Pemboran Dalam Batubara/ Pengukuran Packers Dan Gas Di Daerah Tamiang Dan Sekitarnya Kabupaten Musi, Banyuasin Propinsi Sumatera Selatan

Oleh

Rahmat Hidayat, Sigit Arso Wibisono dan S. M. Tobing
(Kelompok Program Penelitian Energi Fosil)

S A R I
 
Kegiatan pemboran dalam batubara dan gas telah dilakukan di daerah Tamiang, Kabupaten Musi Banyuasin, Provinsi Sumatra Selatan. Kegiatan ini adalah untuk mengetahui keadaan geologi, ketebalan dan penyebaran batubara, sumber daya batubara dan kandungan gas batubara.

Formasi pembawa batubara adalah Fm. Muaraenim dengan keempat anggotanya M1, M2, M3, dan M4., dimana setiap anggota memiliki lapisan batubara dan karakteristik masing-masing.

Dua titik bor menembus 4 (empat) lapisan batubara pada titik bor TBM-01 dengan ketebalan 0,20 – 7,65 m. Pada titik bor TBM-02 ditembus 10 (sepuluh) lapisan batubara dengan ketebalan mulai dari 0,35 – 2,60 m. Lapisan batubara yang paling tebal terdapat pada titik bor TBM-01 pada kedalaman 44,35 – 52,00 m, setebal 7,65 m. Penyebaran endapannya mengikuti sayap sinklin dengan arah Baratlaut – Tenggara dengan kemiringan 5o – 40o.

Kualitas batubara termasuk ke dalam ‘low - medium rank coal’ dengan nilai kalori berkisar dari 5.199 – 5.838 kal/gr. Kandungan abu 5,29 – 9,75%, sulfur total 0,61 – 2,81% dan total moisture 44,14 – 51,00% (ar).

Sumber daya batubara (M2) pada kedua titik ini dengan luas pengaruh sepanjang arah jurus lapisan batubara sekitar 1.000 m dan kedalaman sampai 200 m, adalah sekitar 31,792 juta ton.

Hasil analisis gas dalam batubara menunjukkan bahwa total gas 6.108.611,54 m3/ton (in place). Kandungan gas methan (CH4) sekitar 258.081,98 m3/ton atau sekitar 4,2249% CH4.

 

PENDAHULUAN

 

Latar Belakang
Pemakaian batubara sebagai sumber energi semakin meningkat seiring dengan tingginya harga minyak dunia dan sulitnya penemuan sumber daya minyak pada cekungan-cekungan minyak Indonesia.

Sebagai antisipasi menipisnya cadangan minyak, sudah saatnya gas dari batubara dapat dimanfaatkan sebagai energi alternatif.

Berbagai kalangan industri beralih menggunakan batubara sebagai sumber energi, misalnya industri semen dan tekstil. Batubara yang dipakai oleh kalangan industri umumnya diperoleh dari tambang terbuka.

Sementara itu, sumber daya batubara yang belum tergali dan masih berada jauh di bawah permukaan masih cukup besar.

Semua jenis dan kualitas batubara mengandung gas, seperti gas methan (CH4) yang dapat dimanfaatkan sebagai sumber daya energi. Banyaknya kandungan gas di dalam batubara, salah satu parameternya adalah kualitas. Menurut  neraca Pusat Sumber Daya Geologi, (2008), sumber daya batubara Indonesia sekitar 104 milyar ton. Kira-kira 47 milyar ton diantaranya terdapat di dalam Cekungan Sumatra Selatan.

Penyelidikan gas dalam batubara di daerah ini perlu dianalisis untuk mengetahui kandungan gas dan potensinya. Berdasarkan hal tersebut, Pusat Sumber Daya Geologi, Badan Geologi, Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral, pada tahun anggaran 2008 melakukan kegiatan pemboran dalam batubara di daerah Tamiang, Provinsi Sumatra Selatan.

Maksud dan Tujuan
Maksud dari kegiatan ini adalah untuk mengetahui data geologi dan informasi tentang gas di dalam batubara yang akan dijadikan sebagai acuan untuk pemerintah, pemerintah daerah dan perusahaan swasta dalam rencana pengembangan gas dalam batubara. Melalui kegiatan pemboran inti dapat diinventarisasi besarnya sumber daya dan kualitas batubara serta kandungan gasnya.

