandungan air dari conto batubara
cukup besar dan mempengaruhi nilai
kalori.
Informasi
terdahulu
menunjukkan bahwa rata-rata nilai
kalori batubara dari Fm. Muara Enim
Anggota M2 berkisar dari 5.600 –
5.800 kal/gr (adb).
Analisis Petrografi
Analisis
petrografi
yang
dilakukan adalah komposit batubara
Lapisan Mangus dan Lapisan Suban
yang diambil dari ‘canister’ dimana
kandungan gasnya telah dianalisis.
Conto komposit batubara Lapisan
Mangus (Canister #01 – Canister #20)
dibagi menjadi empat conto dan satu
conto komposit batubara
Lapisan
Suban (Canister #21 – Canister #25)
seperti dalam Tabel 3.
Hasil analisis petrografi organik
menunjukkan bahwa vitrinit refleksi dari
batubara Lapisan Mangus berkisar
antara Rv mean 0,30% dan Rv mean 0,45%,
sedangkan vitrinit refleksi batubara
Lapisan Suban berkisar antara Rv mean
0,33% dan Rv mean 0,40%. Semua conto
batubara didominasi oleh maseral
vitrinit >92%, sedangkan maseral
inertinit dan liptinit cukup rendah
(100 - 300 m dicadangkan untuk ‘coal bed
methan’.
Keberadaan lapisan batubara
yang lebih dalam di bawah permukaan
(>100) dan tidak mungkin untuk
ditambang secara tambang terbuka,
maka kandungan gas yang terdapat di
dalam lapisan batubara dapat dijadikan
sebagai ‘feedstock’ gas batubara. Hasil
penelitian
dan
pengukuran
gas
batubara seperti yang dilakukan saat
ini, bahwa total sumber daya gas
hanya pada Lapisan Mangus hingga
kedalaman 251,22 m terdapat sebesar
3.146.985.542,65
scf
dan
total
kandungan
methan
sebesar
1.328.224.053,47 scf. Hasil penelitian
ini
relatif
cukup
besar
untuk
dikembangkan
kemudian
dengan
melakukan penelitian dan pengukuran
gas di daerah ini dengan fokus ke
Lapisan Mangus pada posisi lapisan
batubara ke arah sumbu sinklin di
bagian Baratdaya. Hal yang perlu
dilakukan adalah eksplorasi dengan
pemboran yang lebih dalam untuk
mengetahui
potensi
gas
yang
dikandung lapisan-lapisan batubara.
KESIMPULAN DAN SARAN
Pemboran batubara satu titik
(NBG-01)
dari
Daerah
Nibung
mencapai kedalaman 391,00 m.
Terdapat 10 lapisan batubara yang
ditembus dengan ketebalan mulai dari
0,30 – 13.64 m. Tiga lapisan batubara
yang kandungan gasnya dianalisa
adalah
lapisan
batubara
pada
kedalaman 237,58 – 251,22 (Lapisan
Mangus); 275,85 - 278,55 (Lapisan
Suban); dan 297,42 – 300,95 m
(Lapisan Petai).
Hasil analisis dan evaluasi yang
dilakukan terhadap lapisan-lapisan
batubara dalam hubungannya dengan
kandungan
gas
dari
daerah
penyelidikan
dapat
disimpulkan
sebagai berikut:
• Total sumber daya batubara pada
ketiga
lapisan
di
daerah
penyelidikan dengan luas sekitar
398,00
Ha
adalah
sebesar
100.394.426,70 ton in situ (tereka).
• Sumber daya batubara pada
Lapisan Mangus (tebal 13,64 m)
adalah sebesar 78.478.442,46 ton
(tereka);
• Sumber daya batubara Lapisan
Suban (tebal 3,00 m) adalah
sebesar
15.970.647,69
ton
(tereka);
• Sumber daya batubara Lapisan
Petai (tebal 1,40 m) adalah
sebesar 5.945.336.55 ton (tereka).
