Tinjauan Terhadap Bitumen Padat Dan Gas Metan Batubara Di Indonesia

Asep Suryana dan Fatimah
(Kelompok Program Penelitian Energi Fosil,
Pusat Sumber Daya Geologi)

ABSTRAK
 
 
Salah satu langkah utama dalam Kebijakan Energi Nasional adalah melakukan diversifikasi energi. Hal ini perlu dilakukan untuk mengurangi ketergantungan pada minyak dan gas konvensional. Diantara sekian banyak sumber energi non konvesional adalah bitumen padat dan gas metan batubara atau Coal Bed Methane (CBM).
 
Bitumen Padat tersebar pada pulau-pulau utama di Indonesia. Keberadaan bitumen padat umumnya berasosiasi dengan batubara, walaupun tidak harus selalu demikian. Eksplorasi bitumen padat telah dilaksanakan oleh Pusat Sumber Daya Geologi sejak tahun 2000 dengan perkiraan sumber daya bitumen padat sampai tahun 2007 sebesar 11,2 juta ton. Kandungan minyak pada conto bitumen padat Indonesia sangat bervariasi mulai dari 1 lt/ton hingga 248 lt/ton.
 
Wilayah Indonesia yang memiliki sumberdaya batubara yang berlimpah secara otomatis berpotensi memiliki Gas metan batubara (CBM) yang berlimpah pula. Studi awal menghasilkan perkiraan sumber daya CBM Indonesia sekitar 453.30 TCF.
 
PENDAHULUAN

Krisis energi yang telah berlangsung beberapa tahun melahirkan kebijakan strategis di bidang energi, diantaranya adalah melakukan diversifikasi energi, dengan tujuan untuk mengurangi ketergantungan terhadap minyak dan gas bumi konvensional. Salah satu sasarannya adalah dengan mengurangi konsumsi minyak dari 54% pada tahun 2005 menjadi 20% pada tahun 2025.

Berkaitan dengan kebijakan diversifikasi energi, kiranya perlu dilakukan eksplorasi sumber daya energi fosil diluar energi konvensional, diantaranya adalah bitumen padat dan gas metan batubara atau Coal Bed Methane (CBM).

BITUMEN PADAT

Bitumen padat adalah batuan sedimen yang mengandung material organik, yang akan menghasilkan minyak melalui proses penyulingan atau retort. Umumnya batuan yang dikategorikan sebagai bitumen padat berupa serpih, namun batuan lain pun dapat juga dikategorikan sebagai bitumen padat dengan syarat memiliki sejumlah material organik yang dapat menghasilkan minyak dengan retorting proses.

Pada umumnya endapan bitumen padat muncul berasosiasi dengan batubara. Hal ini erat kaitannya dengan proses pengendapan batuan tersebut. Berdasarkan hal tersebut, maka penyebaran bitumen padat di Indonesia diasumsikan sama dengan penyebaran formasi pembawa batubara (Gambar 1). Perlu diperhatikan bahwa bitumen padat tidak harus selalu berasosiasi dengan batubara, walaupun pada umumnya keberadaan bitumen padat seringkali berada diantara lapisan batubara (interburden). Namun ada pula endapan bitumen padat yang secara stratigrafi berada di bawah lapisan batubara, misalnya bitumen padat Formasi Sangkarewang yang lebih tua umurnya dari batubara Formasi Sawahlunto (Cekungan Ombilin). Disinilah perlunya penyelidikan khusus mengenai bitumen padat untuk mencermati sebaran bitumen padat tersebut.
 
 
 
Gambar 1. Peta Sebaran Bitumen Padat di Indonesia
 
Pusat Sumber Daya Geologi telah melakukan penyelidikan mengenai endapan bitumen padat sejak tahun 2000. Sampai saat ini (2008) setidaknya telah ada 50 (lima puluh) program penyelidikan bitumen padat yang tersebar pada beberapa daerah di Indonesia, dengan tingkat penyelidikan yang berbeda-beda, mulai dari Penyelidikan Pendahuluan sampai pada penyelidikan dengan menggunakan metode outcrop drilling. Tabel 1 menyajikan ringkasan hasil kegiatan penyelidikan bitumen padat yang dilakukan Pusat Sumber Daya Geologi sejak tahun 2000 sampai dengan tahun 2007, sedangkan Gambar 2 memperlihatkan peta indeks lokasi penyelidikan bitumen padat.
 
