Pemboran Dalam Batubara Dan Pengukuran Kandungan Gas Di Daerah Kabupaten Muaraenim Provinsi Kalimantan Barat

Dahlan Ibrahim,Sigit Arso W

SARI
 
Daerah Airlaya, Tanjung Enim terletak di Kecamatan Lawang Kidul, Kabupaten Muaraenim, Provinsi Sumatera Selatan. Secara geografis dibatasi oleh koordinat 103°41’07” - 103°50’18” BT dan 03°40’51” - 03°50’37” LS. Daerah ini termasuk  Cekungan Sumatera Selatan dengan  stratigrafi tersusun oleh batuan Tersier berumur Miosen Tengah hingga Pliosen yaitu Formasi Air Benakat, Formasi Muaraenim,  Formasi Kasai, Satuan Gunungapi Muda  dan Batuan terobosan Andesit. Formasi Muaraenim dengan Anggota M1, M2, M3 dan M4 telah dikenal luas sebagai formasi pembawa batubara yang sangat  potensial di Cekungan Sumatera Selatan.

Kegiatan penyelidikan terdiri atas pemboran dalam, pemetaan geologi batubara dan pengukuran kandungan gas methane dalam lapisan batubara pada Formasi Muaraenim.. Penyelidikan bertujuan untuk mengetahui potensi batubara pada kedalaman > 100 m, potensi gas methane dalam lapisan batubara (CBM) dan prospek pengembangannya di masa depan.

Hasil penyelidikan menunjukkan potensi endapan batubara Formasi Muaraenim cukup besar baik dari segi distribusi lapisan, penyebaran, ketebalan maupun kualitas batubara. Hasil Pemboran dalam di lokasi ALD-01 Airlaya, Tanjung Enim  dengan kedalaman mencapai 321 m telah  tmenembus tujuh lapisan batubara  yaitu Seam Enim, Seam G-1, Seam G-2, Seam G-3, Seam G-4, Seam G-5 dan Seam G-6 dengan ketebalan masing-masing  30,05 m ; 1,60 m ; 5,00 m ; 4,00 m ; 0,60 m ; 1,30 m ; 0,20 m.

Penghitungan sumber daya batubara dalam (100m – 500 m) dengan batas ketebalan lapisan  ?  1 m menghasilkan  jumlah sumber daya batubara hipotetik sebesar 1.125.404.854 ton yang terdiri atas 89.242.62 pada zona kedalaman 100-250 meter dan 92.415.542 ton pada zona 250-500 meter. Kualitas batubara cukup baik dicerminkan  dengan kandungan abu rata-rata  < 4 %, kadar sulfur total umumnya < 1 % dan nilai kalori rata-rata > 6400 kal/gr sehingga secara umum dapat digolongkan sebagai high rank coal  (batubara peringkat tinggi).

Hasil pengukuran kandungan gas menunjukkan kandungan gas methane per lapisan bervariasi antara 0,03 – 24,84 ft3/ton dengan kandungan terbesar terdapat pada seam G-5 (Kedalaman 271,00 – 271,30 meter). Penghitungan sumber daya gas di daerah ini menghasilkan sumber daya gas methane hipotetik sebesar 758.792.398 ft3.

 

PENDAHULUAN
 
Latar Belakang
Sesuai dengan tugas pokok dan fungsi dari Pusat Sumber Daya Geologi (PMG), Badan Geologi, Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral yaitu antara lain melakukan penelitian, penyelidikan, inventarisasi dan eksplorasi endapan bahan galian termasuk batubara dari seluruh wilayah Indonesia, maka pada tahun anggaran 2009 Pusat Sumber Daya Geologi melalui Kelompok Program Penelitian Energi Fosil   melakukan kegiatan pemboran dalam dan evaluasi kandungan gas dalam batubara di Daerah Kabupaten Muaraenim dan Sekitarnya, Provinsi Sumatera Selatan. Kegiatan ini dibiayai dari Proyek Daftar Isian Pelaksana Anggaran (DIPA) tahun 2009.

Kegiatan pemboran dalam merupakan upaya untuk menginventarisasi potensi batubara pada kedalaman > 100 m, karena selama ini penyelidikan dan pemboran batubara yang telah dilakukan umumnya terbatas pada potensi batubara pada kedalaman sampai 100 m. Disamping itu kegiatan pemboran dalam ini diharapkan juga dapat memberikan informasi awal mengenai potensi kandungan gas methan dalam lapisan batubara (Coalbed Methane, CBM) di daerah tersebut.  

