BAB II TINJAUAN PUSTAKAmedia.unpad.ac.id/thesis/270110/2008/140710080153_2_2883.pdf · kemudian dikenal sebagai lempeng mikro Sunda yang meliputi semenanjung Malaya, Sumatera, Jawa,

6

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Geologi Regional

2.1.1 Fisiografi Cekungan Barito

Secara fisiografi, Cekungan Barito terletak bagian tenggara Kalimantan.

Cekungan Barito disebelah barat dibatasi oleh dataran sunda, sebelah timur

Pegunungan Meratus, sebelah utara dibatasi oleh Cekungan Kutai. Dari sebelah barat

dekat paparan sunda terdapat Cekungan Barito dengan kemiringan relatif datar, ke

arah timur menjadi cekungan yang dalam yang dibatasi oleh sesar-sesar naik ke arah

barat dari punggungan Meratus yang merupakan bongkah naik.

Gambar 2.1 Peta fisiografi pulau Kalimantan

(Kusnama, 2008)

7

2.1.2 Kerangka Tektonik Regional

Pulau Kalimantan merupakan pulau terbesar yang menjadi bagian dari

Lempeng mikro Sunda. Menurut Tapponnier (1982), lempeng Asia Tenggara

ditafsirkan sebagai fragmen dari lempeng Eurasia yang menunjam ke Tenggara

sebagai akibat dari tumbukan kerak Benua India dengan kerak Benua Asia, yang

terjadi kira-kira 40 – 50 juta tahun yang lalu. Fragmen dari lempeng Eurasia ini

kemudian dikenal sebagai lempeng mikro Sunda yang meliputi semenanjung Malaya,

Sumatera, Jawa, Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah. Adapun batas-batas

yang paling penting disebalah Timur adalah :

1. Komplek subduksi Kapur Tersier Awal yang berarah Timurlaut, dimulai dari

Pulau Jawa dan membentuk pegunungan Meratus sekarang.

2. Sesar mendatar utama di Kalimantan Timur dan Utara

3. Jalur subduksi di Kalimantan Utara, Serawak, dan Laut Natuna, Jalur ini

dikenal dengan jalur Lupar.

Menurut Bemmelen (1949) pulau Kalimantan dibagi menjadi beberapa Zona

fisiografi, yaitu :

1. Blok Schwaner yang dianggap sebagai bagian dari dataran Sunda.

2. Blok Paternoster, meliputi pelataran Paternoster sekarang yang terletak

dilepas Pantai Kalimantan Tenggara dan sebagian di dataran Kalimantan yang

dikenal sebagai sub cekungan Pasir.

8

3. Meratus Graben, terletak diantara blok Schwaner dan Paternoster, daerah ini

sebagi bagian dari cekungan Kutai.

4. Tinggian Kuching, merupakan sumber untuk pengendapan ke arah Barat laut

dan Tenggara cekungan Kalimantan selama Neogen. Cekungan-cekungan

tersebut antara lain:

a. Cekungan Tarakan, yang terletak paling Utara dari Kalimantan Timur.

Disebelah Utara cekungan ini dibatasi oleh “Semporna High”.

b. Cekungan Kutai, yang terletak sebelah Selatan dari Tinggian Kuching

yang merupakan tempat penampungan pengendapan dari Tinggian

Kuching selama Tersier.

Secara regional wilayah kerja PT. Pertamina Hulu Energi termasuk ke dalam

Cekungan Barito. Cekungan Barito meliputi daerah seluas 70.000 kilometer persegi

di Kalimantan Tenggara. Cekungan ini terletak diantara dua elemen yang berumur

Mesozoikum (Paparan Sunda di sebelah barat dan Pegunungan Meratus yang

merupakan jalur melange tektonik di sebelah timur).

Orogenesa yang terjadi pada Pliosen-Plistosen mengakibatkan bongkah

Meratus bergerak ke arah barat. Akibat dari pergerakan ini sedimen-sedimen dalam

Cekungan Barito tertekan sehingga terbentuk struktur perlipatan. Cekungan Barito

memperlihatkan bentuk cekungan asimetrik yang disebabkan oleh adanya gerak naik

dan gerak arah barat dari Pegunungan Meratus. Sedimen-sedimen Neogen

diketemukan paling tebal sepanjang bagian timur Cekungan Barito, yang kemudian

menipis ke barat.