 
 
Gambar 2. Indeks lokasi penyelidikan bitumen padat
 
 
Tabel 1.  Hasil penyelidikan bitumen padat Pusat Sumberdaya Geologi sampai tahun 2007

 
Hasil berbagai penyelidikan menunjukkan bahwa endapan bitumen padat tersebar di hampir seluruh pulau utama di Indonesia dengan ketebalan lapisan bervariasi mulai dari beberapa centimeter sampai lebih dari 100 meter.

Analisa retort dari berbagai conto bitumen padat memberikan hasil yang sangat bervariasi, mulai dari 1 lt/ton hingga mencapai 248 lt/ton (daerah Pasar Wajo, Sulawesi Tenggara). Hasil analisa ini tentu saja sangat dipengaruhi oleh jumlah kandungan material organik serta komposisi material organiknya.

Sumber daya bitumen padat Indonesia sampai dengan tahun 2007 adalah sebesar 11,24 juta ton, dengan rincian 10,09 juta ton sumber daya hipotetik dan 1,15 juta ton sumber daya tereka.

Gas Metan Batubara

Gas metan batubara atau Coal Bed Methane (CBM) merupakan gas dengan komponen utama metana (CH4) yang terperangkap dalam lapisan batubara, baik itu dalam pori batubara maupun dalam rekahan batubara. Gas tersebut terperangkap dalam batubara pada saat proses pembatubaraan (coalification).

Keberadaan CBM ini sangat membahayakan keamanan tambang. Beberapa kasus kecelakaan tambang batubara terjadi karena ledakan yang diakibatkan terbangnya gas metan ini ke udara. Dengan alasan keamanan, alangkah baiknya apabila CBM ini diambil sebelum dilakukan penambangan batubara. Hal ini juga memberikan keuntungan lain yaitu pasokan gas metan yang dapat dimanfaatkan sebagai sumber energi.

Penyelidik terdahulu

Advanced Resources International Inc. (ARII) telah melakukan study awal mengenai potensi CBM di Indonesia yang meliputi 11 cekungan batubara (Gambar 3) dengan total sumber daya CBM sebesar 453,30 TCF (Tabel 2). Namun hasil ini dianggap belum mewakili potensi CBM Indonesia keseluruhan mengingat masih banyak cekungan batubara Indonesia yang tidak termasuk dalam study ini.
 

 Gambar 3. Potensi CBM Indonesia (ARII, 2003)
 
 
 Tabel 2. Potensi CBM Indonesia (ARII, 2003)

 
Parameter penting untuk CBM

Terdapat beberapa parameter penting yang perlu dipertimbangkan dalam melakukan penilaian potensi CBM (Sumaatmadja, 2006), diantaranya:
  1. Rank atau tingkat kematangan batubara, yang ditunjukkan dengan nilai vitrinit reflectance (Ro) batubara. Batubara dengan rank menengah Ro 0,55% - 2 % memiliki kapasitas serapan gas metan yang baik
  2. Kedalaman lapisan batubara, yang ideal untuk tersimpannya gas metan adalah antara 300 m sampai 1000 meter. Pada kedalaman kurang dari 300 meter, gas metan sangat mudah terlepas ke udara sehingga tidak dapat diharapkan tersimpan pada batubara dengan baik; sedangkan pada kedalaman lebih dari 1000 meter kapasitas serapan batubara akan terganggu oleh temperatur yang tinggi.
  3. Tekanan. Makin besar tekanan makin besar kapasitas serapan gas tetapi dengan kecepatan yang makin berkurang sewaktu mendekati batas jenuhnya.
  4. Temperatur. Makin tinggi temperatur makin kecil kapasitas serapannya atau mempertinggi desorpsi gasnya.
  5. Mineral matter. Makin tinggi kandungan mineral matternya, makin kecil kapasitas serapan gasnya. Kandungan abu dan sulfur termasuk dalam mineral matter.
  6. Moisture. Makin tinggi kandungan air dalam batubara maka makin kecil kapasitas serapannya.
  7. Komposisi maceral batubara. Liptinite (Type II dari organik matter) yang banyak mengandung hidrogen akan paling banyak menghasilkan gas metana disusul dengan vitrinite (Type III organik matter).
Potensi batubara bawah permukaan