Coalbed Methane di masa mendatang diharapkan menjadi salah satu satu energi alternatif yang cukup menjanjikan. Pemilihan daerah di Kabupaten Muaraenim dilatar belakangi penilaian bahwa daerah tersebut memiliki potensi endapan batubara yang cukup besar.

Maksud dan Tujuan
Maksud kegiatan adalah untuk mengetahui potensi endapan batubara pada kedalaman di bawah 100 meter yang  meliputi jumlah dan ketebalan lapisan,  penyebaran, percontohan,  urutan stratigrafi dan kandungan gas dalam lapisan batubara.

Tujuannya adalah untuk mendapatkan informasi mengenai potensi endapan batubara pada kedalaman di bawah 100 m yang meliputi sumber daya, kualitas dan kandungan gas dalam batubara baik volume  maupun komposisinya. Hasil yang diperoleh diharapkan menjadi informasi awal untuk kemungkinan pemanfaatannya baik untuk tambang dalam maupun pengembangan coalbed methane (CBM).

Lokasi Daerah Penyelidikan
Daerah penyelidikan termasuk Kecamatan Lawang Kidul, Kabupaten Muaraenim, Provinsi Sumatera Selatan. Secara geografis dibatasi oleh koordinat 103°41’07”-103º50’18” Bujur Timur dan 03°40’51”-03º50’37” Lintang Selatan. Lokasinya terletak lebih kurang 200 km ke arah Baratdaya dari Kota Palembang.  (Gambar 1)

GEOLOGI UMUM

Informasi geologi regional daerah ini antara lain diperoleh dari publikasi Peta Geologi Lembar Lahat, Sumatera Selatan, skala 1; 250.000 terbitan Puslitbang Geologi Bandung (Gafoer, S., dkk, 1986);  De Coster (1974) ; Shell Mijnbouw (1978) dan beberapa publikasi lain.

Daerah penyelidikan termasuk ke dalam Cekungan Sumatera Selatan, dalam tatanan tektonik Pulau Sumatera merupakan backdeep basin atau cekungan pendalaman belakang (Koesoemadinata dan Hardjono, 1978). Cekungan ini diperkirakan mulai terbentuk pada Eosen Tengah sampai Oligosen Akhir akibat pensesaran bongkah dan perluasan batuan dasar Pra Tersier melalui sesar-sesar  berarah Timurlaut – Baratdaya dan Baratlaut – Tenggara akibat adanya tekanan yang berarah Utara – Selatan (de Coster,1974; Simanjuntak, 1991).

Cekungan Sumatera Selatan dibagi menjadi Sub Cekungan Jambi (Depresi Jambi) di utara, Sub Cekungan Palembang Tengah dan Sub Cekungan Palembang Selatan (Depresi Lematang)  di selatan. Ketiga sub cekungan tersebut dipisahkan oleh tinggian batuan dasar (High).  

Stratigrafi
Stratigrafi Lembar Lahat tersusun oleh kelompok batuan Pra Tersier dan seri batuan Tersier. Batuan Pra Tersier terdiri atas batuan ubahan batugamping dan batuan beku (diorit ?)  berumur Perm dan batuan terobosan mikrodiorit berumur Kapur Akhir.     Batuan Tersier terbagi atas dua kelompok yaitu Kelompok Telisa dan Kelompok Palembang. Dari runtunan litologinya Kelompok Telisa terdiri atas sedimen yang terbentuk pada fase genang laut (transgresi) sedangkan Kelompok Palembang terbentuk pada fase susut laut (regresi). Kelompok Telisa terdiri atas Formasi Lahat (tak tersingkap, data bawah permukaan), Formasi Talangakar dan  Formasi Gumai sedangkan Kelompok Palembang terdiri atas Formasi Airbenakat, Formasi Muaraenim dan Formasi Kasai. Pada Zaman Kuarter endapan yang terutama adalah endapan gunung api.

Formasi Talangakar merupakan batuan tertua yang tersingkap di Lembar Lahat. Formasi ini diendapkan pada awal fase genang laut, tersusun oleh batupasir halus - konglomeratan, batulanau, batulempung gampingan dan serpih.  Formasi ini   berumur Oligosen – Miosen Awal dan diendapkan di lingkungan  darat - laut dangkal.

