Digital 20312297 S43465 Perhitungan Volume

8/17/2019 Digital 20312297 S43465 Perhitungan Volume

1/75

UNIVERSITAS INDONESIA

PERHITUNGAN VOLUME BATUBARA BERDASARKAN

DISTRIBUSI LITHOFASIES STUDI KASUS : FORMASI

MUARA ENIM LAPANGAN “P” RIAU

SKRIPSI

WILLEM THUNGGARA

0706262893

DEPARTEMEN FISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM


DEPOK

JUNI 2012

Perhitungan volume..., Willem Thunggara, FMIPA UI, 2012


2/75

xiv


PERHITUNGAN VOLUME

BATUBARA BERDASARKAN

DISTRIBUSI LITHOFASIES STUDI KASUS : FORMASI

MUARA ENIM LAPANGAN “P” RIAU

SKRIPSI

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar sarjana sains

WILLEM THUNGGARA

0706262893

DEPARTEMEN FISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM


DEPOK

JUNI 2012



3/75

ii

HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS

Skripsi ini adalah hasil karya sendiri,

dan semua sumber baik yang dikutip maupun dirujuk

telah saya nyatakan dengan benar.

Nama : Willem Thunggara

NPM : 0706262893

Tanda Tangan :

Tanggal : 13 Juni 2012



4/75

iii

HALAMAN PENGESAHAN

Skripsi ini diajukan oleh

Name : Willem Thunggara

NPM : 0706262893

Program Studi : FisikaJudul : Perhitungan volume batubara berdasarkan distribusi

lithofasies studi kasus : Formasi Muara Enim Lapangan

“P” Riau

Telah berhasil dipertahankan di hadapan Dewan Penguji dan diterima sebagai

bagian persyaratan yang diperlukan untuk memperoleh gelar Sarjana Sains pada

Program Studi Fisika, Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan AlamUniversitas Indonesia

DEWAN PENGUJI

Pembimbing : Dr. rer. nat. Abdul Haris (……………………………)

Penguji I : Dr. Eng. Supriyanto S. (……………………………)

Penguji II : Dr. Dede Djuhana (……………………………)

Ditetapkan di : Depok

Tanggal : 13 Juni 2012



5/75

iv

KATA PENGANTAR

Puji serta syukur kepada Tuhan Yesus Kristus yang telah melimpahkan rahmat

dan karunia-Nya kepada penulis sehingga penulis boleh menyelesaikan tugas

akhir yang berjudul : “Perhitungan volume batubara berdasarkan distribusi

lithofasies studi kasus : Formasi muara enim Lapangan “P” Riau” dengan baik.

Laporan tugas akhir ini disusun sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar

sarjana dari Departemen Fisika, Universitas Indonesia. Selama penulisan mulai

dari awal hingga laporan ini selesai tidak lepas dari bantuan dan bimbingan dari berbagai pihak. Oleh karena itu penulis mengucapkan banyak-banyak terima kasih

kepada :

1. Kedua orang tua yang telah memberikan semuanya selama masa

perkuliahan sampai tugas akhir ini selesai, baik dari segi moril maupun

materil.

2. Bapak Dr. rer. nat. Abdul Haris, selaku Pembimbing Tugas Akhir yang

telah memberikan arahan, bimbingan, dan pengertian kepada penulis.

3. Bapak Dr. Santoso, selaku ketua Departemen Fisika FMIPA UI.

4. Bapak Dr. Syamsu Rosid, selaku Ketua Program peminatan Geofisika

FMIPA UI dan sekaligus pembimbing akademis penulis.

5. Yella Thunggara, Wilsen Thunggara dan Willyandro Thunggara yang

selalu memberikan dukungan dan masukan selama masa pengerjaan tugas

akhir.

6.

Sdr. Ng Bei Berger M.Si, Sdr. Aryo Aviarto, S.Si, Sdr. Erlangga Wibisono

S.Si, Amar, Apip yang telah banyak membantu dan memberikan masukan

kepada penulis.

7. Rekan seperjuangan Puri : Byantara hermansyah, semok, homo, genggong,

muladay, tom lae, ucup gila.

8. Teman-teman “LASKAR FIVE”.



6/75

v

9. Anak-anak Pondok Cening : palgun, gembul, ojan.

10. Teman-teman angkatan 2006, 2007, 2008 dan seluruh keluarga besar fisika

yang tidak dapat disebutkan satu persatu karena terlalu banyak.

11.

Jajaran karyawan Departemen Fisika UI, atas bantuan teknis yang penulis

peroleh selama menjadi mahasiswa Fisika UI.

12. Semua pihak yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu, terima kasih

banyak atas dukungannya.

Sekali lagi terima kasih banyak, semoga kebaikan kalian semua dibalas dengan

lebih baik oleh Tuhan Yang maha Esa. Penulis menyadari bahwa laporan ini

masih jauh dari kata sempurna, maka dari saran dan kritik dari semua yang

membaca laporan ini sangatlah diperlukan demi perbaikan penulis dimasa yang

akan datang. Akhir kata semoga laporan ini membawa manfaat bagi semua

pembaca pada umumnya dan penulis pada khususnya.

Depok, Juni 2012

Penulis



7/75

vi

HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI

TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS

Sebagai sivitas akademik Universitas Indonesia, saya yang bertanda tangan di bawah ini:

Nama : Willem Thunggara NPM : 0706262893Program Studi : GeofisikaDepartemen : FisikaFakultas : Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam

Jenis karya : Skripsi

demi pengembangan ilmu pengetahuan, menyetujui untuk memberikankepada Universitas Indonesia Hak Bebas Royalti Noneksklusif ( Non-exclusive

Royalty Free Right ) atas karya ilmiah saya yang berjudul :

PERHITUNGAN VOLUME BATUBARA BERDASARKAN DISTRIBUSI

LITHOFASIES STUDI KASUS : FORMASI MUARA ENIM LAPANGAN

“P” RIAU

beserta perangkat yang ada (jika diperlukan). Dengan Hak Bebas Royalti Noneksklusif ini Universitas Indonesia berhakmenyimpan,mengalihmedia/format-kan, mengelola dalam bentuk pangkalandata (database), merawat, dan memublikasikan tugas akhir saya selama tetapmencantumkan nama saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik HakCipta.

Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya.

Dibuat di : Depok

Pada tanggal : 13 Juni 2012Yang menyatakan

(Willem Thunggara)



8/75

vii

ABSTRAK

Nama : Willem Thunggara

Program Studi : S-1 (Reguler) Fisika

Judul : Perhitungan Volume batubara Berdasarkan Distribusi

Lithofasies Studi Kasus : Formasi Muara Enim Lapangan “P”

Riau

Pemetaan distribusi lithofasies dari lapisan batubara telah berhasil dilakukan pada

formasi Muara Enim Lapangan “P” Riau. Studi ini mengacu pada data sumur dan

data seismik 2D. 19 sumur utama dengan kedalaman 400 ft dan satu sumur

pendukung dengan kedalaman 2000 ft. 3 line seismik 2D digunakan sebagai

koreksi lateral daerah studi. Pemetaan distribusi lithofasies ini merupakan cara

yang cukup baik untuk menentukan persebaran lateral batubara. Persebarannya

dapat dilihat dengan melakukan beberapa langkah yaitu melakukan pemodelan

dari sebaran fasies batubara. Pemodelan ini didasarkan pada data sumur dan data

seismik, yang pada tahapannya menghasilkan marker geologi, struktur waktu dan

juga struktur kedalaman. Kemudian dari struktur waktu dibuat 4 zona batubara

dan lapisan dari tiap zona yang akan dihitung volumenya. Setelah persebaran dari

batubara sudah dapat dimodelkan, maka selanjutnya dilakukan proses perhitungan

volume batubara untuk tiap lapisannya berdasarkan batasan daerah penelitian,

ketebalan tiap lapisan dan juga persentase batubara pada tiap lapisannya.