Pusat Sumber Daya Geologi telah melakukan kajian mengenai potensi batubara bawah permukaan mulai kedalaman 100 meter sampai dengan 500 meter pada beberapa daerah di sisi timur Pulau Kalimantan, mulai dari Cekungan Tarakan di utara sampai dengan Cekungan Barito & Asam-asam di selatan (Fatimah, 2004, 2005, 2006; Susilawati, 2005). Hasil dari kajian ini disajikan pada Tabel 3 dan Tabel 4. Pada tabel tersebut terlihat bahwa sumber daya batubara pada kedalaman 300-500 meter adalah sebesar 2.883,359 juta ton, suatu angka yang cukup memberikan harapan akan potensi CBM yang cukup besar.
 

 
Khusus untuk Sumatera Selatan, data potensi batubara bawah permukaan diperoleh dari proyek kerja sama ”Joint Study on Coal Resources and Reserves Evaluation System” antara Pusat Sumber Daya Geologi dengan Pemerintah Jepang (yang diwakili NEDO). Hasil kegiatan ini tertera pada Tabel 5, yang menunjukkan potensi batubara bawah permukaan untuk tiap daerah.

Penyelidikan CBM Pusat Sumber Daya Geologi

Menindaklanjuti data penyelidik terdahulu maupun hasil kajian mengenai potensi batubara bawah permukaan, Pusat Sumber Daya Geologi telah melakukan kegiatan pemboran batubara yang disertai dengan pengukuran gas  dalam batubara di daerah Loa Lepu dan Buana Jaya, Kalimantan Timur. Saat ini (2008) juga sedang dilakukan pekerjaan yang sama di daerah  Tanah Bumbu, Kalimantan Selatan dan Tamiang, Sumatera Selatan. Hasil pengukuran gas batubara daerah Loa Lepu menunjukkan bahwa batubara di daerah ini mengandung gas CO2 sebesar 2,50 juta m3, gas N2 sebesar 16,04 juta m3 dan gas CH4 sebesar 3,31 juta m3 (Cahyono, 2006). Sedangkan batubara daerah Buana Jaya mengandung 13,14 juta m3 gas CO2, 3,42 juta m3 gas N2 dan 14,66 juta m3 gas CH4 (Wibisono, 2007).

Kajian potensi CBM berupa kompilasi data sekunder yang disertai pengumpulan conto batubara secara acak (random sampling) serta pengukuran kandungan gas (sorption isotherm) juga dilakukan pada beberapa blok penyelidikan di Kalimantan Selatan yaitu Blok Tempirak, Blok Rantau, Blok Sebambam dan Blok Satui (Sumaatmadja, 2006). Hasil kajian ini menunjukkan bahwa terdapat potensi CBM pada blok-blok tersebut yaitu 3.87 BCF pada Blok Tempirak, 19.22 BCF pada Blok Rantau, 5.79 BCF pada Blok Sebambam dan 12.9 BCF pada Blok Satui. Perhitungan kandungan gas dilakukan dengan mempertimbangkan sejumlah parameter, antara lain: kadar abu, sulfur, bulk density, ketebalan batubara, nilai sorption isotherm, serta luas daerah potensi.

PENUTUP

Penyelidikan bitumen padat maupun gas metan batubara masih sangat perlu dilakukan di Indonesia mengingat masih banyak daerah yang belum terinventarisir terutama daera-daerah remote yang masih sulit dijangkau, karena keterbatasan infrastruktur. Sesuai dengan tugas pokok dan fungsinya, Pusat Sumber Daya Geologi memiliki kewajiban untuk melakukan penyelidikan mengenai bitumen padat dan gas metan batubara agar komoditi-komoditi ini dapat bernilai guna untuk dimanfaatkan bagi kepentingan bangsa Indonesia.