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
321
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
•
•
•
Batubara
Lapisan
Mangus
mempunyai nilai kalori 5.527 –
6.346 kal/gr (adb); kandungan abu
2,25 – 17,26%; total sulfur 0,11 0,27%; dan total moistur 13,09 –
39,44%.
Batubara
Lapisan
Suban
mempunyai nilai kalori 3.161 –
6.135 kal/gr; kandungan abu 3,00
– 48,54%; total sulfur 0,13 – 0,30%
dan total moistur 18,72 – 37,75%.
Analisis petrografi mempunyai nilai
vitrinit refleksi Rv. 0,34 – 0,41%
untuk semua lapisan batubara dan
diklasifikasikan sebagai batubara
berperingkat rendah – sedang
(Lignit – Sub Bituminus C).
Hasil pengukuran kandungan gas
batubara adalah sebagai berikut :
• Sebanyak 26 canister conto
batubara berasal dari tiga lapisan
di Formasi Muara Enim, yaitu
Lapisan Mangus (Lap. 6); Lapisan
Suban (Lap. 7) dan Lapisan Petai
(Lap. 8), dengan masing-masing
ketebalan dari lapisan batubara
tersebut adalah 13,64 m, 2,70 m
dan 1,00 m.
• Pengukuran kandungan gas pada
ketiga lapisan batubara tersebut
menunjukkan jumlah kandungan
gas terbesar adalah 50,70 scf/ton
(Cansiter #15) dan terendah 28,26
scf/ton (Cansiter #22). Sedangkan
persentase komposisi kandungan
gas metana tertinggi 58,84% dan
terendah 16,93% pada masingmasing canister #19 dan canister
#20.
• Hasil
rata-rata
analisa
Gas
Chromatograph
untuk
ketiga
lapisan batubara adalah sebagai
berikut : pada Lapisan Mangus
(Lap. 6), O2 = 7,79%; N2 = 49,28%;
CH4 = 42,21%; CO = 0,34%; CO2
•
•
•
•
•
322 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
= 0,07%; dan H2 = 0,31%. Pada
Lapisan Suban (Lap. 7), O2 =
3,07%; N2 = 53,30%; CH4 =
43,50%; CO = 0,00%; CO2 =
0,13%; dan H2 = 0,00%. Pada
Lapisan Petai (Lap. 8), O2 =
4,55%; N2 = 74,00%; CH4 =
20,66%; CO = 0,00%; CO2 =
0,21%; dan H2 = 0,58%.
Kandungan rata-rata gas metana
(CH4) per ton batubara untuk
ketiga lapisan batubara tersebut
adalah untuk Lapisan Mangus
(Lap. 6) sebesar 17,17 scf/ton,
Lapisan Suban (Lap. 7) sebesar
17,44 scf/ton dan Lapisan Petai
(Lap. 8) sebesar 8,43 scf/ton
batubara.
Komposisi gas metana pada
Lapisan Petai tidak sebesar kedua
lapisan
lainnya.
Diduga
karakteristik batubara ini agak
berbeda dengan lapisan batubara
di atasnya termasuk ketebalan
batubaranya lebih tipis.
Komposisi gas CO2 pada lapisan
batubara relatif meningkat dengan
bertambahnya kedalaman lapisan
batubara. Pada Lapisan Mangus,
gas CO2 sebesar 0,07%, pada
Lapisan Suban sebesar 0,13% dan
pada Lapisan Petai sebesar
0,21%.
Total
kandungan
gas
pada
Lapisan Mangus adalah sebesar
3.146.985.542,65 scf in place
(1,14 m3/ton) dengan kandungan
gas methan sebesar 42,21% atau
1.328.224.053,47
scf
(0,48
m3/ton).
Pada
Lapisan
Suban,
total
kandungan gasnya adalah sebesar
611.196.687,10 scf (1,08 m3/ton)
dengan kandungan gas methan
sebesar
43,50%
atau
3
265.842.396,90 scf (0,47 m /ton).
