Evaluasi Gas Metana Batubara Pada Formasi Balikpapan Cekungan Kutai

Transkripsi

1 Evaluasi Gas Metana Batubara Pada Formasi Balikpapan Cekungan Kutai Nurul amalia Pusat Studi Energi UNPAD Abstrak Coalbed Methane (CBM) adalah salah satu unconventional sources yang mulai dikembangkan di Indonesia yang berasal dari gas yang tersimpan dalam. Salah satu komponen penting dalam prediksi awal potensi CBM adalah besaran sumberdaya dan cadangannya. Metoda perhitungan sumberdaya dan cadangan CBM yang biasa digunakan adalah metoda volumetrik Berdasarkan analisis system tract, Formasi Balikpapan terletak pada highstand system tract I, transgressive system tract II, dan highstand system tract II. Formasi Balikpapan berdasarkan sumur N13 terdapat pada kedalaman m yang kemudian dibagi menjadi 3 zona yaitu zona A berdasarkan highstand system tract II, zona B berdasarkan transgressive system tract II, dan zona C berdasarkan highstand system tract I. Struktur geologi yang berkembang yaitu adanya perlipatan, sesar normal, dan kubah Pinang Analisis properti diketahui hasil nilai total gas content zona A sebesar 83 scf/ton, zona B sebesar 141 scf/ton, zona C sebesar 225 scf/ton dengan derajat berupa high bituminous C- high bituminous B (Coal Classification, Ward 1984). Berdasarkan hasil perhitungan properti zona A, B, dan C dapat diketahui sumberdaya gas metana dengan interval kedalaman m yang terkandung (gas inplace) sebesar 26.7 Bcf (billion cubic feet) Kata Kunci : Coalbed methane, Gas content, Analisis proximate, Perhitungan sumberdaya /cadangan 1. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Indonesia merupakan negara ke-enam terbesar untuk cadangan gas metana Potensi gas metana di Indonesia yang cukup besar yaitu 450 TCF 1.2 Tujuan Penelitian 1. Identifikasi reservoir gas metana 2. Menganalisa properti dan kualitas 3. Mengidentifikasi struktur geologi 4. Menghitung potensi sumberdaya gas metana secara volumetrik 5. titik lokasi sumur eksplorasi 2. ISI MAKALAH 2.1 Tinjauan Pustaka Cekungan kutai merupakan cekungan tersier tertua dan terdalam di Indonesia. Cekungan kutai terdapat di timur kalimantan. Luasnya mencapai km persegi dan kedalamannya meter. 5

2 molekul yang menempel pada micropori, sebagai free gas pada mesopori, dan molekul yang larut dalam air. Gambar 1. Lokasi Penelitian pada Kutei Basin (modifikasi dari Nuay dkk, 1985) Adapun stratigrafi yang berkembang pada daerah penelitian dari batuan yang berumur tua yaitu Bebulu Group, Balikpapan Group, Kampung Baru Group, dan Mahakam Group. Dengan formasi pembawa yaitu formasi Balikpapan. Gambar 2. Stratigrafi Cekungan Kutai (Edward Marks. et al.1982) Gas Metana Batubara (GMB) atau biasa disebut dengan Coal Bed Methana (CBM) adalah gas metana (CH4)/rawa dangkal (shallow gas) yang terperangkap dan terakumulasi di dalam pori-pori selama masa peman. Gas Metana terbentk melalu 2 tahap yaitu tahap biogenik dengan kisaran nilai Ro < 0.4 % dan tahap thermogenik dengan nilai Ro> 0.4% yang kemudian terperangkap dalam 3 bentuk yaitu Gambar 3. Diagram hubungan coal rank dengan gas metana yang terbentuk (kiri), Pori yang terbentuk pada sebagai tempat terakumulasinya gas metana (kanan) (Handout Indonesia CBM course,dr Mohinudeen Faiz, 2008) Potensi Coalbed Methane dapat dihitung berdasarkan beberapa faktor seperti, tebal lapisan, luas penyebaran lapisan, densitas,serta kandungan gas yang terperangkap. Secara sederhana dirumuskan sebagai : G = x A x h x p x Gc Dimana : G = Sorbed Gas in Place A = Dranage Area h = Gross Thickness P = Average Density Gc = Average Gas Content 6