Tujuannya adalah untuk penyediaan data potensi gas secara umum untuk pemerintah, pemerintah daerah dan pengusaha swasta dalam pengembangan potensinya.

Hasil inventarisasi kemudian dimasukkan dalam sistem database Pusat Sumber Daya Geologi.

Lokasi
Daerah penyelidikan terletak di dalam wilayah Kecamatan Sungaililin, Kabupaten Musi Banyuasin, Provinsi Sumatra Selatan. Secara geografis terletak pada  koordinat 103?45?00” – 104?00?00” BT dan 02?15?00” – 2?30’00” LS (Gambar 1).

Waktu dan Pelaksana
Pelaksanaan kegiatan dimulai pada tanggal 6 Nopember - 15 Desember 2008. Pelaksana terdiri dari tim pemetaan geologi, pemboran dan  pengukuran gas.

Metoda Penyelidikan
Kegiatan lapangan meliputi pemetaan geologi, pemboran batubara dan pengukuran kandungan gas. Pemetaan geologi dilakukan untuk menambah data singkapan yang sudah ada sebelumnya. Pemboran batubara selain untuk mengetahui korelasi dan jumlah lapisan batubara juga untuk mendapatkan conto-conto batubara yang akan dimasukkan ke dalam canister sebagai tempat untuk pengukuran gas batubara.

Pengambilan conto batubara khususnya dari lobang bor diperlukan untuk pengukuran kandungan gas di lapangan maupun untuk analisa laboratorium, baik untuk analisa kimia proksimat  maupun analisa kandungan dan komposisi gas dalam batubara.

Penyelidik Terdahulu
Pada tahun 1978, Shell Mijnbouw melakukan penyelidikan secara umum terhadap batubara dan formasi pembawanya di dalam Cekungan Sumatra Selatan. Hasil penyelidikannya menyebutkan bahwa Fm. Muaraenim adalah formasi pembawa batubara yang utama di dalam cekungan ini yang dibagi menjadi empat anggota, yaitu M1, M2, M3 dan M4.

Ilyas, S., (1994) memetakan daerah penyelidikan secara regional dengan skala 1 : 100.000 dan menemukan beberapa singkapan-singkapan batubara yang tersebar pada Fm. Muara Enim dengan ketebalan batubara beravariasi mulai dari satu meter hingga 12,8 meter.

Sukardi dkk., (1999) melakukan kajian dan pemboran batubara di beberapa lokasi bagian selatan daerah penyelidikan, sehingga diperoleh ketebalan batubara yang sebenarnya dan pola sebaran batubara secara umum.

Tobing, S. M. (2007) melakukan pemetaan geologi batubara di daerah ini untuk mengetahui lebih jauh sebaran batubara dan kemungkinan pengembangan gas batubaranya.

GEOLOGI UMUM


Sedimentasi di Cekungan Sumatra Selatan terdapat dua satuan stratigrafi batuan yang utama selama Tersier, yaitu Kelompok Telisa dan Kelompok Palembang. Menurut Gafoer, dkk., 1986, runtunan litologi Kelompok Telisa merupakan satuan batuan yang terbentuk dalam fase genanglaut terdiri dari Fm. Talangakar dan Fm. Gumai. Sedangkan Kelompok Palembang terbentuk dalam fase susutlaut, terdiri dari Fm. Air Benakat, Fm. Muaraenim dan Fm. Kasai. Kerangka stratigrafi Cekungan Sumatra Selatan dapat dilihat pada Tabel 1.
Formasi Talangakar (Oligosen – Miosen Awal) terdiri dari batupasir gampingan, batupasir kuarsa tufaan, sebagian konglomeratan, dengan sisipan batubara, menindih tidak selaras batuan Pra-Tersier yang menunjukkan tinggian pada awal pembentukan cekungan Tersier. Proses denudasi berlangsung sampai Oligosen kemudian disusul pengendapan batuan-batuan Fm. Talangakar. Di bagian barat dan baratdaya cekungan batupasir kuarsa dalam formasi ini berkembang cukup baik.