Formasi Gumai menindih selaras Formasi Talangakar, tersusun oleh batulempung dan serpih dengan sisipan batugamping, batulanau, batupasir. Formasi ini berumur Miosen Awal – Miosen Tengah dan diendapakan di lingkungan  laut terbuka – neritik. Pengendapan Formasi Gumai merupakan puncak dari fase genang laut dan setelah ini dimulai tahap awal fase susut laut dengan pengendapan Formasi Airbenakat.

Formasi Airbenakat tersusun oleh perselingan batulempung, serpih dan batulanau, bersisipan batupasir. Formasi ini berumur Miosen Tengah – Miosen Akhir dan diendapkan di lingkungan laut dangkal.

Formasi Muaraenim  diendapkan selaras di atas Formasi Airbenakat. Formasi ini tersusun oleh batulempung dan batulanau tufaan bersisipan batubara. Umurnya Miosen Akhir – Pliosen dan diendapkan di lingkungan laut dangkal – transisi. Formasi Muaraenim merupakan formasi pembawa batubara utama di Cekungan Sumatera Selatan.

Formasi Kasai  menindih selaras Formasi Muaraenim, litologinya terdiri atas tufa, tufa pasiran dan batupasir tufaan. Formasi ini diperkirakan berumur Plio-Plistosen dan diendapkan di lingkungan darat.

Struktur Geologi
Struktur geologi yang mempengaruhi daerah ini adalah lipatan, sesar dan kekar yang umumnya mempengaruhi batuan-batuan berumur Tersier. Lipatan berupa sinklin dan antiklin berarah Baratlaut – Tenggara sampai Barat – Timur dan mempengaruhi batuan berumur Oligosen – Plio Plitosen.  Sesar adalah sesar normal berarah Baratlaut – Tenggara yang mempengaruhi batuan berumur Oligosen – Miosen Tengah, berarah Timurlaut – Baratdaya dan Utara – Selatan pada batuan berumur Miosen – Plio Plistosen. Kekar umumnya berarah Timurlaut – Baratdaya dan Barat – Timur.  

Indikasi Endapan Batubara dan Kandungan Gas Dalam Batubara
Formasi Muaraenim merupakan formasi pembawa batubara utama pada Cekungan Sumatera Selatan. Shell (1978) membagi formasi ini atas empat anggota,yaitu Anggota M1, M2, M3 dan M4. Tiap anggota mengandung beberapa lapisan batubara dan batas antar anggota ditentukan oleh alas (floor) atau puncak (top) dari lapisan batubara tertentu.

Secara umum Anggota M1 mengandung dua lapisan batubara atau seam yang dinamakan Keladi dan Merapi. Anggota M2 mengandung tiga seam yaitu Petai, Suban, Mangus (pada beberapa lokasi dapat dibedakan atas Mangus 1 dan Mangus 2). Anggota M3 mengandung dua seam yaitu Burung dan Benuang. Anggota M4 mengandung empat seam yaitu Kebon, Benaka / Enim, Lematang / Jelawatan dan Niru. Disamping seam-seam tersebut pada beberapa anggota sering terdapat beberapa lapisan batubara relatif tipis dan tidak menerus yang dinamakan lapisan-lapisan gantung.

Anggota M1 bagian bawahnya dibatasi oleh alas dari seam Keladi dan batas atas adalah alas dari seam Petai. Anggota M2 batas bawahnya adalah alas seam Petai dan batas atasnya  puncak seam Mangus. Anggota M3 batas bawah adalah puncak seam Mangus dan batas atas adalah alas seam Kebon. Anggota M4 batas bawahnya alas seam Kebon dan batas atas adalah puncak seam Niru. Keberadaan anggota maupun lapisan-lapisan batubara tersebut di atas tidak selalu dijumpai secara lengkap pada setiap tempat pada sekuen Formasi Muaraenim, hal ini tergantung pada kondisi pengendapan, posisi pada cekungan dan aspek geologi lainnya.  

Formasi Muaraenim di daerah Kabupaten Muaraenim dan sekitarnya berdasarkan penyelidikan terdahulu (Shell, P.T. Bukit Asam, NEDO) mengandung lapisan-lapisan batubara yang cukup lengkap pada Anggota M1, M2, M3 dan M4. Ditinjau dari segi dimensi, jumlah dan distribusi  lapisan, kedudukan, struktur perlapisan maupun jenis dan kualitas batubara diperkirakan  cukup potensial. Berdasarkan faktor-faktor tersebut endapan batubara di daerah ini dinilai layak untuk diselidiki dengan pemboran dalam untuk mengetahui potensi endapan batubara pada kedalaman ? 100 m dan untuk mengetahui potensi kandungan gas methane dalam lapisan batubaranya.
 