Kata Kunci : lithofasies, volume, batubara, sumur.

xv + 54 halaman ; 32 gambar

Daftar Pustaka : 17 (1968-2011)



9/75

viii

ABSTRACT

Name : Willem Thunggara

Major : S-1 (Reguler) Fisika

Title : The Calculations of Coal Volume Based on Lithofacies

Distribution Case Study : Muara enim Formation Field “P” Riau

Lithofasies distribution mapping of coal seams have been successfully performed

in the formation of Muara Enim Field "P" Riau. The study is based on well data

and 2D seismic data. 19 main wells with a depth of 400 ft and a support wells

with a depth of 2000 ft. 3 2D seismic line is used as a correction of the lateral

study area. Lithofasies distribution mapping is good enough way to determine the

lateral distribution of coal. The distribution can be viewed with doing several

steps that perform modeling of coal facies distribution. This modeling is based on

well data and seismic data, which in geological marker of subsequent yield, time

structure and also the depth of the structure. Then from the structure of the coal

zone and made 4 layering of each zone to be calculated volume. After the

distribution of coal is to be modeled, then the calculation process is performed for

each layers of coal volume based on boundary study area, the thickness of each

layer and also the percentage of coal in each layer.

Keywords : lithofacies, volume, coal, well.

xv + 54 pages ; 32 pictures

Bibliography : 17 (1968-2011)



10/75

ix

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL ……………………………………………………… .......... ii

HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS ................................................. iii

HALAMAN PENGESAHAN ........................................................................... iiiv

KATA PENGANTAR ........................................................................................ iv

HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI ............................ vi

ABSTRAK ........................................................................................................ vii

ABSTRACT ..................................................................................................... viii

DAFTAR ISI ...................................................................................................... ix

DAFTAR GAMBAR ......................................................................................... xii

DAFTAR TABEL ............................................................................................. 14

BAB 1 PENDAHULUAN ................................................................................... 1

1.1 Latar Belakang ...................................................................................... 1

1.2 Tujuan Penelitian .................................................................................. 2

1.3 Batasan Masalah ................................................................................... 3

1.4 Metodologi Penelitian ........................................................................... 3

1.5 Sistematika Penulisan............................................................................ 4

BAB 2 TINJAUAN UMUM KONDISI GEOLOGI REGIONAL ......................... 5

2.1 Geologi Regional .................................................................................. 5

2.2 Geologi Struktur Cekungan Sumatera Selatan ....................................... 7

2.3 Stratigrafi Struktur Cekungan Sumatera Selatan .................................... 8

2.3.1 Batuan Dasar ( Basement ) ............................................................ 8

2.3.2 Formasi Lahat ............................................................................. 9

2.3.3 Formasi Talang Akar ................................................................... 9

2.3.4 Formasi Batu Raja ..................................................................... 10

2.3.5 Formasi Gumai .......................................................................... 11



11/75

x

2.3.6 Formasi Air Benakat ................................................................. 11

2.3.7 Formasi Muara Enim ................................................................. 11

2.3.8 Formasi Kasai ........................................................................... 12

BAB 3 TEORI DASAR ..................................................................................... 14

3.1 Pengertian Batubara ............................................................................ 14

3.2 Proses Pembentukan Batubara ............................................................. 15

3.2.1 Tahap Pembentukan Gambut (Peat ) dari tumbuhan (Peatification)

......................................................................................................... 15

3.2.2 Tahap pembentukan batubara dari gambut (coalification) .......... 16

3.3 Maseral pada Batubara ........................................................................ 17

3.4 Data Log Sumur Pemboran (Well Log) ................................................ 19

3.4.1 Log Gamma Ray (GR) .............................................................. 19

3.4.2 Log Spontaneous Potensial (SP) ................................................ 20

3.4.3 Log Resistivity ........................................................................... 20

3.4.4 Log Density ............................................................................... 20

3.4.5 Log Neutron .............................................................................. 21

3.4.6 Log Sonik .................................................................................. 22

BAB 4 PENYAJIAN DAN PENGOLAHAN DATA ......................................... 23

4.1 Penyajian Data .................................................................................... 23

4.1.1 Data Log Sumur ........................................................................ 23

4.1.2 Data seismik .............................................................................. 24

4.1.3 Geologi Regional ...................................................................... 25

4.1.4 Data Checkshot ......................................................................... 25

4.2 Pengolahan data .................................................................................. 26

4.2.1 Analisis Data Log ...................................................................... 26

4.2.2 Korelasi antar sumur ................................................................. 26

4.2.3 Picking Horizon ........................................................................ 33



12/75

xi

4.3 Pemodelan Struktur ............................................................................. 34

4.3.1 Pillar Gridding .......................................................................... 34

4.4 Peta Struktur ....................................................................................... 35

4.41 Peta Struktur Waktu ................................................................... 35

4.4.2 Peta Struktur Kedalaman ........................................................... 38

4.5 Pembuatan Zona dan Perlapisan .......................................................... 41

BAB 5 HASIL DAN PEMBAHASAN .............................................................. 42

5.1 Pemodelan .......................................................................................... 42

5.1.1 Pemodelan geometri .................................................................. 42

5.1.2 Scale up data log ....................................................................... 43

5.1.3 Pemodelan lithofasies ................................................................ 45

5.1.4 Analisa pemodelan .................................................................... 47

5.2 Perhitungan volumetrik ....................................................................... 49

BAB 6 KESIMPULAN DAN SARAN .............................................................. 51

6.1 Kesimpulan ......................................................................................... 51

6.2 Saran...... ............................................................................................. 51

DAFTAR ACUAN ............................................................................................ 53

LAMPIRAN



13/75

xii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Lokasi cekungan Sumatera Tengah dan Sumatera Selatan ............... 5

Gambar 2.2 Peta daerah penelitian ...................................................................... 6

Gambar 2.3 Kolom stratigrafi sub-cekungan Palembang Selatan (Modifikasi dari

Sardjito dkk, 1991). ........................................................................................... 13

Gambar 3.1 Klasifikasi Maseral (dalam Part II Coal, Reservoir Issue menurut

Crain.E. R. (Ross),P.Eng, 2010,) ........................................................................ 19

Gambar 4.1 Tampak burung line seismik .......................................................... 25

Gambar 4.2 Peta basemap daerah penelitian ..................................................... 26

Gambar 4.3 (a) Poligon section 1 (b) Stratigrafi section 1 ................................. 29






Gambar 4.9 Picking horizon ............................................................................. 35

Gambar 4.10 Hasil pembuatan pillar gridding ................................................... 36

Gambar 4.11 Peta struktur waktu horizon 4 ...................................................... 37




Gambar 4.15 Peta struktur kedalaman Horizon 4 .............................................. 39



Gambar 4.18Peta struktur kedalaman Horizon 1 ............................................... 41

Gambar 4.19 Hasil layering .............................................................................. 42

Gambar 5.1 Bulk volume .................................................................................. 43



14/75

xiii

Gambar 5.2 Hasil upscaled untuk beberapa sumur ............................................ 44

Gambar 5.3 Histogram hasil scaled up untuk semua sumur ............................... 45

Gambar 5.4 Variogram coal 5 .......................................................................... 46

Gambar 5. 5 Variogram coal 6.......................................................................... 46



Gambar 5.8 Hasil pemodelan lithofasies pada batasan daerah penelitian ........... 48

Gambar 5.9 Histogram coal 5 (a), coal 6 (b), coal 7 (c) dan coal (8) ................ 49



15/75

xiv

DAFTAR TABEL

Tabel 4.1 Sumur utama ..................................................................................... 24

Tabel 4.2 Sumur pendukung .............................................................................. 25

Tabel 5.1 Perhitungan volume dar tiap lapisan batubara .................................... 50



16/75

1 Universitas Indonesia

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Minyak dan gas bumi merupakan sumber daya alam dan merupakan salah satu

penyumbang devisa negara. Berbagai macam kegiatan eksplorasi telah dilakukan

untuk mendapatkan sumber minyak dan gas bumi yang baru dan ekonomis untuk

kemudian diproduksi, ataupun dengan meningkatkan perolehan minyak dan gas

bumi dari sumur-sumur minyak dan gas bumi yang sudah ada.