Kemudian batuan serpih Fm. Gumai (Miosen Awal – Miosen Tengah) menindih selaras Fm. Talangakar. Setelah pengendapan Fm. Gumai yang merupakan tahap puncak genanglaut, diendapkan Fm. Airbenakat (Miosen Tengah – Miosen Akhir) sebagai hasil dari awal fase susutlaut, terdiri dari batulanau berkarbon dengan sisipan batulanau kuarsa.

Selanjutnya, Fm. Muaraenim (Miosen Akhir – Pliosen Awal) diendapkan menindih selaras Fm. Airbenakat, terdiri dari batulempung, batupasir tufaan dan sisipan batubara.

Fm. Kasai (Plio-Plistosen) menindih selaras Fm. Muaraenim, terdiri dari tufa, batulempung dan batupasir tufaan. Endapan permukaan terdiri dari endapan sungai dan endapan rawa yang luas menutupi Fm. Kasai.

Struktur Geologi
Bentuk-bentuk struktur geologi yang umum pada batuan Tersier adalah lipatan, sesar, dan kekar. Lipatan pada umumnya mempunyai arah Baratlaut - Tenggara pada batuan berumur Oligosen – Plio Plistosen.

Sesar terdiri dari sesar turun dan sesar naik. Sesar turun terdapat pada batuan yang berumur Oligosen sampai Miosen, arahnya Baratlaut – Tenggara. Sesar naik umumnya terdapat di bagian utara dan berarah Baratlaut – Tenggara dan di beberapa tempat dengan arah Timurlaut – Baratdaya dan Barat – Timur, terjadi pada batuan yang berumur sampai Plio Plistosen. Kekar yang terdapat umumnya berarah Timurlaut – Baratdaya.

Menurut Gafoer, dkk., 1986, kegiatan tektonik pada Pra Tersier sampai Tersier Awal tidak dapat diamati di permukaan. Disimpulkan bahwa jalur Palembang ke arah baratlaut merupakan suatu tinggian pada Tersier Awal. Sedangkan di sebelah selatan terbentuk depresi tempat diendapkannya rombakan batuan Pra Tersier (Fm. Lahat). Daerah tinggian dan lekukan diduga terbentuk pada masa tektonik Kapur Akhir atau Tersier Awal, dimana keduanya dibatasi oleh sesar yang berarah Baratlaut – Tenggara dan semakin aktif pada waktu pengendapan Fm. Talangakar bagian bawah.

Denudasi yang terjadi pada tinggian itu berhenti pada Oligosen Akhir dan disusul oleh pengendapan Fm. Talangakar; kemudian disusul oleh pengendapan Fm. Gumai pada waktu genanglaut mencapai puncaknya.

Kegiatan tektonik berikutnya diduga terjadi pada Miosen Tengah yang mengakibatkan terbentuknya sesar turun dengan arah Baratlaut – Tenggara.

Tektonik yang paling akhir terjadi setelah itu adalah terbentuknya sesar turun yang juga berarah Timurlaut – Baratdaya yang pada umumnya terdapat di daerah bubungan antiklin. Aktifitas tektonik ini diduga masih berlangsung hingga sekarang.

Indikasi Endapan Batubara dan Gas
Formasi Muaraenim mempunyai empat anggota berdasarkan kelompok kandungan lapisan batubara oleh Shell Mijnbouw (1978), terdiri dari bawah ke atas yaitu Anggota M1, M2, M3 dan M4. Umumnya, lapisan-lapisan batubara pada masing-masing anggota ini mempunyai nama sendiri sesuai dengan karakteristiknya. Beberapa lapisan batubara di masing-masing anggota sering dijumpai lapisan batubara tidak menerus yang disebut sebagai lapisan gantung dengan ketebalan beberapa puluh sentimeter. Di beberapa cekungan formasi pembawa batubara di Sumatra Selatan, baik anggota maupun lapisan-lapisan batubara pada masing-masing anggota tidak selalu dijumpai sebagaimana seharusnya, tergantung kepada kondisi geologi dan tektonik pada waktu pengendapannya.