9

Formasi Tanjung yang berumur Eosen menutupi batuan dasar yang relatif

landai, sedimen-sedimennya memperlihatkan ciri endapan genang laut. Formasi ini

terdiri dari batuan-batuan sedimen klastik berbutir kasar yang berselang-seling

dengan serpih dan kadangkala batubara. Pengaruh genang laut marine bertambah

selama Oligosen sampai Miosen Awal yang mengakibatkan terbentuknya endapan-

endapan batugamping dan napal (Formasi Berai).

Pada Miosen Tengah-Miosen Akhir terjadi susut laut yang mengendapkan

Formasi Warukin. Pada Miosen Akhir ini terjadi pengangkatan yang membentuk

Tinggian Meratus, sehingga terpisahnya cekungan Barito, Sub Cekungan Pasir dan

Sub Cekungan Asam-Asam.

Gambar 2.1.1 Elemen Tektonik Kalimantan (Kusuma & Darin, 1989)

10

2.2 Stratigrafi Regional Cekungan Barito

Secara umum stratigrafi Cekungan Barito dari muda ke tua secara berurut adalah

sebagai berikut :

Gambar 2.2 Formasi-formasi, paleofacies, dan periode tektonik pada

Cekungan Barito (Indonesian Basin Sumarries, 2006)

11

Wilayah Kerja PT Pertamina Hulu Energi Gas Metan Batubara secara

regional termasuk dalam cekungan Barito yang terdapat di sebelah barat pegunungan

Meratus. Cekungan Barito sendiri memiliki formasi pembawa batubara. Adapun urut-

urutan stratigrafi Formasi Cekungan Barito (Gambar 2.2) berdasarkan waktu

terbentuknya adalah :

1. Formasi Tanjung

Formasi paling tua yang ada di daerah penambangan, berumur Eosen, yang

diendapkan pada lingkungan paralis hingga neritik dengan ketebalan 900-1100 meter,

terdiri dari (atas ke bawah ) batulumpur, batulanau, batupasir, sisipan batubara yang

kurang berarti dan konglomerat sebagai komponen utama. Hubungannya tidak selaras

dengan batu pra-tersier.

2. Formasi Berai

Formasi ini diendapkan pada lingkungan lagoon hingga neritik tengah dengan

ketebalan 107-1300 meter. Berumur Oligosen bawah sampai Miosen awal,

hubungannya selaras dengan Formasi Tanjung yang terletak dibawahnya. Formasi ini

terdiri dari pengendapan laut dangkal di bagian bawah, batu gamping dan napal di

bagian atas.

3. Formasi Warukin

Formasi ini diendapkan pada lingkungan neritik dalam hingga deltaic dengan

ketebalan 1000-2400 meter, dan merupakan formasi paling produktif, berumur

12

Miosen Tengah sampai Plestosen Bawah. Pada formasi ini ada tiga lapisan paling

dominan, yaitu :

a.. Batulempung dengan ketebalan ± 100 meter

b. Batulumpur dan batu pasir dengan ketebalan 600-900 meter, dengan bagian atas

terdapat deposit batubara sepanjang 10 meter.

c. Lapisan batubara dengan tebal cadangan 20-50 meter, yang pada bagian bawah

lapisannya terdiri dari pelapisan pasir dan batupasir yang tidak kompak dan

lapisan bagian atasnya yang berupa lempung dan batu lempung dengan ketebalan

150-850 meter. Formasi warukin ini hubungannya selaras dengan formasi Berai

yang ada dibawahnya.

4. Formasi Dohor

Formasi ini diendapkan pada lingkungan litoral hingga supralitoral, yang

berumur miosen sampai plio-plistosen dengan ketebalan 450-840 meter. Formasi

ini hubungannya tidak selaras dengan ketiga formasi di bawahnya dan tidak

selaras dengan endapan alluvial yang ada di atasnya. Formasi ini terdiri dari

perselingan batuan konglomerat dan batupasir yang tidak kompak, pada formasi

ini juga ditemukan batulempung lunak, lignit dan limonit.

5. Endapan Alluvium

Merupakan kelompok batuan yang paling muda yang tersusun oleh kerikil,

pasir, lanau, lempung, dan lumpur yang tersebar di morfologi dataran dan sepanjang

aliran sungai.

13

2.3 Struktur Geologi Regional

Pada cekungan barito, jika diurutkan sejarah struktur ditandai oleh

perbedaan yang jelas pada zaman Paleogen dan Neogen. Pemekaran basement adalah

awal mula pembentukan structure cekungan pada kala Paleosen – Eosen. Kondisi ini

terus terjadi hingga kala Oligosen – Miosen dengan terjadi subsidence secara lokal

dan regional serta proses peregangan lithosfer yang mempengaruhi cekungan pada

pertengahan Miosen, struktur yang terjadi berubah menjadi pengkerutan.