Mengingat pentingnya minyak dan gas bumi bagi kelangsungan hidup manusia,

maka perlu dipertimbangkan bagaimana caranya agar kita dapat menemukan

kandungan minyak dan gas bumi yang baru dan prospek untuk diproduksi.

Kandungan minyak dan gas bumi di bumi ini semakin lama semakin menipis

karena minyak dan gas bumi merupakan salah satu sumber kekayaan alam yang

tidak dapat diperbaharui, Sehingga perlu dilakukan estimasi cadangan

hidrokarbon pada reservoir. Maka kita dapat memprediksikan kapan hidrokarbon

dalam reservoir tersebut akan habis bila disesuaikan dengan kegiatan eksplorasi

dan eksploitasi yang dilakukan oleh suatu perusahaan.

Maka dari itu di perlukan solusi atau di temukannya sumber energi lain, salah

satunya adalah batubara yang beberapa tahun terakhir menjadi kandidat salah satu

sumber energi alternatif. Jumlahnya di bumi ini juga cukup banyak, bahkan lebih

banyak dari minyak dan gas bumi. Batubara merupakan salah satu sumber energi

yang mengalami pertumbuhan paling cepat, bahkan lebih cepat dibanding minyak,

gas, atapun nuklir sekalipun. Batubara telah memainkan peran yang sangat

penting selama berabad-abad, tidak hanya membangkitkan listrik namun juga

merupakan bahan bakar utama bagi produksi baja dan semen, serta kegiatan-

kegiatan industri lainnya di Indonesia. Sumber daya batubara menyajikan tinjauan

lengkap mengenai batubara dan maknanya bagi kehidupan kita.



17/75

2

Universitas Indonesia

Sebelum melakukan eksploitasi, diperlukan tahapan eksplorasi terlebih dahulu

yang akan memudahkan dalam penentuan suatu cebakan-cebakan batubara,

menentukan kecenderungan akumulasi endapan batubara dan penyebarannya

secara lateral. Disamping itu potensi kuantitas dan kualitas dari sumberdaya

batubara dapat ditentukan dari tahapan eksplorasi. Eksplorasi lapangan batubara

biasanya ada empat tahap yaitu suvei tinjau, prospeksi, eksplorasi pendahuluan

dan eksplorasi rinci. Semua tahapan ini intinya bertujuan untuk mengidentifikasi

keterdapatan, keberadaan, ukuran, bentuk, sebaran, kuantitas, serta kualitas suatu

endapan batu bara.

Sebagian besar perusahaan tambang di Indonesia, dalam melakukan eksploitasi

lapangan batubara hanya melakukan survey tinjau saja dan langsung melakukan

tambang terbuka (open pit ). Dengan melakukan tambang terbuka berarti

mengeksploitasi suatu lapangan batubara tanpa melihat secara rinci prospeknya,

baik itu sifat fisik batubara maupun kemenerusannya. Untuk itu diperlukan suatu

metode yang lebih baik untuk menjelaskan secara rinci keberadaan batubara di

bawah permukaan. Metode interpretasi seismik merupakan salah satu metode

yang dapat melihat keberadaan batubara dari segi volume dan kemenerusannya,

bahkan dapat dilihat sifat fisik dari batubara. Dengan melakukan pemodelan

lithofasies dan juga perhitungan seam batubara pada lapangan tersebut kita dapat

mengetahui seberapa banyak batubara yang ada dan juga kemenerusan dari

batubara itu kearah mana.

1.2 Tujuan Penelitian

Maksud dari penyusunan tugas akhir ini adalah untuk memenuhi persyaratan

dalam menyelesaikan program pendidikan sarjana sains strata satu di Program

Studi Fisika, fakultas matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam, Universitas

Indonesia.

Penelitian ini bertujuan untuk memodelkan lithofasies batubara serta menghitung

volume lapisan batubara pada lapangan “P” Riau, dengan melihat distribusi



18/75

3


lithofasies. Kemudian dilakukan korelasi antara data sumur dan data seismik

sehingga dapat dilakukan pemodelan struktur, pendekatan geostatistik antara

sumur yang satu dengan yang lainnya dan juga didukung oleh data geologi.

1.3 Batasan Masalah

Batasan masalah dalam penelitian ini adalah :

1.

Data yang digunakan merupakan data seismik 2D, data sumur bor (log),

marker geologi dan hasil dari interpretasi seismik (horizon).

2. Atribut seismik untuk pemodelan struktur bawah permukaan.

3. Pemodelan volume batubara dilakukan pada daerah batasan (boundary) yang

sudah dibuat.

4.

Pemodelan daerah prospek batubara yang merupakan hasil integrasi analisa

struktur dan penggunaan atribut seismik untuk memetakan lapisan batubara.

5.

Perhitungan volume batubara dengan melihat persebaran lithofasies batubara

dan juga non batubara.

1.4 Metodologi Penelitian

Metode penelitian terdiri dari beberapa tahap antara lain:

1.

Mempelajari teori tentang interpretasi struktural maupun non-struktural pada

data seismik, serta memahami geologi regional dari daerah yang akan diteliti.

2.

Menganalisa dan membuat marker geologi pada tiap sumur.

3. Mempelajari software yang akan digunakan dalam hal ini adalah petrel.

4. Menggunakan data real 2D sebagai input software, kemudian melakukan

langkah-langkah interpretasi seperti marking, picking horizon sampai didapat

model volumetrik.

5.

Mendapatkan hasil dan melakukan analisis.



19/75

4


6. Membuat laporan akhir.

1.5 Sistematika Penulisan

Sistematika penulisan skripsi terdiri atas lima bab yang secara garis besar dapat

diuraikan sebagai berikut:

Bagian awal dari penelitian ini yaitu BAB 1 akan membahas tentang latar

belakang penulisan, batasan masalah, tujuan penelitian, metodologi penelitian

serta sistematika penulisan.

Pembahas mengenai kondisi geologi regional daerah yang diteliti, sejarah

struktural, tinjauan stratigrafi, dan keberadaan batubara dijelaskan pada BAB 2.

Setelah itu pada bagian ketiga yaitu BAB 3 akan dibahas tentang teori dasar

dari batubara dan kandungannya, proses korelasi antara data sumur dengan

data seismik maupun korelasi antar data sumur serta proses pemodelan lapisan

batubara yang kemudian digunakan untuk mendukung interpretasi.