Lapisan-lapisan batubara di dalam keempat anggota formasi ini dapat dijumpai di daerah penyelidikan (Sukardi, dkk., 1999). Oleh karena itu, pada semua lapisan batubara yang terdapat di daerah penyelidikan mempunyai peluang untuk menghasilkan gas methan dan atau gas karbon dioksida. Semakin tebal lapisan batubara umumnya kandungan gas juga semakin besar.

Secara teoritis semua endapan batubara mengandung gas, apakah sebagai gas bebas dalam ‘cleats/fissures’ atau gas yang terikat di atas permukaan batubara maupun di dalam pori-pori batubara. Gas ini terperangkap di dalam batubara ketika berubahnya kandungan organik sejak dari proses terbentuknya gambut hingga koalifikasi (pematangan batubara) yaitu meningkatnya kualitas batubara. Semakin tinggi tingkat kematangan batubara kandungan gas methan dalam batubara semakin meningkat.
 
HASIL DAN DISKUSI


Geologi Daerah Penyelidikan
Morfologi
Morfologi daerah penyelidikan sebagian besar merupakan daerah perbukitan bergelombang rendah dengan ketinggian sampai 75 m dan daerah pedataran dan rawa dengan ketinggian 5 - 10 m.  Satuan perbukitan bergelombang rendah sebagian membentuk pematang dengan arah utama formasi pembentuknya. Daerah pedataran rendah dan rawa umumnya terdapat di sekitar aliran sungai utama dan dataran banjir.

Stratigrafi
Di daerah penyelidikan terdapat tiga formasi utama dari yang tua ke yang lebih muda yaitu Fm. Airbenakat, Fm. Muaraenim, Fm. Kasai yang masing-masing kedudukannya selaras antara satu dan lainnya dan endapan alluvial. Stratigrafi umum daerah penyelidikan dapat dilihat pada Tabel 2.
Formasi Airbenakat (Miosen Tengah – Miosen Atas) terdiri dari batulempung berwarna abu-abu gelap kebiruan sampai abu-abu gelap kecoklatan di bagian bawah, setempat tufaan. Di bagian tengah satuan batuan disusun oleh batupasir berbutir halus – sedang berwarna abu-abu kecoklatan dan mengandung kuarsa, feldspar dan fragmen batuan lain. Di bagian atas satuan batuan disusun oleh perselingan antara batupasir, batulempung, batulanau dan serpih dengan sisipan tipis pasir kuarsa. Formasi batuan ini tidak mengandung lapisan batubara.

Formasi Muaraenim mempunyai empat anggota berdasarkan kelompok lapisan batubara sekaligus bertindak sebagai pembatasnya. Keempat anggota dalam formasi ini mulai dari bagian bawah dinamai sebagai M1, M2, M3, dan M4 dengan karakteristik masing-masing.

Anggota M1 kontak selaras dengan Fm. Airbenakat yang berada di bawahnya sebagai dasar lapisan batubara bagian terbawah (Lapisan I, Keladi). Litologi Anggota M1 disusun oleh perulangan antara batupasir, batulanau, batulempung dan batubara. Warna batuan umumnya abu-abu kehijauan dan coklat kekuningan serta struktur lentikular umum dijumpai dalam batulempung. Anggota ini mengandung dua lapisan batubara yaitu Lapisan I (Keladi) dan Lapisan II (Merapi). Lapisan II biasanya menerus dan sebaliknya pada  Lapisan I.

Anggota M2 disusun oleh perselingan antara batulempung, batupasir dan batulanau dan mengandung tiga lapisan batubara. Batulempung berwarna abu-abu tua hingga coklat tua, kompak, dijumpai nodul-nodul batubesi. Batupasir berwarna abu-abu kehijauan hingga ke abu-abu tua. Agak kompak, berlapis baik, struktur silang-siur, berbutir halus – sedang, mengandung material karbon serta glaukonitan. Batulanau berwarna abu-abu kehijauan, kompak, berlapis baik dan mengandung nodul-nodul batubesi. Anggota ini mengandung tiga lapisan batubara yaitu Lapisan III (Petai), Lapisan IV (Suban) dan Lapisan V (Mangus). Batas bawah Anggota M2 berada pada dasar Lapisan III (Petai) dan batas atasnya pada atap Lapisan V (Mangus).