Pengangkatan secara regional dan patahan yang bersifat kompresional muncul pada

kala Miosen Tengah hingga Pliosen-Plistosen. Proses inversi dan pengaktifan

kembali sesar tua secara extensional menghasilkan kenampakan yang sekarang

terbentuk pada cekungan barito.

Pola struktur yang berkembang di pulau Kalimantan berarah Meratus (Timur

laut-Barat daya). Pola ini tidak hanya terjadi pada struktur-struktur sesar tetapi juga

pada arah sumbu lipatan. Perbukitan Tutupan yang berarah timur laut-barat daya

dengan panjang sekitar 20 km terbentuk akibat pergerakan dua patahan anjakan yang

searah. Salah satunya dikenal dengan nama Dahai Thrust Fault yang memanjang

pada kaki bagian barat perbukitan Tutupan.

Patahan lain bernama Tanah Abang-Tepian Timur Thrust Fault yang memanjang

pada kaki bagian timur perbukitan Tutupan. Keberadaan patahan ini diketahui

berdasarkan data seismik dan pemboran sumur minyak (Asminco,1996). Patahan lain

yang tidak berhubungan dengan perbukitan Tutupan dan berarah timurlaut-baratdaya

14

terdapat di daerah Wara dengan nama Maridu Thrust Fault. Patahan-patahan yang

terjadi pada umumnya searah dengan bidang perlapisan sehingga tidak mengganggu

penyebaran batubara.

Gambar 2.3 Struktur Geologi Regional Cekungan Barito (Bow Valley, 1992)

15

Gambar 2.3.1 Model Struktur Regional (PT Pertamina)

2.4 Pengenalan Batubara

2.4.1 Pengertian Batubara

Secara umum batubara adalah batuan sedimen yang dapat terbakar,

terbentuk dari endapan organik, pembentuk utamanya adalah sisa-sisa tumbuhan dan

terbentuk melalui proses pembatubaraan (Coalification). Unsur-unsur utamanya

terdiri dari karbon, hidrogen dan oksigen. Batubara juga merupakan batuan organik

yang memiliki sifat-sifat fisika dan kimia yang kompleks yang dapat ditemui dalam

berbagai bentuk. Analisa unsur memberikan rumus formula empiris seperti :

C137H97O9NS untuk bituminus dan C240H90O4NS untuk antrasit.

16

Batubara (coal) merupakan suatu endapan yang terdiri dari bahan-bahan

organik maupun non organik yang pembentukannya merupakan hasil akumulasi sisa-

sisa tanaman yang telah mengalami pemadatan melalui proses ubahan secara kimia

serta metamorfosa oleh panas dan tekanan selama waktu geologi (Wood, 1983 dalam

Irma Hernawaty, 1999). Batubara juga merupakan batuan yang dapat dibakar dan

mengandung material karbon lebih dari 70% volume.

Pembentukan batubara dimulai sejak periode pembentukan Karbon

(Carboniferous Period), dikenal sebagai zaman batubara pertama yang berlangsung

antara 360 juta sampai 290 juta tahun yang lalu. Kualitas dari setiap endapan

batubara ditentukan oleh suhu dan tekanan serta lama waktu pembentukan, yang

disebut sebagai “maturitas” organik. Proses awalnya, endapan tumbuhan berubah

menjadi gambut (peat), yang selanjutnya berubah menjadi batu bara muda (lignite)

atau disebut pula batu bara coklat (brown coal). Batubara muda adalah batu bara

dengan jenis maturitas organik rendah.

Secara alamiah, batubara (coal) mempunyai sifat dan batasan-batasan sebagai

berikut:

1. Mempunyai warna coklat sampai hitam

2. Zat padat non-kristalin

3. Berkilap kusam sampai terang

4. Mempunyai berat jenis antara 1.0 - 1.7 kg/m3

5. Kekerasan bervariasi dari 0.5 – 2.5 skala mohs

6. Bersifat lunak dan getas

17

7. Pecahan kasar sampai konkoidal

Setelah mendapat pengaruh suhu dan tekanan yang terus menerus selama

jutaan tahun, maka batubara muda akan mengalami perubahan yang secara bertahap

menambah maturitas organiknya dan mengubah batubara muda menjadi batubara

sub-bituminus (sub-bituminous). Perubahan kimiawi dan fisika terus berlangsung

hingga batubara menjadi lebih keras dan warnanya lebih hitam sehingga membentuk

bituminus (bituminous) atau antrasit (anthracite). Dalam kondisi yang tepat,

peningkatan maturitas organik yang semakin tinggi terus berlangsung hingga

membentuk antrasit.