Melakukan korelasi sumur, pembuatan sintetik seismogram, seismik well tie,

picking horizon, picking struktur stratigrafi, pemetaan dalam 2D (peta struktur

waktu maupun peta struktur ketebalan). kemudian melakukan pemodelan

sebaran dan menghitung volume dari tiap lapisan batubara merupakan bagian

dari BAB 4.

BAB 5 akan dilakukan analisa interpolasi dari data sumur menggunakan

metode geostatistik, membahas mengenai model persebaran fasies batubara

serta perhitungan volume tiap lapisannya.

Sebagai bagian terakhir dari penelitian ini adalah bagian kesimpulan dari

seluruh rangkaian prosedur yang telah dilakukan dan beberapa saran untuk

penelitian kedepan agar hasil yang didapat menjadi maksimal, semua ini

terangkum dalam BAB 6.



20/75


BAB 2

TINJAUAN UMUM KONDISI GEOLOGI REGIONAL

2.1 Geologi Regional

Daerah penelitian ini terletak didaerah transisi antara cekungan Sumatera Selatan

dan Sumatera Tengah, cekungan ini merupakan cekungan Tersier yang

mempunyai potensi besar mengandung endapan bitumen padat. Cekungan

Sumatera Selatan dibatasi oleh Paparan Sunda di sebelah timur laut, daerah

ketinggian Lampung di sebelah tenggara, Pegunungan Bukit Barisan di sebelah

barat daya serta Pegunungan Dua Belas dan Pegunungan Tiga Puluh di sebelah

barat laut. Evolusi cekungan ini diawali sejak Mesozoic dan merupakan cekungan

busur belakang (back arc basin). Tektonik cekungan Sumatera dipengaruhi oleh

pergerakkan konvergen antara lempeng Hindia-Australia dengan lempeng Paparan

Sunda.

Gambar 2.1 Lokasi cekungan Sumatera Tengah dan Sumatera Selatan.

Samantaka, 2010



21/75

6


Gambar 2.2 Peta daerah penelitian. Samantaka, 2010

Sejarah terbentuknya cekungan Sumatera Selatan memiliki beberapa kesamaan

dengan sejarah terbentuknya cekungan Sumatera Tengah. Batas antara kedua

cekungan tersebut adalah kawasan yang membujur timur laut – barat daya melalui

bagian utara Pegunungan Tigapuluh. Cekungan-cekungan tersebut memiliki

bentuk asimetrik dan di sebelah barat daya dibatasi oleh sesar-sesar dan

singkapan-singkapan batuan pra-Tersier yang terangkat di sepanjang kawasan

kaki Pegunungan Barisan. Di sebelah timur laut dibatasi oleh formasi-formasi

sedimen dari Paparan Sunda. Pada bagian selatan dan timur, cekungan tersebut



22/75

7


dibatasi oleh tinggian Pegunungan Tiga Puluh. Kedua daerah tinggian tersebut

tertutup oleh laut dangkal saat Miosen awal sampai Miosen tengah. Cekungan-

cekungan tersier tersebut juga terhampar ke arah barat dan juga seringkali

dihubungkan oleh jakur-jalur laut dengan Samudera-Hindia. Berdasarkan unsur

tektoniknya, fisiografi regional cekungan Sumatera Selatan dibagi menjadi :

1. Tinggian Meraksa, yang terdiri dari Kuang, Tinggian Palembang, Tinggian

Tamiang, Tinggian Palembang bagian utara dan Tinggian Senbilang.

2. Depresi Lematang (Muaraenim Dalam).

3. Antiklinorium Pedopo Limau dan Antiklinorium Palembang bagian utara.

Ketiga fisiografi diatas memisahkan cekungan Sumatera Selatan menjadi tiga

bagian, yaitu sub-cekungan Palembang bagian selatan, sub-cekungan Palembang

bagian tengah dan sub-cekungan Jambi. Dibawah ini merupakan peta regional

daerah penelitian dan stratigrafinya :

2.2 Geologi Struktur Cekungan Sumatera Selatan

Pembentukan cekungan (basin) Sumatera Selatan merupakan suatu sistem reaksi

gerak sesar geser makro (strike slip fault) yang umumnya akan menghasilkan

pola-pola sesar normal (fase ekstensional), sear naik dan sesar geser (fase uplift).

Faktor utama yang mempengaruhi pembentukan cekungan biasanya adalah

konfigurasi dari basement dan danya perubahan pada daerah subduksi, baik

spasial atau temporal. Cekungan Sumatera Selatan merupakan tipe cekungan

tersier, sehingga perkembangannya dipengaruhi oleh basement pra-tersier.

Basement pra-tersier pada cekungan ini terdiri dari beberapa micro-plate

kontingen dan samudera. Elemen-elemen struktur yang utama pada cekungan

Sumatera Selatan menunjukkan arah orientasi regangan dengan arah timur laut-

barat daya pada zaman eosen-oligosen yang selanjutnya dipotong oleh inversi

pliosen-pleistosen.



23/75

8


2.3 Stratigrafi Struktur Cekungan Sumatera Selatan

Pada dasarnya stratigrafi cekungan Sumatera Selatan terdiri dari satu siklus besarsedimentasi yang dimulai dari fase transgresi pada awal siklus dan fase regresi di

akhir siklus. Siklus ini dimulai dengan siklus non-marine, yaitu proses di

endapkannya formasi lahat pada oligocene awal dan setelah itu diikuti oleh

formasi Talang akar yang di endapkan diatasnya secara tidak selaras. Fase

transgresi berlangsung terus-menerus hingga miosen awal, dan kemudian

berkembang formasi Batu Raja yang terdiri dari batuan karbonat yang diendapkan

pada lingkungan back reef, fore reef dan intertidal. Fase transgresi maksimum

terjadi pada saat diendapkannya foramsi Gumai bagian bawah yang terdiri dari

shale laut dalam secara selaras diatas formasi Batu Raja. Fase regresi terjadi pada

saat diendapkannya formasi Gumai bagian atas kemudian dilanjutkan dengan

pengendapan formasi Air Benakat secara selaras yang didominasi oleh litologi

batupasir pada lingkungan pantai dan delta. Pada pliosen awal , laut menjadi

semakin dangkal karena terdapat dataran delta dan non-marine yang terdiri dari

perselingan batupasir dan claystone dengan sisipan batubara. Pada masa pliosen

awal inilah menjadi waktu pembentukan dari formasi Muara Enim yang

berlangsung sampai pliosen akhir, yang didalamnya terdapat pengendapan batuan

konglomerat, batu apung dan lapisan batupasir tuffa.

2.3.1 Batuan Dasar ( Basement )

Batuan dasar (pra tersier) terdiri dari batuan kompleks paleozoikum dan batuanMesozoikum, batuan metamorf, batuan beku, dan batuan karbonat. Batuan dasar

yang paling tua, terdeformasi paling lemah, dianggap bagian dari lempeng-mikro

Malaka, mendasari bagian utara dan timur cekungan. Lebih ke selatan lagi

terdapat Lempeng-mikro Mergui yang terdeformasi kuat, kemungkinan

merupakan fragmen kontinental yang lebih lemah. Lempeng-mikro Malaka dan

Mergui dipisahkan oleh fragmen terdeformasi dari material yang berasal dari

selatan dan bertumbukan. Bebatuan granit, vulkanik, dan metamorf yang



24/75

9


terdeformasi kuat (berumur Kapur Akhir) mendasari bagian lainnya dari cekungan

Sumatera Selatan. Morfologi batuan dasar ini dianggap mempengaruhi morfologi

rift pada Eosen-Oligosen, lokasi dan luasnya gejala inversi/pensesaran mendatar

pada Plio-Pleistosen, karbon dioksida lokal yang tinggi yang mengandung

hidrokarbon gas, serta rekahan-rekahan yang terbentuk di batuan dasar.