Bagian bawah Anggota M3 merupakan atap (roof) dari batubara Lapisan V (Mangus) dan batas atasnya adalah dasar dari batubara Lapisan VI. Anggota formasi ini dibangun oleh batupasir dan batulempung berwarna abu-abu muda sampai warna hijau tua dan coklat tua, kompak, struktur lentikuler umum, mengandung banyak material karbon dan nodul-nodul batubesi. Batulempung adalah sebagai pengapit batubara. Lapisan batubara dalam anggota ini terdapat dua lapisan (Lapisan Burung dan Lapisan Benuang) dan kurang berkembang baik.

Anggota M4 mengandung tiga lapisan batubara, dua diantaranya agak tipis dan satu lainnya agak tebal. Batas bawah anggota ini berada pada atap Lapisan VI dan batas bagian atas merupakan atap (roof) lapisan batubara paling atas yaitu Lapisan Niru. Satuan ini disusun oleh batupasir, batulanau, batulempung dan lapisan-lapisan batubara. Batupasir lebih dominan, berwarna abu-abu terang, rapuh, berbutir halus sampai kasar, terpilah baik kadang-kadang konglomeratan, berlapis baik. Batulanau berwarna abu-abu terang, kompak dan sebagian getas, laminasi paralel, mengandung jejak tetumbuhan. Batulempung sampai batulempung karbonan berwarna abu-abu kecoklatan, lunak – kompak, laminasi paralel. Batulempung dan batulanau sebagai pengapit lapisan batubara. Material volkanik (tufan) semakin meningkat ke arah atas.

Formasi Kasai (Pliosen) diendapkan selaras di atas Fm. Muaraenim, tersusun oleh batulempung tufaan berwarna biru kehijauan dan kebiruan, dan batupasirtufaan berwarna hijau sampai ke batuapung.

Endapan Alluvium terdiri dari endapan rombakan sungai dan rawa berupa pasir lepas, lumpur dan kerikil. Sebagian merupakan rombakan dari Fm. Kasai.

Struktur Geologi
Struktur geologi terdiri dari struktur lipatan dan sesar. Struktur lipatan regional membentuk antiklinorium yang disebut sebagai Antiklin Tamiang dan Antiklin Bentayan yang bersumbu Baratlaut - Tenggara. Struktur ini merupakan bagian dari sistem lipatan yang terdapat di komplek Palembang Utara.

Masing-masing antiklin mempunyai sayap yang tidak simetris, dimana sayap bagian utara/ timurlaut mempunyai kemiringan rata-rata 25o–45o, sedangkan sayap bagian selatan/baratdaya mempunyai kemiringan 5o. Sesar utama memotong sumbu antiklin membentuk sesar geser dan atau sesar normal. Di daerah Simpang Tungkal/ risik dijumpai sesar geser.

Struktur lipatan yang terbentuk pada Plio-Plistosen diikuti oleh beberapa struktur sesar, baik sesar mendatar maupun sesar normal dengan pergeseran lemah. Sesar utama umumnya memotong sumbu antiklin membentuk sesar geser dan sesar normal.
Pemboran Batubara
Pemboran inti untuk mendapatkan conto-conto batubara dilakukan pada dua titik bor, yaitu lobang bor TBM-01 dan TBM-02. Kedalaman masing-masing titik bor tersebut mencapai 100 m. Pemilihan kedua titik ini adalah untuk mendapatkan lapisan batubara pada Anggota M2.

Dari hasil pemboran ditemukan 4 (empat) lapisan batubara pada titik bor TBM-01 dengan ketebalan 0,20 – 7,65 m. Pada titik bor TBM-02 ditemukan 10 (sepuluh) lapisan batubara dengan ketebalan mulai dari 0,35 – 2,60 m. Lapisan batubara yang paling tebal terdapat pada titik bor TBM-01 pada kedalaman 44,35 – 52,00 m, setebal 7,65 m (Gambar 3).

Kualitas Batubara
Batubara yang dianalisis sebanyak 8 (delapan) conto adalah conto batubara yang kandungan gasnya telah diukur. Hal ini dilakukan untuk melihat apakah ada hubungan antara kualitas batubara dan kandungan gas batubara.