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
•
Total
kandungan
gas
pada
Lapisan Petai adalah sebesar
208.681.312,91 scf (0,99 m3/ton)
dengan kandungan gas methan
sebesar 20,66% atau sebesar
43.109.304,32 scf (0,20 m3/ton).
• Total kandungan gas pada ketiga
lapisan batubara yang dianalisis
dan
diukur
adalah
sebesar
3.966.863.542,65 scf in place.
• Total kandungan gas methan
(CH4) pada ketiga lapisan batubara
tersebut
adalah
sebesar
1.637.175.754,69 scf in place.
Saran
1. Berdasarkan evaluasi hasil analisa
conto
batubara
dari
daerah
penyelidikan, disarankan untuk
melakukan
penelitian
lanjutan
dengan melakukan pemboran di
lapisan batubara yang cukup tebal
(Lapisan Mangus) dan terletak
pada kedalaman antara 300 – 500
m.
2. Perencanaan dan penentuan titik
bor untuk eksplorasi gas batubara
sebaiknya pada sumbu sinklin
dengan kedalaman >200 meter.
3.
Gas dalam batubara
terdapat
secara
inheren;
untuk
memproduksinya (methan), diperlukan
‘dewatering’ dari lubang-lubang bor
dan membutuhkan waktu yang cukup
lama. Oleh karena itu, penelitian
hidrologi diperlukan untuk mengetahui
debit dan arah aliran air bawah
permukaan.
DAFTAR PUSTAKA
De Coster, G.L., 1974, The Geology of The Central and South Sumatra Basin.
Proceeding Indonesia Petroleum Association, 4th Annual Convention.
Direktorat Sumber Daya Mineral, (Sumaatmadja, dkk., 2001). Laporan Pengkajian
Batubara Bersistem Dalam Cekungan Sumatra Selatan Di Daerah Nibung dan
Sekitarnya, Kabupaten Sarolangun, Provinsi Jambi dan Kabupaten Musi
Banyuasin dan Musi Rawas, Propinsi Sumatra Selatan. Direktorat Jenderal
Geologi dan Sumber Daya Mineral. Departemen Energi dan Sumber Daya
Mineral.
Geoservice Report No.10.151, 1980; Recent Development in Indonesia Coal Geology,
(Unpublished).
Koesoemadinata, R. P., dan Hardjono., 1977. Kerangka sedimenter endapan batubara
Tersier Indonesia. Pertemuan Ilmiah Tahunan ke VI, IAGI.
Pusat Sumber Daya Geologi (PMG), 2009. Laporan Neraca Sumber Daya Batubara
dan Gambut. Pusat Sumber Daya Geologi, Badan Geologi. Kementerian
Energi Dan Sumber Daya Mineral, Bandung.
Reineck, H. E., and Sigh. I. B, 1980; Depositional Sedimentary Environments,
Springer-Verlag, Berlin.
Shell Mijnbow., 1978. Explanatory notes to the Geological Map of the South Sumatra
Coal Province.
Shell Mijnbouw, 1978; Geological Map of the South Sumatera Coal Province, Scale 1 :
250.000.
SNI 2411: 2008. Cara Uji Kelulusan Air Bertekanan di Lapangan. Badan Standardisasi
Nasional.
Suwarna, N., Suharsono, Gafoer, S., Amin, T. C., Kusnama dan Hermanto, B., 1992.
Peta Geologi Lembar Sarolangun, Sumatra. Puslitbang Geologi, Bandung.
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
323
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Gambar 1
Peta Indeks Lokasi Kegiatan Daerah Nibung, Kab. Musirawas,
Propinsi Sumatra Selatan
Gambar 2
Stratigrafi daerah Nibung dan Sekitarnya, Sumatra Selatan.
(Sumber dimodifikasi dari: Sumaatmadja, dkk., 2001)
324 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Gambar 3
Peta distribusi batubara Daerah Nibung dan sekitarnya
Gambar 4
Korelasi batubara diantara titik-titik bor
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
325
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Gambar 5
Kurva E-logging dan Litologi Batuan Bor NBG-01.