2.3.2 Formasi Lahat

Formasi Lahat diperkirakan berumur oligosen awal. Formasi ini merupakan

batuan sedimen pertama yang diendapkan pada cekungan Sumatera Selatan.

Pembentukannya hanya terdapat pada bagian terdalam dari cekungan dan

diendapkan secara tidak selaras. Pengendapannya terdapat dalam lingkungan

darat/aluvial-fluvial sampai dengan lacustrine. Fasies batupasir terdapat di bagian

bawah, terdiri dari batupasir kasar, kerikilan, dan konglomerat. Sedangkan fasies

shale terletak di bagian atas ( Benakat Shale) terdiri dari batu serpih sisipan

batupasir halus, lanau, dan tufa. Sehingga shale yang berasal dari lingkungan

lacustrine ini merupakan dapat menjadi batuan induk. Pada bagian tepi graben

ketebalannya sangat tipis dan bahkan tidak ada, sedangkan pada bagian tinggian

intra-graben sub cekungan selatan dan tengah Palembang ketebalannya mencapai

1000 m.

2.3.3 Formasi Talang Akar

Formasi Talang Akar diperkirakan berumur oligosen akhir sampai miosen awal.

Formasi ini terbentuk secara tidak selaras dan kemungkinan paraconformable di

atas Formasi Lahat dan selaras di bawah Formasi Gumai atau anggota Basal

Telisa/formasi Batu Raja. Formasi Talang Akar pada cekungan Sumatera Selatan

terdiri dari batulanau, batupasir dan sisipan batubara yang diendapkan pada

lingkungan laut dangkal hingga transisi. Bagian bawah formasi ini terdiri dari

batupasir kasar, serpih dan sisipan batubara. Sedangkan di bagian atasnya berupa

perselingan antara batupasir dan serpih. Ketebalan Formasi Talang Akar berkisar

antara 460 – 610 m di dalam beberapa area cekungan.



25/75


26/75

11


2.3.5 Formasi Gumai

Formasi Gumai diendapkan secara selaras di atas formasi Batu Raja pada kala

oligosen sampai dengan tengah miosen. Formasi ini tersusun oleh fosilliferous

marine shale dan lapisan batugamping yang mengandung glauconitic (Bishop,

2001). Bagian bawah formasi ini terdiri dari serpih yang mengandung calcareous

shale dengan sisipan batugamping, napal dan batulanau. Sedangkan di bagian

atasnya berupa perselingan antara batupasir dan shale. Ketebalan formasi Gumai

ini diperkirakan 2700 m di tengah-tengah cekungan. Sedangkan pada batas

cekungan dan pada saat melewati tinggian ketebalannya cenderung tipis.

2.3.6 Formasi Air Benakat

Formasi Air Benakat diendapkan selama fase regresi dan akhir dari pengendapan

formasi Gumai pada kala tengah miosen. Pengendapan pada fase regresi ini terjadi

pada lingkungan neritik hingga shallow marine, yang berubah menjadi lingkungan

delta plain dan coastal swamp pada akhir dari siklus regresi pertama. Formasi initerdiri dari batulempung putih kelabu dengan sisipan batupasir halus, batupasir

abu-abu hitam kebiruan, glaukonitan setempat mengandung lignit dan di bagian

atas mengandung tufaan sedangkan bagian tengah kaya akan fosil foraminifera.

Ketebalan formasi ini diperkirakan antara 1000-1500 m.

2.3.7 Formasi Muara Enim

Formasi ini diendapkan pada kala akhir miosen sampai pliosen dan merupakan

siklus regresi kedua sebagai pengendapan laut dangkal sampai continental sands,

delta dan batu lempung. Siklus regresi kedua dapat dibedakan dari pengendapan

siklus pertama (formasi Air Benakat) dengan ketidakhadirannya batupasir

glaukonit dan akumulasi lapisan batubara yang tebal. Pengendapan awal terjadi di

sepanjang lingkungan rawa-rawa dataran pantai, sebagian di bagian selatan

cekungan Sumatra Selatan, menghasilkan deposit batubara yang luas.



27/75

12


Pengendapan berlanjut pada lingkungan delta plain dengan perkembangan secara

lokal sekuen serpih dan batupasir yang tebal. Siklus regresi kedua terjadi selama

kala Miosen akhir dan diakhiri dengan tanda-tanda awal tektonik Plio-Pleistosen

yang menghasilkan penutupan cekungan dan onset pengendapan lingkungan non

marine. Batupasir pada formasi ini dapat mengandung glaukonit dan debris

volkanik. Pada formasi ini terdapat oksida besi berupa konkresi-konkresi dan

silisified wood . Sedangkan batubara yang terdapat pada formasi ini umumnya

berupa lignit. Ketebalan formasi ini tipis pada bagian utara dan maksimum berada

di sebelah selatan dengan ketebalan 750 m.

2.3.8 Formasi Kasai

Formasi ini diendapkan pada kala pliosen sampai dengan pleistosen.

Pengendapannya merupakan hasil dari erosi dari pengangkatan Bukit Barisan dan

pegunungan Tigapuluh, serta akibat adanya pengangkatan pelipatan yang terjadi

di cekungan. Pengendapan dimulai setelah tanda-tanda awal dari pengangkatan

terakhir Pegunungan Barisan yang dimulai pada miosen akhir. Kontak formasi ini

dengan formasi Muara Enim ditandai dengan kemunculan pertama dari batupasir

tufaan. Karakteristik utama dari endapan siklus regresi ketiga ini adalah adanya

kenampakan produk volkanik. Formasi Kasai tersusun oleh batupasir kontinental

dan lempung serta material piroklastik. Formasi ini mengakhiri siklus susut laut.

Pada bagian bawah terdiri atas tuffaceous sandstone dengan beberapa selingan

lapisan-lapisan tuffaceous claystone dan batupasir yang lepas, pada bagian teratas

terdapat lapisan tuff , batu apung yang mengandung sisa tumbuhan dan kayu

berstruktur sedimen silang siur. Lignit terdapat sebagai lensa-lensa dalam

batupasir dan batulempung yang terdapat tuff .



28/75

13


Gambar 2.3 Kolom stratigrafi sub-cekungan Palembang Selatan (Modifikasi dari

Sardjito dkk, 1991).



29/75


BAB 3

TEORI DASAR

3.1 Pengertian Batubara

Secara umum batubara dapat diartikan sebagai bahan bakar hidrokarbon yang

terbentuk dari tumbuhan dalam lingkungan bebas oksigen dan terkena pengaruh

panas serta tekanan yang berlangsung lama sekali. Secara garis besar batubara

terdiri dari zat organik, air dan bahan mineral. Batubara dapat diklasifikasikan

menurut tingkatan yaitu lignit , sub bituminous, bituminous dan antrasit .