Data kualitas batubara dapat dilihat pada Tabel 3.  Nilai kalori batubara berkisar dari 5.199 – 5.838 kal/gr (adb), menunjukkan bahwa batubara dapat diklasifikasi sebagai ‘low – medium rank coal’. Kandungan abu berkisar antara 5,29 – 9,75% dan sulfur total 0,61 – 2,81%. Total moisture (ar) cukup tinggi berkisar dari 44,14 – 51%, demikian juga kandungan zat terbang, 40,88 – 45,13%.

Kandungan abu diduga terjadi sejak awal proses pembentukan batubara mulai dari gambut hingga   batubara yang dipengaruhi oleh lingkungan sekitar.

Sumber Daya Batubara
Menurut Tobing, S. M., (2007) potensi sumber daya batubara pada semua anggota Fm. Muaraenim sampai kedalaman 300 m sebesar 488.561.656 ton (hipotetik). Sumber daya batubara pada Anggota M2 adalah sebesar 178.497.200 ton (hipotetik).

Oleh karena pemboran batubara hanya dilakukan pada dua titik bor dan perhitungan sumber daya batubara (pada M2) dipersempit pada kedua titik ini dengan luas pengaruh sepanjang arah jurus lapisan batubara sekitar 1.000 m dan kedalaman sampai 200 m, diperoleh sumber daya batubara sekitar 31,792 juta ton.

Pengukuran Gas
Pengukuran kandungan gas dilakukan dengan menggunakan metode USGS.

Hasil pengukuran dari metode ini merupakan penjumlahan antara ‘lost gas’ (Q1), ‘measured gas’ (Q2) dan ‘residual gas’ (Q3). Secara matematis diuraikan dengan rumus:


                    QT = Q1 + Q2 + Q3

dimana,

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)

Sebanyak 21 conto batubara telah dilakukan pengukuran kandungan gasnya. Dari conto tersebut 2 (dua) conto batubara diambil dari sumur bor TBM01 dan sisanya sebanyak 19 conto batubara berasal dari sumur TBM02.

Hasil perhitungan (dalam satuan sentimeter kubik atau cc) untuk setiap conto batubara tersebut dapat dilihat pada Tabel 4.

Hasil total pengukuran kandungan gas untuk setiap conto batubara kemudian dilakukan perhitungan untuk menentukan kandungan gas per satuan berat batubara (dalam satuan cm3/gram). Hasil dari perhitungan ini dapat dilihat pada Tabel 5.

Selain pengukuran total kandungan gas yang terdapat pada setiap conto batubara, analisis komposisi gas dilakukan dengan menggunakan alat gas chromatography.

Hasil analisa komposisi gas setiap conto batubara  dapat dilihat pada Tabel 5 dan Gambar 4. Dari Tabel 5 dapat dilihat bahwa semakin dalam posisi lapisan batubara, komposisi gas methane semakin berkurang. Secara teoritis semakin dalam posisi batubara semakin banyak kandungan gas methanenya. Di daerah penyelidikan dapat dikatakan bahwa tidak ada korelasi positip antara besarnya kandungan gas dan kedalaman lapisan batubara. Dengan kata lain bahwa komposisi gas methane ’cenderung’ berkurang seiring dengan bertambahnya kedalaman batubara.

Dugaan ini dapat terjadi dan dimungkinkan karena conto batubara yang dimasukkan ke dalam canister tidak seluruhnya dalam keadaan utuh sehingga mempengaruhi pengukuran komposisi gasnya. Pengukuran komposisi gas methane di daerah Tamiang dapat dilihat pada Gambar 4. Analisa komposisi gas tidak dilakukan terhadap semua conto, akan tetapi hanya beberapa conto batubara yang dapat mewakili setiap lapisan batubara.

Setelah pengukuran komposisi gas dilakukan, pengukuran gas per conto batubara dilakukan kembali. Berbeda dengan pengukuran kandungan gas perconto batubara yang pertama, pengukuran yang kedua didapatkan kandungan gas berdasarkan komposisinya. Secara teknis perhitungan kandungan gas ini didasarkan pada perhitungan matematis yang sederhana dimana hasil kandungan gas per conto batubara yang pertama dikalikan dengan komposisi dari masing-masing gas hasil pengukuran di laboratorium. Pengukuran kandungan gas per conto batubara yang kedua ini juga tidak semua di lakukan terhadap conto batubara dan hanya dilakukan terhadap beberapa conto batubara saja. Hal ini dilakukan karena hasil pengukuran kandungan gas tersebut dianggap telah mewakili setiap lapisan batubara yang ada di daerah penyelidikan.