Gambar 2.4.1 Proses Pembatubaraan (Lamberson, MN., 1993)

18

Berdasarkan tingkat proses pembentukannya yang dikontrol oleh tekanan,

panas dan waktu, batubara umumnya dibagi dalam lima kelas: antrasit, bituminus,

sub-bituminus, lignit dan gambut.

Antrasit adalah kelas batubara tertinggi, dengan warna hitam berkilauan

(luster) metalik, mengandung antara 86% - 98% unsur karbon (C) dengan

kadar air kurang dari 8%.

Bituminus mengandung 68 - 86% unsur karbon (C) dan berkadar air 8-10%

dari beratnya. Sub-bituminus mengandung sedikit karbon dan banyak air,

dan oleh karenanya menjadi sumber panas yang kurang efisien

dibandingkan dengan bituminus.

Lignit atau batubara coklat adalah batubara yang sangat lunak yang

mengandung air 35-75% dari beratnya.

Gambut, berpori dan memiliki kadar air di atas 75% serta nilai kalori yang

paling rendah.

2.4.2 Bentuk Lapisan Batubara

Bentuk cekungan, proses sedimentasi, proses geologi selama dan sesudah

proses pembatubaraan / coalification akan menentukan bentuk lapisan batubara.

Mengetahui bentuk lapisan batubara sangat menentukan dalam menghitung

cadangan dan merencanakan cara penambangannya.

Dikenal beberapa bentuk lapisan batubara yaitu:

19

a. Bentuk Horse Back

Bentuk ini dicirikan oleh lapisan batubara dan lapisan batuan sedimen yang

menutupinya melengkung ke arah atas, akibat adanya gaya kompresi. Tingkat

perlengkungan sangat ditentukan oleh besaran gaya kompresi. Makin kuat gaya

kompresi yang berpengaruh, makin besar tingkat perlengkungannya. Ke arah lateral

lapisan batubara mungkin akan sama tebalnya atau menjadi tipis. Akibat dari

perlengkungan ini lapisan batubara terlihat terpecah-pecah akibatnya batubara

menjadi kurang kompak.

b. Bentuk Pinch

Bentuk ini dicirikan oleh perlapisan yang menipis di bagian tengah. Pada

umumnya bagian bawah (dasar) dari lapisan batubara merupakan batuan yang

plastis misalnya batulempung sedang di atas lapisan batubara secara setempat

ditutupi oleh batupasir yang secara lateral merupakan pengisian suatu alur. Sangat

dimungkinkan, bentuk pinch ini bukan merupakan penampakan tunggal,

melainkan merupakan penampakan yang berulang-ulang. Ukuran bentuk pinch

bervariasi dari beberapa meter sampai puluhan meter.

c. Bentuk Clay Vein

20

Bentuk ini terjadi apabila di antara dua bagian lapisan batubara terdapat urat

lempung ataupun pasir. Bentuk ini terjadi apabila pada satu seri lapisan batubara

mengalami patahan, kemudian pada bidang patahan yang merupakan rekahan

terbuka terisi oleh material lempung ataupun pasir.

d. Bentuk Burried Hill

Bentuk ini terjadi apabila di daerah di mana batubara semula terbentuk suatu

kulminasi sehingga lapisan batubara seperti “terintrusi”. Sangat dimungkinkan

lapisan batubara pada bagian yang “terintrusi” menjadi menipis atau hampir hilang

sama sekali. Bentukan intrusi mempunyai ukuran dari beberapa meter sampai

puluhan meter

e. Bentuk Fault

Bentuk ini terjadi di daerah di mana deposit batubara mengalami beberapa

seri patahan. Apabila hal ini terjadi, akan mempersulit dalam melakukan perhitungan

cadangan batubara. Hal ini disebabkan telah terjadi pergeseran perlapisan batubara ke

arah vertikal.

f. Bentuk Fold

Bentuk ini terjadi apabila di daerah endapan batubara, mengalami proses

tektonik hingga terbentuk perlipatan. Perlipatan tersebut dimungkinkan masih

21

dalam bentuk sederhana, misalnya bentuk antiklin atau bentuk sinklin, atau sudah

merupakan kombinasi dari kedua bentuk tersebut. Lapisan batubara bentuk fold,

memberi petunjuk awal pada kita bahwa batubara yang terdapat di daerah

tersebut telah mengalami proses pembatubaraan relatif lebih sempurna, akibatnya

batubara yang diperoleh kualitasnya relatif lebih baik.