326 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Gambar 6
Diagram alat adsorption isotherm, menunjukkan rangkaian peralatan yang terdiri dari empat
buah sample cell dan sebuah reference cell, dimana cell tersebut diposisikan dalam bejana air
yang suhunya dapat diatur hingga maksimum 100°C ± 1°C. Penunjuk tekanan digital
diperoleh dari A/D converter signal pressure transducer dengan ketelitian tinggi dan dapat
menahan tekanan hingga 25 Mpa ( ±3.650 psi).
Company
:
Sample ID / No.:
Depth, Meter :
Temperatur, oC :
CV. BUDI MULYA UTAMA
Canister - 10
243.10 - 243.60
30
c = VLp/(p+PL)
Adsorption Isotherm,
c: gas content ; p: gas pressure
VL, PL: Langmuir parameters
VL (m3/t) =
PL (psi) =
Proximate Analysis (%)
Moisture air dried : 31.15
Volatiles
: 33.74
Fixed Carbon
: 33.04
Pressure
psi
2
64
: 2.07
Ash content
Coal density
Hydrostatic
pressure
at seam depth
Adsorbed CH4
storage capacity
at seam depth
(m3/t)
1.281
g cm -3
358
psi
coal as
received
daf
5.35
8.00
12.43
474
Gas adsorbed (m3/t)
measured
0.00
1.48
fitted
0.05
1.48
137
2.77
2.79
233
4.09
4.10
392
476
645
823
1077
1274
1524
1802
5.65
6.25
7.18
7.89
8.65
9.04
9.49
9.86
5.63
6.23
7.17
7.90
8.63
9.05
9.48
9.87
2075
10.13
10.12
Methane isotherm 'coal as received - DAF'
Sample code: Canister - 10
20
"measured as receive"
"Langmuir as receive"
"Langmuir DAF "
3
Total gas adsorbed (m /t)
16
12
8
4
0
0
500
1000
1500
Pressure (psi)
2000
2500
Gambar 7
Kurva Volume vs Tekanan Langmuir yang diperoleh dari conto Canister #10
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
327
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Company
:
Sample ID / No.:
Depth, Meter :
Temperatur, oC :
CV. BUDI MULIA UTAMA
Canister - 23
243.10 - 243.60
30
Adsorption Isotherm,
c = VLp/(p+PL)
c: gas content ; p: gas pressure
VL, PL: Langmuir parameters
3
VL (m /t) =
6.15
617
PL (psi) =
Proximate Analysis (%)
Moisture air dried
Volatiles
Fixed Carbon
Ash content
Coal density
Hydrostatic
pressure
at seam depth
Adsorbed CH4
storage capacity
at seam depth
(m3/t)
:
:
:
:
3
Gas adsorbed (m /t)
10.26
15.87
14.24
Pressure
psi
2
68
measured
0.00
0.61
fitted
0.02
0.61
59.63
143
1.16
1.16
243
1.75
1.74
354
474
647
823
1024
1264
1526
1823
2.23
2.67
3.15
3.52
3.82
4.12
4.37
4.61
2.24
2.67
3.15
3.51
3.84
4.11
4.38
4.60
2101
4.74
4.76
1.735
g cm -3
psi
405
coal as
received
daf
2.44
8.10
Methane isotherm 'coal as received - DAF'
Sample code: Canister - 23
20
"measured as receive"
"Langmuir as receive"
"Langmuir DAF "
3
Total gas adsorbed (m /t)
16
12
8
4
0
0
500
1000
1500
2000
2500
Pressure (psi)
Gambar 8
Kurva Volume vs Tekanan Langmuir yang diperoleh dari conto Canister #23
Sum m ary Methane Isotherm Canister #10 & Canister #23
Langm uir as recieved
20
Canister #10
Gas Volume (M3/Ton)
16
Canister #23
12
8
4
0
0
500
1000
1500
2000
2500
Pressure (PSI)
Gambar 9
Gabungan Kurva Volume vs Tekanan Langmuir yang diperoleh dari conto Canister #10 dan
Canister #23