Penyebaran endapan batubara di Indonesia cukup meluas baik di Indonesia bagian

barat maupun Indonesia bagian timur. Kebanyakan terdapat di cekungan-

cekungan batubara pada beberapa tempat di Pulau Sumatera dan Pulau

Kalimantan, seperti Cekungan Sumatera Selatan, Cekungan Kutai, Cekungan

Barito dan sebagainya. Definisi batubara dapat ditinjau dari beberapa aspek yaitu

sifat fisiknya, asal kejadiannya, dan pemanfaatannya. Untuk memberikan

gambaran mengenai pengertian batubara secara umum oleh beberapa penulis

dapat diuraikan sebagai berikut :

1. Thiessen (1947) mendefinisikan batubara sebagai berikut :

Batubara adalah suatu benda padat yang kompleks, terdiri dari bermacam-macam

unsur yang mewakili banyak komponen kimia, dimana hanya sedikit dari

komponen kimia tersebut yang dapat diketahui. Pada umumnya benda padattersebut homogen, tetapi hampir semua berasal dari sisa-sisa tumbuhan. Sisa-saisa

tumbuhan tersebut sangatlah kompleks, terdiri dari berbagai macam tissue dimana

setiap tissue terdiri dari beberapa sel. Dengan sendirinya akan berkomposisi

sejumlah komponen kimia dalam perbandingan yang bervariasi. Jadi dapat

disimpulkan bahwa batubara adalah suatu benda padat organik yang mempunyai

komposisi kimia yang sangat rumit.



30/75


31/75

16


pertumbuhan dan aktivasi bakteri serta jasad renik lainnya. Proses oksidasi

material penyusun utama cellulose (C6H10O5) dapat digambarkan sebagai berikut :

C6H10O5 + 6 O2 6CO2 + 5 H2O (3.1)

Tumbuhan yang mati pada daerah rawa ditandai dengan kandungan oksigen yang

rendah karena pada air rawa hanya mengandung sedikit oksigen, sehingga tidak

memungkinkan bakteri aerob (yang memerlukan oksigen) dapat hidup. Maka

tumbuhan yang sudah mati tadi tidak mengalami proses pembusukan dan

penghancuran yang sempurna atau dengan kata lain tidak terjadi proses oksidasi

yang sempurna. Pada kondisi ini hanya bakteri anaerob saja yang bekerja

melakukan proses dekomposisi yang kemudian membentuk gambut ( peat ).

Dengan tidak adanya oksigen, maka hidrogen dan karbon akan menjadi H2O,

CH4, CO, dan CO2. Tahap pembentukan gambut ini disebut juga proses biokimia.

Gambut yang berwarna kecoklatan sampai hitam ini porositasnya tinggi dan

masih menampilkan wujud aslinya (tumbuhan), kandungan air dari gambut juga

tinggi yaitu bisa mencapai 50% lebih.

3.2.2 Tahap pembentukan batubara dari gambut (coalification)

Proses pembentukan gambut akan berhenti dengan tidak adanya regenerasi

tumbuhan. Hal ini terjadi karena kondisi yang tidak memungkinkan tumbuhnya

vegetasi, misalnya penurunan dasar cekungan yang terlalu cepat. Jika lapisan

gambut yang terbentuk kemudian ditutupi oleh lapisan sedimen, maka lapisan

gambut tersebut mengalami tekanan darilapisan sedimen dimana tekanan akan

meningkat dengan bertambahnya ketebalan lapisan sedimen akibat adanya

penurunan dasar rawa yang signifikan. Peningkatan temperatur disebabkan oleh

bertambahnya tekanan dan kedalaman. Kenaikan temperatur karena bertambahnya

kedalaman disebut gradient geotermik. Kenaikan temperatur dan tekanan dapat

juga disebabkan oleh aktivitas magma, proses pembentukan gunung, dan aktivitas

tektonik lainnya. Peningkatan tekanan dan temperatur pada lapisan gambut akan

mengkonversi gambut menjadi batubara dimana terjadi proses pengurangan



32/75

17


kandungan air, pelepasan gas-gas (CO2, H2O, CO, CH4), peningkatan kepadatan

dan kekerasan, serta peningkatan nilai kalor. Proses pembusukan terjadi pada

lingkungan yang oksigennya kurang, sehingga terjadi pembakaran tidak

sempurna.

5(C6H10O5) C20H22O4 + 3 CH4 + 8 H2O + 6 CO2 + CO (3.2)

Pada tahap ini terbentuk lignit.

6(C6H10O5) C20H22O3 + 5 CH4 + 10 H2O + 8 CO2 + CO (3.3)

Pada tahap ini terbentuk bituminous coal.

Faktor-faktor yang mempengaruhi kelas (rank ) dan kualitas batubara diantaranya

adalah tekanan, temperatur dan waktu pembentukan. Proses pembentukan

batubara pada tahap ini biasa disebut proses termodinamika.

3.3 Maseral pada Batubara

Maseral pada batubara analog dengan mineral pada batuan. Maseral merupakan

bagian terkecil dari batubara yang dapat diamati dengan mikroskop. Maseral

dikelompokkan berdasarkan tumbuhan atau bagian tumbuhan menjadi tiga grup

(gambar 3.1), yaitu :

Vitrinite

Vitrinite adalah maseral yang paling dominan dalam batubara. Maseral ini

berasal dari batang pohon, cabang, atau dahan, tangkai, daun, dan akar tumbuhan

pembentuk batubara. Nilai reflectance dari Vitrinite dijadikan penentu peringkat

batubara, dan sering dikorelasikan dengan nilai volatile matter seperti yang

terdapat pada ASTM standard.

Liptinite (Exinite)

Seperti namanya, Liptinite berasal dari spora, resin, alga, cutikula (yang

terdapat pada permukaan daun) lilin/parafin, lemak dan minyak. Suberinite, tidak



33/75

18


tercantum diatas, hanya terdapat pada batubara tersier. Maseral ini berasal dari

substansi semacam gabus yang terdapat pada kulit kayu, dan pada permukaan

akar, batang dan buah - buahan. Fungsi dari maseral ini sebenarnya untuk

mencegah pengeringan pada tanaman.

Inertinite

Material pembentuk inertinite sebenarnya sama dengan pembentuk

Vitrinite. Yang membedakannya adalah historikal pembentukannya yang disebut

fusination. Charring atau oksidasi pada saat proses pembentukan batubara

berlangsung merupakan proses yang membedakan substansi Vitrinite dan

Inertinite. Inertinite ini biasanya memiliki kadar carbon yang tinggi, hydrogen

yang rendah serta derajat aromatisisty yang tinggi.

Gambar 3.1 Klasifikasi Maseral (dalam Part II Coal, Reservoir Issue menurut

Crain.E. R. (Ross),P.Eng, 2010,)



34/75

19


3.4 Data Log Sumur Pemboran (Well Log)

Log merupakan suatu grafik kedalaman (bisa juga waktu) dari suatu data set yang

menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah

sumur (Harsono, 1997). Adapun parameter-parameter yang bisa diukur adalah

sifat kelistrikan (spontaneous potensial), tahanan jenis batuan, daya hantar listrik,

sifat keradioaktifan dan sifat meneruskan gelombang suara. Metode

perekamannya dengan menggunakan cara menurunkan suatu sonde atau sensor ke

dasar lubang pemboran. Beberapa jenis log yang digunakan dalam eksplorasi

batubara diantaranya adalah :

3.4.1 Log Gamma Ray (GR)

Prinsip log GR adalah perekaman radioaktivitas alami bumi. Radioaktivitas GR

berasal dari 3 unsur radioaktif yang ada dalam batuan yaitu Uranium – U,

Thorium – Th, dan Potasium – K, yang secara continue memancarkan GR dalam

bentuk pulsa – pulsa energi radiasi tinggi. Sinar Gamma ini mampu menembus

batuan dan dideteksi oleh sensor sinar gamma yang umumnya berupa detektor

sintilasi. Setiap GR yang terdeteksi akan menimbulkan pulsa listrik pada detektor.