22

Gambar 2.4.2 Bentuk perlapisan batubara (Modifikasi Sukandarrumidi, 2004)

2.5 Model Geologi Untuk Pengendapan Batubara

Model geologi untuk pengendapan batubara menerangkan hubungan antara

genesa batubara dan batuan sekitarnya baik secara vertikal maupun lateral pada suatu

cekungan pengendapan dalam kurun waktu tertentu.

2.5.1 Lingkungan Pengendapan dan Fasies Batubara

Identifikasi bermacam lingkungan pengendapan ditunjukkan oleh semua

komponen sistem pengendapan dan letak lapisan batubara pada lingkungan modern

berdasarkan studi lingkungan pengendapan dengan didukung data dari tambang

batubara, pemboran, dan profil singkapan.

2.5.1.1 Lingkungan Pengendapan Barrier

Ke arah laut batupasir butirannya semakin halus dan berselang seling

dengan serpih gampingan merah kecoklatan sampai hijau. Batuan karbonat dengan

fauna laut ke arah darat bergradasi menjadi serpih berwarna abu-abu gelap sampai

hijau tua yang mengandung fauna air payau. Batupasir pada lingkungan ini lebih

bersih dan sortasi lebih baik karena pengaruh gelombang dan pasang surut.

23

2.5.1.2 Lingkungan Pengendapan Back-Barrier

Lingkungan ini terutama disusun oleh urutan perlapisan serpih abu-

abu gelap kaya bahan organik dan batulanau yang terus diikuti oleh batubara yang

secara lateral tidak menerus dan zona siderit yang berlubang. Lingkungan Back

Barrier : memiliki ketebalan batubara yang tipis, pola sebarannya cenderung

memanjang sejajar sistem penghalang atau sejajar jurus perlapisan, bentuk lapisan

berlembar karena dipengaruhi tidal channel setelah pengendapan atau bersamaan

dengan proses pengendapan dan kandungan sulfurnya tinggi.

Gambar 2.5.1 Penampang lingkungan pengendapan pada bagian Back-Barrier

(Horne,1978)

24

2.5.1.3 Lingkungan Pengendapan Lower Delta Plain\

Endapan yang mendominasi adalah serpih dan batulanau yang

mengkasar ke atas. Pada bagian bawah dari teluk terisi oleh urutan lempung-serpih abu-

abu gelap sampai hitam, kadang-kadang terdapat mudstone siderit yang penyebarannya

tidak teratur. Pada bagian atas dari sekuen ini terdapat batupasir dengan struktur ripples

dan struktur lain yang ada hubungannya dengan arus. Hal ini menunjukkan bertambahnya

energi pada perairan dangkal ketika teluk terisi endapan yang mengakibatkan terbentuk

permukaan dimana tanaman menancapkan akarnya, sehingga batubara dapat terbentuk.

Lingkungan lower delta plain: batubaranya tipis, pola sebarannya umumnya sepanjang

channel atau jurus pengendapan, bentuk lapisan ditandai oleh hadirnya splitting oleh

endapan crevase splay dan kandungan sulfurnya agak tinggi.

2.5.2 Penampang lingkungan pengendapan pada bagian Lower Delta Plain

(Horne,1978)

25

2.5.1.4 Lingkungan Pengendapan Upper Delta Plain

Endapan didominasi oleh bentuk linier tubuh batupasir lentikuler dan pada

bagian atasnya melidah dengan serpih abu-abu, batulanau, dan lapisan batubara.

Mineral batupasirnya bervariasi mulai dari lithic greywackearkose, ukuran butir

menengah sampai kasar. Di atas bidang gerus terdapat kerikil lepas dan hancuran

batubara yang melimpah pada bagian bawah, makin ke atas butiran menghalus pada

batupasir.

Dari bentuk batupasir dan pertumbuhan point bar menunjukkan bahwa hal

ini dikontrol oleh meandering. Endapan levee dicirikan oleh sortasi yang buruk,

perlapisan batupasir dan batulanau yang tidak teratur hingga menembus akar.

Ketebalannya bertambah apabila mendekati channel dan sebaliknya. Lapisan

pembentuk endapan alluvial plain cenderung lebih tipis dibandingkan endapan upper

delta plain.

Lingkungan upper delta plain – fluvial: batubaranya tebal dapat mencapai

lebih dari 10 meter, sebarannya meluas cenderung memanjang sejajar jurus

pengendapan, tetapi kemenerusan secara lateral sering terpotong channel, bentuk

batubara ditandai hadirnya splitting akibat channel kontemporer dan washout oleh

channel subsekuen dan kandungan sulfurnya rendah.