3 2.2 Metode Penelitian Studi Pustaka Pengumpulan Data Analisis Sikuen Analisis Seismik Analisis Proximate system tract Batas Sikuen Fault Picking Horizon Perhitungan properti Perhitungan total gas content Depth Structure Map dan Isopach Map Sweetspot Perhitungan Resources Gambar 4. Metode Penelitian Data yang digunakan pada penelitian ini yaitu : 1. Lima buah sumur (N10, N11, N12, N13, dan N14) 2. Data logging (log GR, log Rhob, log DT ) 3. Data laboratorium (proximate analisis dan gas content) 4. Data line seismik sebanyak 7 line 5. Menggunakan software Petrel 2.3 Pembahasan Analisis System Tract batas sikuen itu sendiri dibatasi oleh ketidakselarasan dan keselarasan padanannya (correlative conformity), yaitu bidang keselarasan yang merupakan kelanjutan dari bidang ketidakselarasan tersebut (Mitchum, 1977). Adapun parameter-parameter yang digunakan untuk mengetahui keterdapatan adalah log densitas (density),), dan log radioaktif (gamma-ray). Gambar 5. Analisis System Tract pada Sumur N13 (kiri) dan sumur N14 (kanan) Analisis Struktur Geologi Pada daerah penelitian ini terdapat 3 macam struktur geologi yang berkembang yaitu perlipatan, sesar normal dan adanya kubah Pinang. Perlipatan berkembang pada bagian utara dengan sumbu berarah barat-timur sedangkan sesar normal berkembang pada bagian utara-selatan daerah penelitian. 7

4 1. Hasil Penelitian Gambar 6. Line seismik yang menunjukkan adanya perlipatan pada bagian utara daerah penelitian Analisis Properti Batubara Analisis proximate dilakukan untuk mengetahui kadar prosentasi ash, moisture, volatile matter, dan fixed carbon dari sample. Namun sebelumnya dalam perhitungan properti, dibagi menjadi 3 zona sesuai analisis system tract yang telah dilakukan. Adapun diagram gas content dan properti pada zona A, B dan C dibawah ini : Luas Area Zona A acre Luas Area Zona B acre Luas Area Zona C acre Gambar 8. Peta Sweetspot untuk Zona A (kiri), Zona B (tengah), dan Zona C (kanan) rujukan untuk lokasi sumur eksplorasi berdasarkan peta ketebalan (isopach map) dan peta sweetspot (cut off m) yaitu pada bagian baratlaut dan timur dimana pada bagian ini lapisan memiliki ketebalan yang lebih jika dibandingkan dengan daerah lain Tabel 1. Perhitungan Gas In-Place Zona Gas Area Net to area Average Density content GIP Zone *NTG thickness (MMscf) Zone (acre) (scf/ton) Gross (ft) (g/cm3) A B C Total A B C Gambar 7. Perbandingan properti pada zone A, B, dan C 2. PENUTUP 1. Formasi balikpapan merupakan formasi pembawa yang terletak pada lower cekungan kutai. Formasi balikpapan memiliki batas antara maximum flooding surface (bottom), highstand system tract I, maximum flooding surface II, dan highstand system tract II (top) 2. Formasi balikpapan dibagi menjadi 3 zona yaitu zoan A, zona B, dan zona C. Zona A terdpat pada HST II, Zona B terdapat pada TST II, dan Zona C pada HST I. 3. Total gas content sebanding dengan meningkatnya kedalaman dimana Zona C memiliki total gas content paling tinggi dengan coal rank yaitu high 8

5 volatile bituminus C- high bituminus C dengan nilai Ro antara % 4. Terdapat 3 jenis struktur geologi yang berkembang yaotu perlipatan, sesar normal yang berarah timurlaut - baratdaya dan diapir yang berkembang pada bagian utara 5. Berdasarkan perhitungan Gas In Place Zona A, B dan C memiliki total resources sebesar 26.7 Bcf dengan cut off kedalaman m DAFTAR PUSTAKA [1]. Rogers Rudy, Muthukumarappan Ramurthy, Gary Rodvelt, and Mike Mullen 2007,Coalbed Methane Principles and Practices third Edition, Starkville: Oktibbeha Publishing LLC. [2]. Dawson, F.M., Marchioni, D.L., Anderson, T.C. and McDougall, W.J. (2000): An Assessment of Coalbed Methane Exploration Projects in Canada, Geological Survey of Canada, Bulletin 549. [3]. Vail, P.R., 1987, Seismic Stratigraphy Interpretation Using Sequence Stratigraphy, Part I; Seismic Stratigraphy Interpretation Procedure, Dorothy Farris lapidus, Physical & Chemical Features of The Rock. Collins Dictionary of Geology [4]. Huang, Suriamin, Feb 2012, An Overview of Coalbed Methane, Bandung [5]. Sukandarrumidi Batubara dan Gambut. Universitas Gajah Mada, Yogjakarta [6]. Handout Indonesia CBM course, Dr Mohinudeen Faiz,