KEGIATAN PENYELIDIKAN


Pemboran Dalam
Kegitan pemboran dalam batubara dilakukan dengan metoda pemboran inti. Pengamatan hasil pemboran terutama adalah pemerian sifat teknis batuan dan batubara dari inti bor. Dilakukan juga pengambilan conto batubara untuk keperluan pengujian kualitas batubara dan pengukuran kandungan gas dalam batubara.

Penentuan lokasi bor mengacu kepada kedudukan lapisan-lapisan batubara yang menjadi target dan rencana kedalaman pemboran. Lapisan-lapisan batubara yang dipilih memiliki kriteria antara lain ketebalan yang memadai, kedalaman yang cukup, rank batubara yang cukup tinggi, penyebaran relatif jauh.  Faktor lain yang menjadi bahan pertimbangan penetuan lokasi bor adalah kemudahan akses jalan untuk mobilisasi alat pemboran, perizinan lahan dan tersedianya sumber air.

Karean karena lokasi penyelidikan terletak di dalam wilayah Kuasa Pertambangan batubara P.T. Bukit Asam maka penentuan lokasi titk bor mempertimbangkan saran dan rekomendasi dari perusahaan tersebut berdasarkan data batubara internal mereka. 
   
Pemetaan Geologi
Pemetaan geologi batubara di permukaan dilakukan untuk menunjang data hasil pemboran dalam yaitu untuk mengetahui jumlah lapisan, penyebaran dan ketebalan dari lapisan batubara sehingga kegiatan ini lebih difokuskan di sekitar wilayah pemboran Dilakukan juga pengambilan conto batubara di permukaan, tujuannya untuk membandingkan kualitas batubara di permukaan dengan batubara hasil pemboran.

Pengukuran Kandungan Gas Dalam Lapisan Batubara   
Pengukuran kandungan gas dimaksudkan untuk mengetahui volume dan komposisi gas dalam batubara. Lapisan batubara biasanya mengandung berbagai unsur gas diantaranya : CO2, N2 dan CH4...  Volume atau persentase kandungan gas methane (CH4.) dalam lapisan batubara merupakan tujuan utama  dalam pengukuran ini, kandungan gas methane yang makin besar akan memberikan prospek lebih baik untuk kajian CBM.

Kegiatan pengukuran gas dalam lapisan batubara merupakan proses yang berkelanjutan mulai dari lapangan hingga ke laboratorium.  Prosedur pengukuran dilakukan melalui beberapa tahapan yaitu tahap persiapan, pemasukan conto batubara ke dalam canister, pengukuran gas dan tahap akhir. Tahap persiapan hingga tahap pemasukan conto dilakukan di lapangan, tahap pengukuran gas dilakukan di lapangan dan dilanjutkan di kantor/laboratorium sedangkan tahap akhir merupakan kegiatan kantor.

Metode yang digunakan pada pengukuran gas adalah berupa desorption test yang mengadopsi metode USGS,  dirumuskan sebagai :

QT = Q1 + Q2 + Q3

 

            QT : Jumlah Total Kandungas                         Gas  (cc)

            Q1 : Kandungas Gas yang                              Hilang (Lost Gas)  (cc)

            Q2 : Kandungan Gas yang                              Diukur dalam canister  (cc)

            Q3 : Kandungan Gas Sisa                              (Saat Crusher)  (ml)

 
Hasil Q1 atau lost gas diperoleh dari analisa regresi yang didapatkan setelah pengukuran gas di canister atau Q2 telah selesai dilakukan. Analisa regresinya menggunakan regresi linier. Q2 didapat dari hasil pengukuran gas yang keluar dari canister sedangkan untuk Q3 dihasilkan dari pengukuran gas yang keluar dari batubara pada saat batubara di crusher.   


Analisis Laboratorium
Kegiatan analisis laboratorium terhadap conto batubara terdiri atas analisis proksimat, ultimat, petrografi batubara, pengukuran kandungan gas dan adsorpsi  isotherm.

Analisis proksimat dan ultimat tadalah untuk mengetahui kualitas dari batubara, dengan  beberapa parameter antara lain kandungan moisture (IM, FM, TM), kandungan zat terbang (VM), kandungan abu (Ash), karbon tertambat (FC), kadar sulfur total  (St), nilai kalori (CV), berat jenis (SG, RD), indeks kekerasan (HGI), kandungan unsur-unsur (C, H, N, S, O). Analisis petrografi adalah untuk mengetahui komposisi maseral, nilai reflektansi vitrinit dan kandungan mineral (lempung, oksida besi, pirit).