26

Gambar 2.5.3 Penampang lingkungan pengendapan pada bagian Upper Delta Plain

(Horne, 1978)

2.5.1.5 Lingkungan Pengendapan Transitional Lower Delta Plain

Zona diantara lower dan upper delta plain dijumpai zona transisi yang

mengandung karakteristik litofasies dari kedua sekuen tersebut. Disini sekuen bay fill

tidak sama dengan sekuen upper delta plain ditinjau dari kandungan fauna air payau

sampai marin serta struktur burrowed yang meluas. Endapan channel menunjukkan

kenampakan migrasi lateral lapisan piont bar accretion menjadi channel pada upper

delta plain. Channel pada transitional delta plain ini berbutir halus daripada di upper

delta plain, dan migrasi lateralnya hanya satu arah.

27

Levee berasosiasi dengan channel yang menebal dan menembus akar secara

meluas daripada lower delta plain. Batupasir tipis crevasse splay umum terdapat pada

endapan ini, tetapi lebih sedikit banyak daripada di lower delta plain namun tidak

sebanyak di upper delta plain. Lingkungan transitional lower delta plain : ketebalan

batubaranya tebal dapat lebih mencapai 10 meter, tersebar meluas cenderung

memanjang jurus pengendapan, tetapi kemenerusan secara lateral sering terpotong

channel, bentuk lapisan batubara ditandai splitting akibat channel kontemporer dan

washout oleh channel subsekuen dan kandungan sulfurnya agak rendah.

Gambar 2.5.4 Penampang lingkungan pengendapan pada bagian Transitional Lower

Delta Plain (Horne, 1978)

28

Gambar 2.5.5 Model lingkungan pengendapan batubara pada lingkungan delta (J.C

Horne, et. Al., 1978, Modifikasi dari Ferm, 1976)

2.6 Gas Metan Batubara

Coal Bed Methane atau gas metan batubara merupakan gas (CH4) yang tersimpan

didalam lapisan batubara, Lapisan batubara yang berada lebih dari 500 meter

dibawah permukaan dan diproduksikan fluida reservoirnya dengan membuat suatu

sumur.

29

Gambar 2.6.1 Proses pembentukan CBM (Coal Bed Metane)

Gambar 2.6.2 Perbedaan CBM dan Non-CBM

30

Jumlah kandungan CBM dalam lapisan batubara sangat tergantung pada

kedalaman dan kualitas batubaranya. Semakin dalam lapisan batubara terbenam dari

permukaan tanah, sebagai hasil dari tekanan formasi batuan di atasnya, semakin

tinggi nilai energi dari batubara tersebut, dan semakin banyak pula kandungan CBM .

Secara umum, lapisan batubara bisa menyimpan gas metana sebesar 6 - 7 kali lebih

banyak daripada jenis batuan lain dari reservoir gas. Adapun karakteristik batubara

yang baik untuk menghasilkan CBM memiliki ciri :

a. Batubara memiliki kandungan gas yang tinggi, yaitu berkisar antara 15 m3 -

30 m3

per ton.

b. Batubara memiliki permeabilitas yang baik, yaitu antara 30mD - 50mD

c. Lapisan batubara berada pada kedalaman yang cukup dangkal yaitu

kurangdari 1000 m di bawah permukaan. Adanya batasan kedalaman ini

karena semakin dalam suatu lapisan batubara, tekanannya juga akan semakin

besar dan akan menyebabkan gas terakumulasi saat lapisan batubara

mengalami dewatered. Hal ini disebabkan oleh semakin besar tekanan

akibat pembebanan, maka semakin besar kemungkinan cleat pada batubara

akan tertutup dan menyebabkan berkurangnya permeabilitas.

Terdapat empat mekanisme penyimpanan CBM pada lapisan batubara,yaitu:

- Sebagai gas bebas di dalam micropore (pori-pori dengan diameter

kurangdari 0,0025 inchi) dan cleats (rekahan alami pada batubara);

31

- Sebagai gas yang terlarut dalam air yang ada di batubara;

- Sebagai gas yang teradsorpsi oleh daya tarik molekuler pada permukaan

maseral (material organik yang menyusun batubara), micropori, dan cleats

di dalam batubara;

- Sebagai gas yang teradsorpsi dalam sturuktur molekuler dari

molekul batubara.