Tabel 6 menggambarkan hasil perhitungan komposisi gas di setiap kedalaman. Hasil perhitungan komposisi gas pada Tabel 7 merupakan rangkaian akhir dari perhitungan kandungan gas dalam batubara. Dalam tabel ini terlihat bahwa kandungan gas methane terbanyak sebesar 0,00509 cc/gr atau setara dengan 0.177248 ft3/ton ada di canister TBM02-B07 pada kedalaman batubara 77,60 – 78,00 m. Setelah perhitungan selesai, perhitungan kembali dilakukan untuk mengetahui sumber daya gas methannya.

Perhitungan sumber daya gas methan hanya di fokuskan pada kedua titik bor (lapisan batubara M2) seperti yang terlihat pada Tabel 8.

Dari Tabel 8 dapat dilihat bahwa di dalam batubara sebesar 31,792 juta ton (in situ) terdapat gas methan (CH4) sebesar 258.081,98 m3; gas N2 sebesar 5.683.166,25 m3; dan gas CO2 sebesar 167.363,31 m3.

Hasil analisis kandungan gas batubara dalam lapisan batubara ini (M2) relatif sangat kecil. Keadaan ini mungkin terjadi oleh karena proses pembentukan gas masih belum optimal karena kedalaman lapisan batubara relatif masih dangkal (<100 m). Kondisi lain adalah adanya kebocoran gas pada canister, atau pengambilan conto batubara dari ‘core barrel’ tidak sempurna demikian juga dengan kondisi fisik batubara yang hancur/pecah.
 
KESIMPULAN DAN SARAN

Hasil pemboran dalam batubara dan gas di daerah Tamiang, Kabupaten Musi Banyuasin, Provinsi Sumatra Selatan dapat disimpulkan sebagai berikut:
  1. Target lapisan batubara untuk analisis gas adalah pada Anggota M2 Fm. Muaraenim.
  2. Kedalaman 2 (dua) lobang bor masing-masing mencapai 100 m. Dijumpai 10 lapisan batubara pada titik bor TBM-02 dengan ketebalan bervariasi dari 0,35 – 7,65 m.
  3. Besarnya sumber daya batubara M2 di titik TBM-01 dan TBM-02 dengan panjang lapisan batubara 2 km sampai kedalaman 200 m adalah 31,792 juta ton dan kandungan gas CH4 sebesar 258.081,98 m3.
  4. Andaikan total sumber daya batubara pada Anggota M2 di daerah penyelidikan sebesar 178.497.200 ton, maka kandungan gas yang terdapat di dalamnya hanya sekitar 1.449.009,52 m3 gas CH4 (gas in place).
  5.  Eksplorasi batubara dan gas dengan metoda pemboran dalam (>300 m) di daerah penyelidikan perlu dipertimbangkan untuk mendapatkan data sebaran dan sumber daya batubara, termasuk besarnya kandungan gas dalam batubara khususnya di daerah bagian Utara - Timurlaut dimana kemiringan lapisan batubara >30o.
  6. Analisis petrografi organik diperlukan sebagai komplemen untuk menentukan ‘rank’ dan besaran kandungan maseral batubara.
  7. Dalam eksplorasi gas dalam batubara melalui pemboran inti perlu diperhatikan bahwa ‘core recovery’ conto sebaiknya mencapai 100% dalam keadaan utuh dan sempurna dengan ukuran conto HQ. Disarankan untuk memakai ‘core barrel triple tube’ untuk mendapatkan conto yang lebih utuh dan baik.
  8. Kedalaman pemboran batubara sebaiknya antara >300 – 1.000 m. Karena pemboran yang lebih dalam akan mengurangi lepasnya gas batubara ke atmosfir. Tingginya temperatur gradien mengurangi ‘sorption capacity’ batubara