Pengukuran kandungan gas di laboratorium merupakan lanjutan dari proses pengukuran di lapangan. Analisis adsopsi isotherm dari conto batubara diperlukan untuk melengkapi analisis-analisis tersebut terdahulu. Tujuannya untuk mengetahui besarnya kemampuan daya serap gas dari conto batubara.

Pengolahan Data
Data penyelidikan terdiri atas data lapangan dan data kantor. Data lapangan berupa data hasil pemboran, pemetaan geologi dan pengukuran kandungan gas di lapangan. Data kantor adalah hasil analisis conto batubara di laboratorium dan data pengukuran lanjutan kandungan conto batubara yang masih disimpan dalam canister.  Kesemua data tersebut  ditunjang dengan data literaratur diolah untuk menghasilkan suatu informasi mengenai potensi endapan batubara pada kedalaman > 100 meter dan   potensi kandungan gas methane dalam lapisan batubara (CBM) di daerah tersebut.

Data hasil pemboran batubara terutama jumlah, kedalaman, ketebalan dan kedudukan lapisan batubara akan  diproyeksikan ke permukaan dan dikombinasikan dengan data singkapan batubara serta selanjutnya dikorelasikan untuk mendapatkan gambaran  mengenai bentuk sebaran maupun jumlah lapisan termasuk aspek-aspek geologi yang mempengaruhinya. Penggambaran pola sebaran lapisan batubara juga ditunjang dengan data penyelidikan dari P.T. Bukit Asam dan NEDO.

Hasil analisis conto di laboratorium akan menunjang penafsiran  data lapangan dan memberikan informasi tambahan antara lain mengenai kualitas, material penyusun sedimen, kondisi pengendapan, potensi kandungan gas  dan lain-lain.

 
HASIL PENYELIDIKAN
 
Geologi Daerah Penyelidikan
Morfologi
Daerah penyelidikan secara umum dicirikan oleh satuan morfologi perbukitan bergelombang sedang dengan ketinggian antara 50 – 100 meter di atas muka laut kecuali sebagian kecil wilayah sebelah Tenggara memiliki ketinggian mencapai sekitar 300 m di atas muka laut. Perbedaan ketinggian umumnya lebih mencerminkan tingkat resistensi batuan terhadap erosi.

Pola aliran sungai dan anak sungai umumnya memperlihatkan pola dendritik yang mencerminkan pola aliran pada wilayah yang memiliki batuan relatif homogen dan perbedaan relief tidak begitu besar.
   
Stratigrafi
Stratigrafi daerah penyelidikan tersusun oleh batuan Tersier dan Kuarter berumur mulai Miosen sampai Plistosen. Batuan Tersier yaitu Formasi Air Benakat,  Formasi Muaraenim, Formasi Kasai,  Batuan terobosan Andesit dan Satuan Gunungapi Muda.

Formasi Muaraenim merupakan formasi pembawa batubara, adanya batuan terobosan andesit berupa sill (retas)  menyebabkan peningkatan rank batubara pada  sebagian daerah penyelidikan. Pelamparan Formasi Muaraenim di daerah ini cukup luas  sedangkan intrusi andesit umumnya tersingkap di bagian tengah dan baratdaya.
 
Struktur Geologi
Sebagaimana struktur geologi regional, struktur geologi daerah penyelidikan dipengaruhi struktur lipatan dan sesar. Lipatan adalah antiklin dan sinklin berarah Baratlaut – Tenggara  dan Barat – Timur, sesar berupa sesar normal berarah  relatif Utara - Selatan

Potensi Batubara dan Gas Dalam Lapisan Batubara
Endapan Batubara
Lokasi titk bor terletak daerah Airlaya, Tanjung Enim dengan kode lokasi ALD-01.. Berdasarkan data internal P.T. Bukit Asam (hasil interpolasi dari data endapan batubara di sebelah utaranya) diperkirakan pemboran pada lokasi ALD-01 dengan total kedalaman yang ditargetkan ( ± 350 m) akan menembus beberapa lapisan batubara yaitu : Seam Mangus (A), Seam Suban (B), Seam Petai (C), Seam Merapi (D)  dan Seam Keladi (E).  Namun dari hasil pemboran ternyata lapisan-lapisan batubara yang ditembus adalah lapisan-lapisan yang terletak lebih ke atas dari Seam Mangus yaitu Seam Enim dan beberapa lapisan lebih tipis yang diperkirakan merupakan lapisan-lapisan gantung di bawah Seam Enim. Kondisi tersebut diperkirakan akibat mekanisme pergeseran oleh patahan-patahan lokal pengaruh dari batuan terobosan (intrusi) di daerah tersebut yang menyebabkan areal/blok pemboran relatif lebih turun terhadap areal/blok di sebelah utara.