Gas yang terperangkap di dalam lapisan batubara akan sangat bergantung dari

posisi ketinggian air bawah tanah. Sebenarnya, air bawah tanah ini akan berada pada

bagian atas lapisan batubara dan berfungsi menahan gas yang ada pada lapisan

batubara tersebut. Dengan menurunkan tinggi air, maka tekanan dalam reservoar akan

berkurang dan dapat melepaskan CBM.

Gas dalam batubara dapat tebentuk secara biogenik maupun thermogenik.

1. Biogenik Gas

Biogenik gas terutama dalam bentuk gas metana CH4

dan CO2. Gas – gas

ini merupakan hasil dari penguraian bahan organik yang disebabkan oleh

mikroorganisme. Biogenik gas dapat terjadi dalam dua tahap, yaitu tahap awal dan

tahap akhir dari proses pembatubaraan.

• Tahap awal pembentukan gas biogenik pada tahap ini gas terbentuk akibat

adanya aktivitas organisme pada awal proses pembatubaraan, dari

terbentuknya lignit sampai dengan subbituminous (Ro < 0.5 %).

32

Pembentukan gas ini diikuti dengan proses pengendapan yang sangat cepat,

karena jika tidak ada pengendapan yang cepat maka gas yang terbentuk

tidak akan tersimpan dalam batubara dan gas tersebut akan menguap ke

atmosfer.

• Tahap akhir pembentukan gas biogenik pada tahap ini gas terbentuk

karena adanya aktivitas mikroorganisme pada saat setelah lapisan

batubaranya sendiri terbentuk. Lapisan batubara yang terbentuk itu

umumnya merupakan aquifer, aktivitas mikroorganisme dalam aquifer

tersebut dapat menghasilkan gas metana. Proses ini dapat terjadi pada

batubara dari semua rank batubara.

2. Thermogenik Gas

Thermogenik gas merupakan gas yang terbentuk pada tahap yang lebih tinggi

dari proses pembatubaraan. Gas ini terbentuk biasanya pada batubara yang telah

mencapai kualitas high volatille sampai dengan antasit. Proses bitumunisasi akan

menghasilkan batubara yang kaya dengan kandungan karbon dengan melepaskan

kandungan utama volatile matter seperti metana, CO 2 dan air.

33

Gambar 2.6.3 Proses Pembatubaraan (Modifikasi dari Press dan Seiver 2004)

Gas biogenik dari lapisan batubara subbituminus akan dapat berpotensi menjadi

CBM. Gas biogenik tersebut terjadi oleh adanya reduksi bakteri dari CO2, dimana

hasilnya berupa methanogens, bakteri anaerobik yang keras, menggunakan H2 yang

tersedia untuk mengkonversi asetat dan CO2 menjadi metane sebagai produk dari

metabolismenya. Sedangkan beberapa methanogens membuat amina, sulfida, dan

methanol untuk memproduksi metana.

Pada saat penimbunan maksimum, temperatur maksimum pada lapisan

batubara mencapai 40-90°C, dimana kondisi ini sangat ideal untuk pembentukan

bakteri metane. Metane tersebut terbentuk setelah aliran air bawah tanah pada saat ini

telah ada. Air dalam lapisan batubara didapat dari adanya proses penggambutan dan

pembatubaraan, atau dari masukan (recharge) air dalam outcrops dan akuifer. Air

dalam lapisan tersebut dapat mencapai 90% dari jumlah air keseluruhan.

34

Lapisan batubara dapat menjadi batuan sumber dan reservoir, karena itu

CBM diproduksi secara insitu, tersimpan melalui permukaan rekahan, mesopore,

dan mikropore yang berukuran satu mickrometer sampai satu milimeter. Metana

yang terbentuk saat peatification dan coalification sebagian besar akan teradsorpsi

pada permukaan dari micropori ini . Gas tersebut tersimpan pada rekahan dan

sistem pori pada batubara sampai pada saat air merubah tekanan pada reservoir.

Gas kemudian keluar melalui matriks batubara dan mengalir melalui rekahan

sampai pada sumur.

Gambar 2.6.4 Porositas Gas Metan Terperangkap (Press dan Savier, 2004)

35

Walaupun metana bukan satu-satunya gas yang terdapat di dalam batubara,

namun keterdapatannya mencapai 80 – 95% dari total gas yang ada. Gas lain yang

umum terdapat di dalam batubara adalah Ethane, Propane, Carbon Dioxide (CO2),

Alkanes, Nitrogen (N2), Argon (Ar), Hydrogen (H2), Helium (He) dan Hydrogen

Sulphide (H2S).