Parameter yang direkam adalah jumlah dari pulsa yang tercatat per satuan waktu

(sering disebut cacah GR).

Batubara biasanya mempunyai respon natural gamma ray yang rendah karena

batubara murni mengandung unsur – unsur radioaktif alami yang rendah. Tetapi

kadang – kadang, pembacaan gamma ray lebih tinggi pada batubara karena

batubara teresebut mengandung mineral lempung yang kaya akan unsur-unsur

radioaktif alami. Peningkatan proses resolusi vertikal pada pengukuran natural

gamma ray dapat direkombenasikan dalam praktek aplikasi pada CBM. Proses

matematik ini mengurangi resolusi vertikal pada pengukuran, sharpening the bed

boundary membantu menyelidiki batubara secara teliti dan akhirnya akan

mendapatkan hasil yang lebih akurat dalam pengukuran ketebalan batubara.



35/75

20


3.4.2 Log Spontaneous Potensial (SP)

Kurva Log SP adalah rekaman perbedaan potensial antara elektroda yang bergerak

didalam lubang bor dengan elektroda dipermukaan yang disebabkan oleh adanya

3 fenomena, yaitu : perbedaan salinitas antara fluida yang ada pada lubang bor

dan fluida yang ada pada reservoar, streaming potential, dan electrochemical

invasion. Pada batubara defleksi Spontaneous potential (SP) menunjukkan

permeabilitas pada batubara. Hal tersebut dapat terjadi karena adanya kombinasi

dari perbedaan salinitas dan juga potensial yang dibangkitkan oleh akiran air pada

medium berpori atau sering disebut streaming potential effects.

3.4.3 Log Resistivity

Alat pengukur resistivitas dibagi menjadi 2, yaitu : induction-based tool dan

lateralog. Alat pengukuran resistivitas yang sering digunakan dalam aplikasi

CBM adalah Induction-based tool. Umumnya batubara memiliki pengukuran

resistivitas yang tinggi pada batubara yang murni. Sedangkan pada batubara yang

telah terkontaminasi oleh mineral – mineral atau pengotor seperti mineral

lempung, pyrites, volcanic dan fluida yang mengisi cleat maka resistivitas pada

batubara tersebut dapat berkurang. Alat pengukuran resistivitas lateralog

digunakan untuk mengidentifikasi batubara yang permeabel dan batubara non

permeabel. Batubara permeabel dicirikan adanya invasion profile sedangkan

batubara yang tight menunjukan resistivitas yang sangat tinggi dengan tidak ada

invasi.

3.4.4 Log Density

Log density merupakan suatu tipe log porositas yang mengukur densitas elektron

suatu formasi. Prinsip pencatatan dari log density adalah suatu sumber radioaktif

yang dimasukkan kedalam lubang bor mengemisikan sinar gamma ke dalam



36/75

21


formasi. Pada formasi tersebut sinar akan bertabrakan dengan elektron dari

formasi. Pada setiap tabrakan sinar gamma akan berkurang energinya. Sinar

gamma yang terhamburkan dan mencapai detektor pada suatu jarak tertentu dari

sumber dihitung sebagai indikasi densitas formasi. Jumlah tabrakan merupakan

fungsi langsung dari jumlah elektron didalam suatu formasi. Karena itu log

densitas dapat mendeterminasi densitas elektron formasi dihubungkan dengan

densitas bulk sesungguhnya didalam gr/cc. Harga densitas matrik batuan,

porositas, dan densitas fluida pengisi formasi. Log density merupakan log yang

sangat baik digunakan untuk megidentifikasi batubara. Pada log ini batubara

memiliki harga density yang rendah karena batubara memiliki density matrix

batuan yang rendah. Log density ini dibagi menjadi dua yaitu Long Density (LD)

dan Short Density (SD).

1. Long Density (LD)

Long density atau detektor sumbu panjang merupakan log density dengan detektor

yang lebih jauh dari sumber radiasi. Detektor ini memegang peranan penting

dalam pengukuran densitas batuan yang sebenarnya.

2. Short Density (SD)

Short density atau detektor sumbu pendek merupakan log density dengan detektor

yang lebih pendek dari sumber radiasi. Detektor ini sebenarnya merupakan

detektor pembantu untuk kompensasi pengaruh kerak lumpur dan lubang yang

buruk.

Dari beda antara pengukuran short density dan juga long density dapat diukur

koreksi densitas atau sering disebut dengan DRHO. Kemudian dari koreksi ini

dapat dicari density yang sebenarnya dari batuan yang diukur yaitu dengan

menjumlahkan atau mengurangkan nilai long density dengan koreksi densitas.

3.4.5 Log Neutron

Log neutron merupakan tipe log porositas yang mengukur konsentrasi ion

hidrogen dalam suatu formasi. Di dalam formasi bersih di mana porositas diisi air



37/75

22


atau minyak, log neutron mencatat porositas yang diisi cairan. Neutron energi

tinggi yang dihasilkan oleh suatu sumber kimia ditembakkan ke dalam formasi,

sebagai akibatnya neutron kehilangan energinya. Kehilangan energi maksimum

akan terjadi pada saat neutron bertabrakan dengan atom hidrogen karena kedua

materi tersebut mempunyai massa yang hampir sama. Karena itu kehilangan

energi maksimum merupakan fungsi dari konsentrasi hidrogen dalam formasi,

karena dalam formasi yang sarang hidrogen terkonsentrasi didalam pori-pori yang

terisi cairan, maka kehilangan energi akan dapat dihubungkan dengan porositas

formasi. Log neutron merupakan salah satu log yang baik dalam mengidentifikasi

batubara. Pada log ini batubara memiliki harga neutron tinggi karena umumnya

batubara banyak mengandung unsur Hidrogen. Tetapi, kandungan komponen ash

yang lain, seperti kuarsa yang berbutir halus, dapat mengurangi porositas neutron

pada batubara.

3.4.6 Log Sonik

Log sonik merupakan suatu log yang mengukur interval waktu lewat dari suatu

gelombang suara kompressional untuk melalui suatu feet formasi. Interval waktu

lewat dengan satuan mikrodetik per kaki merupakan kebalikan kecepatan

gelombang suara kompresional (satuan feet per detik). Harga log sonik tergantung

pada litologi dan porositas. Pada log ini batubara memiliki porositas yang tinggi.

Kandungan mineral lempung pada batubara tidak memiliki pengaruh yang besar

terhadap pembacaan porositas pada log ini. Hal tersebut karena porositas pada

mineral lempung murni memiliki kisaran yang sama dengan porositas batubara.Tetapi, kandungan komponen ash yang lainnya, seperti kuarsa yang berbutir halus

dapat menyebabkan penurunan porosity pada batubara.



38/75


BAB 4

PENYAJIAN DAN PENGOLAHAN DATA

4.1 Penyajian Data

Studi perhitungan volume batubara dengan berdasarkan distribusi lithofasies pada

Lapangan “P” Riau menggunakan data seismik dan juga data log sumur. Data log

sumur yang digunakan yaitu sebanyak 20 log sumur. Sedangkan data seismik

yang digunakan merupakan data seismik 2D sebanyak 3 line seismik.

4.1.1 Data Log Sumur

Pada penelitian ini menggunakan 20 log sumur, yaitu 19 sumur utama dan 1

sumur pendukung. Dari log sumur ini dapat diketahui ketebalan dari lapisan

batubara untuk tiap lognya, mengetahui batas atas (top) dan batas bawah (bottom)

dari tiap lapisannya dan kemudian berguna juga untuk memodelkan volume dari

tiap lapisan yang ada. Dibawah ini dapat dilihat sumur data yang tersedia pada

tiap sumurnya pada Tabel 4.1(sumur utama) dan Tabel 4.2 (sumur pendukung).