Pemboran mencapai kedalaman 321,00 m dan menembus 7 (tujuh) lapisan batubara. Dari pengamatan data batuan dan korelasi batubara regional diperkirakan lapisan-lapisan yang ditembus tersebut adalah Seam Enim (Anggota M4) dan enam lapisan batubara di bawahnya yang diperkirakan merupakan lapisan gantung. Ketujuh lapisan tersebut dinamakan lapisan : Enim, G-1. G-2, G3, G-4, G-5 dan G-6. Ketebalan  masing-masing yaitu : 31,15 m; 1,60 m; 5,00 m; 4,00 m; 0,60 m; 1,30 m dan 0,20 m. Berdasarkan interval kedalaman  pada interval 0 – 100 meter terdapat dua lapisan batubara yaitu Enim dan G-1. Pada Interval 100 – 321 meter mengandung lima lapisan batubara yaitu G-2, G-3 ,G-4, G-5  dan G-6.

Hasil kegiatan pemetaan geologi batubara yaitu dari kompilasi dari data singkapan, proyeksi data pemboran ke permukaan, data P.T. Bukit Asam dan NEDO memberikan gambaran mengenai pola sebaran batubara di daerah ini. Lapisan-lapisan batubara dari Anggota Formasi Muaraenim cukup lengkap tersingkap, antara lain Lapisan Keladi (E), Petai (C), Suban (B), Mangus (A), Enim, Jelawatan dan beberapa lapisan gantung.

Informasi mengenai potensi endapan batubara (Kualitas, sumber daya, potensi kandungan gas methane) di daerah ini dibatasi pada wilayah di sekitar lokasi pemboran dalam dan hanya untuk lapisan-lapisan batubara yang ditembus pada proses pemboran.

Kualitas Batubara
Hasil analisis proksimat dan ultimat dari 9 (sembilan) conto batubara memberikan gambaran mengenai kualitas batubara di daerah penyelidikan.

Kandungan air bebas (FM,ar) berkisar antara 9,82 % - 24,23 %;  Kandungan air total (TM, ar) berkisar antara 14,59 % - 31,08 %; Kandungan air terikat (M, adb) antara 5,29 % - 9,34 %;  Kandungan gas terbang (VM, adb) antara 23,38 % - 46,95 %; Karbon tertambat (FC, adb) antara 41,83 % - 49,04 %; Kandungan abu (Ash, adb) antara 0,98 % - 9.96 %; Kadar sulfur total (St, adb) antara 0,14 % - 1,41 %; Indeks kekerasan (HGI, adb)  anatar 40 – 57; Berat jenis (RD, adb) antara 1,33 – 1,42; Nilai kalori (CV, adb) antara 5955 kal/gr – 6805 kal/gr. Satu conto batubara yaitu  AL-05 tidak diperhitungkan karena kandungan abu yang sangat tinggi ( 46,94 %) sehingga digolongkan sebagai lempung batubaraan.

Dari hasil analisis tersebut dapat disimpukan bahwa batubara di daerah ini memiliki kualitas cukup baik yang tercermin dari parameter-parameter berikut yaitu kandungan abu rata-rata < 4 %, kadar sulfur total umumnya < 1 % dan nilai kalori rata-rata > 6400 kal/gr sehingga secara umum dapat digolongkan sebagai high rank coal  (batubara peringkat tinggi).