2.7 Karakteristik Batuan Reservoir Gas Metana

Karakteristik batuan dari reservoir CBM sangat berpengaruh terhadap

kemampuan berproduksinya gas metana. Karakeristik batuan tersebut adalah :

Cleats/Macropore/Fracture Porosity

Batubara merupakan media berpori yang anisotrofi terdiri atas dua jenis

porositas, yakni pori-pori makro and pori-pori mikro. Pori-pori makro merupakan

rekah alami yang terjadi pada batubara. Pori-pori makro juga dikenal dengan istilah

rekahan (cleats), merupakan rekahan alami yang tersebar diseluruh batubara. Cleats

bertindak sebagai system perpindahan utama untuk aliran gas dan air dalam suatu

coal seam. Cleat tersebut tempat mengalirnya fluida dari matriks ke lubang sumur.

Berdasarkan penelitian, terdapat dua set rekahan dalam batubara yaitu

rekahan muka (face cleats) dan rekahan ujung (butt cleats) . Face cleats diartikan

sebagai rekahan yang panjang dan berkesinambungan sepanjang batu bara.

36

Sedangkan Butt cleats adalah rekahan yang tidak berkelanjutan karena diputus oleh

oleh Face cleats.

Gambar 2.7 Cleat Batubara , Face cleat dan Butt cleat Pada Lapisan Batubara

(Cervik, 1967)

Meskipun cleats tidak memegang peranan yang penting dalam perhitungan

cadangan namun arah penyebaran cleats sangat mempengaruhi permeabilitas

batuan, dengan demikian cleats sangat mempengaruhi produktifitas dari CBM.

Permeabilitas Batubara

Permeabilitas adalah ukuran kemampuan batuan untuk mengalirkan fluida.

Umumnya dinyatakan dalam satuan Darcy atau miliDarcy. Pada reservoir batubara,

permeabilitas sangat dipengaruhi oleh cleats. Cleats terjadi akibat dari pengecilan

patahan yang disebabkan karena tekanan tektonik pada formasi. Keberadaan

37

patahan akibat tekanan tektonik sangat mempengaruhi permeabilitas. Permeabilitas

absolute berkisar antara 0.1mD s/d 250 mD. Permeabilitas dapat diukur dengan well

testing dan dari sample batuan.

Densitas Batubara

Densitas batubara adalah perbandingan berat batubara terhadap volume

batubara dan dinyatakan dalam satuan gr/cc atau ton/acre-ft). Densitas merupakan

parameter yang sangat penting dalam perhitungan cadangan. Besar nilai densitas

sangat dipengaruhi oleh material-material inorganik yang terkandung dalam batubara,

yaitu air dan mineral-mineral batubara. Komponen inorganik ini mempunyai densitas

yang lebih besar dari komponen organik. Banyaknya mineral pengikut pada batubara

berakibat sulitnya pengukuran densitas murni batubara.

2.8 Parameter Gas Metan Batubara

Terdapat beberapa parameter penting yang perlu dipertimbangkan dalam

melakukan penilaian potensi CBM, diantaranya:

a. Rank atau tingkat kematangan batubara, yang ditunjukkan dengan nilai

vitrinit reflectance batubara. Batubara dengan rank menengah memiliki Rv

berkisar antara 0,55% - 2 % memiliki kapasitas serapan gas metan yang baik.

38

Tabel 2.8 Klasifikasi Rank Batubara berdasarkan % Rv.

Modifikasi Ward, 1984 dalam Larry Thomas, 2002

b. Kedalaman lapisan batubara, yang ideal untuk tersimpannya gas metan adalah

antara 300 m sampai 1000 meter. Pada kedalaman kurang dari 300 meter, gas

metana 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.

c. Temperatur. Makin tinggi temperatur makin kecil kapasitas serapannya atau

mempertinggi desorpsi gasnya.

39

d. Tekanan. Makin besar tekanan makin besar kapasitas serapan gas tetapi

dengan kecepatan yang makin berkurang sewaktu mendekati batas jenuhnya.

e. Mineral matter. Makin tinggi kandungan mineral matternya, makin kecil

kapasitas serapan gasnya. Kandungan abu dan sulfur termasuk dalam mineral

matter. Semakin tinggi kadar abu, secara umum akan mempengaruhi tingkat

pengotoran, dan korosi peralatan yang dilalui.

f. Moisture. Makin tinggi kandungan air dalam batubara maka makin kecil

kapasitas serapannya.

Tabel 2.8.1 Tabel Klasifikasi Batubara Berdasarkan ASTM Coal Rank.