328 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 1
Daftar Singkapan Batubara Daerah Nibung dan Sekitarnya
(Sumber : Sumaatmadja, dkk., 2001)
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
329
BUKU
U 1 : BIDANG
G ENERGI
T
Tabel 2
Hasil Analisiis Kimia Batu
ubara
330 P
idi
H
il K
i t
P
tS
b
D
G
l
i
BUK
KU 1 : BIDANG
G ENERGI
P
id
di
H
il K
i t
P
tS
b
D
G
l
i
331
BUKU
U 1 : BIDANG
G ENERGI
332 P
idi
H
il K
i t
P
tS
b
D
G
l
i
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 3
Hasil Analisis Petrografi Batubara Daerah Penyelidikan
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
333
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 4a
Hasil Pengukuran dan Kandungan Gas Daerah Penyelidikan
334 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 4b
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
335
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 4c
336 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 4d
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
337
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
Tabel 5
Ringkasan Hasil Pengukuran Kandungan Gas Daerah Penyelidikan:
Sumber Daya Batubara, Total Gas Dan Sumber Daya Gas Methan
TOTAL
No.
SUMBER
LAPISAN
DAYA
BATUBARA
TOTAL
SUMBER DAYA
BATUBARA
Mangus
Kandungan
GAS METHAN
Gas Methan
(SCF)
(M3/Ton)
GAS
(SCF)
(Ton)
1
SUMBER DAYA
78.478.442,460
3.146.985.542,65
1.328.224.063,47
1,14
15.970.647,69
611.196.687,10
265.842.396,90
1,08
5.945.336,55
208.681.312,91
43.109.304,32
0,99
(Lap. 6)
2
Suban
(Lap. 7)
3
Petai
(Lap. 8)
Tabel 6
Sumberdaya Batubara Daerah Penyelidikan
Panja
Lapisa
ng
Leba
r
Teba
l
n
2
(M)
1
312
3
5
6
(M)
280
2
4
Luas
n.a
7.477
(M)
3,10
1,85
0,50
(M )
SUMBERDA
S
YA
G
(TON)
2.093.5
60
8.761.548,60
2.332.8
24
5.826.227,94
n.a
n.a
1,
335
345
570
0,60
3,30
13,64
2.504.7
95
2.028.883,95
2.579.5
65
11.491.962,08
4.261.8
90
338 Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
35
78.478.442,46
BUKU 1 : BIDANG ENERGI
586
7
2,70
4.381.5
22
589
8
1,00
15.970.647,69
4.403.9
53
9
673
10
5.032.0
2,58
n.a
5.945.336,55
21
17.526.529,14
n.a
0,30
n.a
TOTAL SUMBER DAYA BATUBARA
146.029.578,40
Ket.: n.a = tidak dihitung
Tabel 7
Nilai Volume (VL) dan Tekanan Langmuir (PL) yang diperoleh dari hasil uji adsorption
isotherm terhadap kedua perconto batubara Canister #10 dan Canister #23.
No
Sample ID
Depth
(Meter)
Temperature
°C
Volume
Langmuir,
VL (m3/t)
Pressure
Langmuir, PL
(psi)
1
Canister #10
243.10 - 243.60
30
12.43
474
2
Canister #23
275.60 - 276.00
30
6.15
617
Tabel 8
Data Analisis Proksimat dan Volume – Tekanan Langmuir
Pressure
Volume
Langmuir, Langmuir, PL
(psi)
VL (m3/t)
No
Depth
(Meter)
Sample ID
Moisture
(% wt, adb)
Ash
Content
(% wt)
Volatile
matter
(% wt)
Fixed
Carbon
(% wt)
Density
(gr/cc)
1
243.10 - 243.60
Canister #10
31.15
2.06
33.74
33.04
1.28
12.43
474
2
275.60 - 276.00
Canister #23
10.25
59.64
15.87
14.24
1.74
6.15
617
Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi
339