Sumber Daya Batubara

  • Beberapa kriteria yang dipakai untuk penghitungan sumber daya  adalah :
  • Ketebalan lapisan batubara yang dihitung adalah ? 1,00 meter, sehingga lapisan yang memenuhi syarat untuk dihitung adalah Enim, G-1, G-2, G3, G-5
  • Sumber daya batubara yang dihitung adalah sumber daya batubara pada kedalaman > 100 m. Penghitungan dibagi atas dua zona kedalaman yaitu 100-250 meter dan 250–500 meter. Batas-batas zona kedalaman searah dengan sebaran batubara sesuai dengan tingkat keyakinan geologi kemudian diproyeksikan ke bidang permukaan sehingga menghasilkan luas daerah pengaruh tiap zona..
  • Sumber daya dihitung dengan rumus : Luas daerah pengaruh x Tebal semu lapisan x Berat Jenis lapisan.  
  • Berdasarkan kriteria Standard Nasional Indonesia, hasil penghitungan sumber daya batubara digolongkan sebagai sumber daya hipotetik
  • Perhitungan sumber daya dengan menggunakan rumus tersebut di atas menghasilkan sumber daya per lapisan per zona, Jumlah sumber daya per zona kedalaman akan diperoleh dari penjumlahan sumber daya masing-masing lapisan. Hasil perhitungan menunjukkan sumber daya batubara pada zona 100 – 250 meter adalah 89.242.622 ton dan pada zona 250 – 500 meter adalah 92.415.542 ton. Jumlah sumber daya batubara pada kedalaman 100-500 meter adalah 1.125.404.854 ton atau berjumlah sekitar 1,125 milyar ton. (Tabel 1)


Pengukuran Gas Methane
Dari 50 conto batubara yang diukur kandungan gasnya sebanyak 40 conto mengandung gas sedangkan 10 conto tidak mengandung gas. Hal ini mungkin disebabkan karena adanya kebocoran pada canister.  Conto batubara yang mengandung gas berasal dari 7 lapisan (seam) batubara yaitu lapisan I (Enim), II (G-1), III (G-2), IV (G-3), V (G-4), VI (G-5) dan VII (G-6) dengan kedalaman masing-masing : 33.20-64.35 m; 94.60-96.00 m; 121.00-126.00 m: 166.70-170.70 m; 215.40-216.00 m; 271.00-272.30 dan 311.90-312.20. Ketebalan masing-masing lapisan batubara yaitu : 31,15 m; 1,60 m; 5,00 m; 4,00 m; 0,60 m; 1,30 m dan 0,20 m.

Hasil pengukuran kandungan gas rata-rata untuk 40 conto batubara tersebut sebagai berikut :

  1. Lapisan I  (Enim) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah  123,88 cc.
  2. Lapisan II (G-1) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 144,69 cc.
  3. Lapisan III (G-2) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 164,06 cc.
  4. Lapisan IV (G-3) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 116,81 cc.
  5. Lapisan V (G-4) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 409,67 cc.
  6. Lapisan VI (G-5) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 1029,03 cc.
  7. Lapisan VII (G-6) jumlah kandungan rata-rata gas yang diukur adalah 150,70 cc

   
Perhitungan rata-rata kandungan gas diatas digambarkan dengan grafik (Gambar 3).

Jumlah kandungan gas terbesar ada di lapisan VI  (G-5) dengan interval kedalaman lapisan batubara antara 271,00 m - 272,30 m sebanyak 1029,03 cc.

Tabel 5 menjelaskan perhitungan kandungan gas per satuan berat batubara,  dilakukan untuk menghitung sumber daya gas yang terdapat dalam batubara tersebut. Hasil rata-rata perhitungan gas per satuan berat batubara dalam cc/gram atau ft3/ton untuk setiap lapisan adalah sebagai berikut :

  1. Lapisan I (Enim) sebanyak 0,09 cc/gram atau 3,16 ft3/ton.
  2. Lapisan II (G-1) sebanyak 0.12 cc/gram atau 4,28 ft3/ton.
  3. Lapisan III (G-2) sebanyak 0,15 cc/gram atau 5,46 ft3/ton.
  4. Lapisan IV (G-3) sebanyak 0,12 cc/gram atau 4,43 ft3/ton.
  5. Lapisan V (G-4) sebanyak 0,43 cc/gram atau 15,23 ft3/ton.
  6. Lapisan VI (G-5) sebanyak 0,96 cc/gram atau 33.88 ft3/ton.
  7. Lapisan VII (G-6) sebanyak 0,23 cc/gram atau 8,19 ft3/ton.


Dari gambar 3 secara umum dapat disimpulkan pula bahwa kandungan gas pada batubara semakin meningkat dengan bertambahnya kedalaman lapisan batubara.. Hal ini disebabkan karena gas yang terkandung pada lapisan batubara yang paling dalam kemungkinan gas tersebut loss atau menguap akan semakin kecil.

Sumber Daya Gas Methane
Penghitungan sumber daya gas methane menggunakan rumus :

Sumber Daya Gas Methane = Sumber Daya Batubara X Kandungan Methane
Menghasilkan sumber daya gas methane sebesar 758.792.398 ft3 yang diklasifikasikan sebagai sumber daya hipotetik (Tabel 6)

Kandungan terbesar terdapat pada seam G-5 (24,84 ft/ton) dengan kedalaman 271,00 – 271,30 meter. Kandungan gas methane pada seam Enim tidak ada (sangat kecil)  diperkirakan karena kedalaman yang kurang memadai (33,20 – 64,35 m). Diharapkan pada kedalaman yang memadai kandungan gas methane pada seam Enim akan cukup berarti.
   
Prospek Pemanfaatan dan Pengembangan Batubara dan Gas Dalam Batubara
Dari hasil penyelidikan  dapat dinilai bahwa daerah Airlaya dan sekitarnya layak ditindaklanjuti untuk kajian tambang dalam namun diperlukan tahapan penyelidikan lebih lanjut antara lain dengan penambahan jumlah titik bor dengan interval yang lebih sistematis, jumlah conto yang representatif dan tahapan penyelidikan lainnya seperti geologi teknik, electric logging dan lainnya.

Untuk pengembangan pemanfaatan gas methane (CBM) diperlukan evaluasi lebih lanjut dengan penambahan jumlah titik bor dengan interval yang sistematis, kedalaman bor yang cukup, percontohan yang representaif dan prosedur pengukuran gas  yang lebih baik. Tentunya semuanya harus didukung oleh kondisi peralatan, personil dan dana operasional yang cukup.

KESIMPULAN  DAN SARAN

Kesimpulan :

  1. Daerah penyelidikan secara geologi termasuk kedalam Cekungan Sumatera Selatan dengan formasi pembawa batubara adalah Formasi Muaraenim berumur Mio-Pliosen
  2. Formasi Muaraenim di daerah penyelidikan dengan Anggota M1, M2, M3 dan M4, mengandung lapisan batubara  cukup lengkap dengan penyebaran dan dimensi yang cukup luas.
  3. Pemboran dengan kedalaman mencapai 321 m telah menembus 7 (tujuh) lapisan batubara yaitu Enim, G-1, G-2,  G-3, G-4, G-5 dan G-6. Ketebalan masing-masing  yaitu : 31,15 m; 1,60 m; 5,00 m; 4,00 m; 0,60 m; 1,30 m dan 0,20 m.
  4. Kualitas batubara secara umum  cukup baik dicerminkan oleh kandungan abu rata-rata < 4 %, kadar sulfur total umumnya < 1 % dan nilai kalori rata-rata > 6400 kal/gr,  secara umum digolongkan sebagai high rank coal  (batubara peringkat tinggi).
  5. Sumber daya batubara dalam (100 - 500 meter) adalah sebesar  1.125.404.854 ton (Sumber daya hipotetik).
  6. Sumber daya gas methane di daerah ini adalah sebesar 758.792.398 ft3,  sumber daya hipotetik.
  7. Prospek pemanfaatan batubara untuk tambang dalam cukup baik sedangkan untuk kandungan gas methane (CBM) perlu di evaluasi lebih lanjut dengan pemboran yang lebih dalam, representatif  dan sistematis.

Saran :

  1. Mengingat potensi endapan batubara di daerah ini cukup besar, disarankan  untuk melanjutkan pemboran dalam pada daerah-daerah yang bersebelahan pada program tahun-tahun berikutnya.
  2. Pemboran diharapkan mencapai kedalaman yang cukup memadai sehingga dapat menembus lapisan-lapisan batubara yang prospek pada kedalaman yang optimal untuk memperoleh kandungan gas methane yang maksimal. 
  3. Perlu perencanaan yang lebih matang sebelum melakukan kegiatan terutama persiapan peralatan bor, peralatan pengukuran gas, personil, pemilihan lokasi sehingga akan memberikan hasil yang optimal.     
DAFTAR PUSTAKA

De Coster, G.H., 1974, The Geology of  the Central and South Sumatera Basin, Indonesia     Petroleum Association, 3 rd Ann. Conv, Proceeding
Gafoer, S., Cobrie, T., Purnomo, J., 1986, Geologi Lembar Lahat, Sumatera, Puslitbang Geologi, Bandung
Herman D., dkk, 2000, An Outline of The Geology of Indonesia,  Indonesian Association     of     Geologist, IAGI, Jakarta
Resources International, Inc (ARI), Indonesian Coalbed Methane, Task 1 – Resources     Assessment,     2003, Arlington, Virginia
Shell Mijnbouw, 1978, Explanatory Notes to the Geological Map of the South Sumatera Coal     Province, Exploration report