Tabel 4.1 Sumur utama

BH UTM Y UTM X ELEVASI GR LD SD

16 5 9923478.91 166167,22 88.206 √ √ √

16 12 9924757.83 167029,16 71 √ √ √

12 9 9921961,5 159333,56 96 √ √ √

10 8 9925520,7 167647,12 69 √ √ √

12 7 9924536.16 167625,7 72.780 √ √ √

10 7 9924853.82 168129,63 79 √ √ √ 8 7A 9926233,8 169260,76 68 √ √ √

16 6 9925191.47 167248.63 65 √ √ √

15 5 9922322.46 167761,33 90 √ √ √

10 1 9924205.38 168564,4 73 √ √ √

12 6 9922988.00 168728,43 89 √ √ √

24 2A 9916834,7 166768,16 93 √ √ √

18 2 9920410.26 166685,75 99 √ √ √

10 5 9923163,6 169289,47 71 √ √ √

15 4 9921662.09 167986,54 101.479 √ √ √

20 7A 9917908.02 167283,08 90 √ √ √



39/75

24


20 H 9919047,2 169654,23 96 √ √ √

12 5 9921221.93 169755,95 80 √ √ √

8 5 9922184.19 171407 88 √ √ √

Tabel 4.2 Sumur pendukung

BH UTM Y UTM X ELEVASI GR DT RHOB DRHO

WCL0002426 9919880.23 177400.41 2000 √ √ √ √

4.1.2 Data seismik

Data seismik yang digunakan merupakan data seismik 2D yang sudah di post

stack terlebih dahulu sehingga data ini sudah berada pada domain waktu. Data

seismik yang digunakan sebanyak 3 line, yaitu obt97-02, ot13 dan ot28. Dibawah

ini merupakan Gambar 4.1 yaitu tampak burung dari ketiga line seismik yang

digunakan dan juga Gambar 4.2 yaitu peta basemap daerah penelitian.

Gambar 4.1 Tampak burung line seismik



40/75

25


Gambar 4.2 Peta basemap daerah penelitian

4.1.3 Geologi Regional

Data geologi regional berguna untuk mengetahui gambaran umum mengenai

kondisi geologi pada lapangan batubara ini, dan juga dapat terlihat stratigrafi dari

bawah permukaan.

4.1.4 Data Checkshot

Data checkshot digunakan untuk mendapatkan korelasi antara waktu dan

kedalaman. Data ini penting karena perbedaan domain yang ada pada data sumur

dengan data seismik, dimana data sumur memiliki domain kedalaman sedangkan

data seismik berada pada domain waktu. Sehingga dengan adanya data checkshot

kita dapat mencocokan posisi sumur secara vertikal pada data seismik.



41/75

26


4.2 Pengolahan data

Dilakukan pengecekan terhadap kelengkapan data yaitu merubah format data yangakan digunakan pada software PETREL 7 karena data yang digunakan haruslah

sesuai dengan format software yang digunakan.

4.2.1 Analisis Data Log

Melakukan analisis bagaimana anomali yang ada pada daerah target penelitian.

Daerah penelitian yang digunakan daerah yang merupakan daerah yang dominan

pada batu pasir yang ditunjukkan pada nilai gamma ray yang lebih rendah

dibandingkan dengan batuan lempung. Dan juga dengan melihat data dari log

gamma ray (GR), log densitas (RHOB) dan log resistivitas (ILD) dapat ditentukan

adanya anomali batubara. Bahwa nilai resistivitas yang tinggi dan densitas yang

rendah dapat diindikasikan merupakan lapisan batubara. Namun karena pada

penelitian ini pada sumur utama tidak terdapat data log densitas yang sudah di

ubah menjadi RHOB, maka yang digunakan adalah log Short Density (SD) dan

juga Long Density (LD).

4.2.2 Korelasi antar sumur

Proses korelasi antar sumur dilakukan untuk menentukan zona batubara pada

marker yang telah dibuat pada sumur. Marker geologi dibutuhkan untuk

mengetahui batasan zona batubara dari informasi data sumur dengan korelasi

sumur (well seismic tie yang telah dilakukan). Penentuan zona batubara pada

penelitian ditinjau dari log gamma ray dan log densitas (SD dan LD). Zona

batubara ditandai dengan log gamma ray yang bernilai rendah dan log densitas

bernilai tinggi, hal ini dikarenakan umumnya batubara memiliki kandungan unsur

radioaktif yang jauh lebih sedikit dibanding material lainnya dan juga matriks

batuan dari batubara sangat rendah. Gambar 4.3 – 4.8 dibawah ini merupakan



42/75

27


proses korelasi antar sumur untuk tiap-tiap section yang telah dibuat. Tahap ini

dilakukan proses korelasi antara data seismik data sumur terlebih dahulu atau

lebih dikenal dengan istilah seismic well tie. Kemudian setelah didapat korelasi

yang baik antara data sumur dan data seismik yang ditunjukkan dengan nilai

korelasi yang baik, maka selanjutnya dilakukan penarikan korelasi antara data

sumur. Proses penarikan korelasi antar sumur ini dilakukan dengan membagi-bagi

section yang akan dikorelasikan. Pembagian section dilakukan agar proses

korelasi yang dilakukan lebih mudah sehingga mendapatkan hasil yang baik

secara lateral dan juga secara vertikal.

a. Section 1

(a)



43/75

28


(b)

Gambar 4.3 (a) Poligon section 1 (b) Stratigrafi section 1

b. Section 2

(a)



44/75

29


(b)


c. Section 3

(a)



45/75

30


(b)


d. Section 4

(a)



46/75

31


(b)


e. Section 5

(a)



47/75

32


(b)


f. Section 6

(a)



48/75

33


(b)


4.2.3 Picking Horizon

Horison digunakan sebagai pemandu dalam ektrapolasi data sumur pada

pembuatan model geologi awal. Sehingga dalam picking horison harus dilakukan

secara konsisten pada data seismik, apakah akan picking di through atau di peak .

Dalam penelitian ini, dibuat empat horison yang dalam hal ini diasumsikan

sebagai lapisan batubara (coal). Gambar 4.9 dibawah ini merupakan hasil picking

horizon untuk tiap line seismik 2D.



49/75

34


Gambar 4.9 Picking horizon

4.3 Pemodelan Struktur

Pada proses ini akan dibangun model berdasarkan data input yang telah dibuat

pada proses-proses sebelumnya. Hasil picking horizon akan digunakan sebagai

dasar pembuatan model pada tahap ini yang berguna untuk pembuatan lapisan dan

batas-batasnya.

4.3.1 Pillar Gridding

Pembuatan pillar gridding digunakan untuk membangun kerangka dari grid 3D.

Pada tahap ini dimasukkan satu pillar grid ke area penelitian. Grid skeleton terdiri

dari tiga bagian, yaitu bagian atas, bawah dan tengah skeleteon. Gambar 4.10

dibawah ini merupakan hasil pembuatan pillar gridding dimana terlihat ukuran



50/75

35


grid dan juga batasan (boundary) dari lokasi penelitian. Setiap grid dari pillar

gridding ini merepresentasikan jenis batuannya.

Gambar 4.10 Hasil pembuatan pillar gridding

4.4 Peta Struktur

Struktur geologi dalam model volumetrik akan terlihat setelah penentuan dan

pembuatan model horizon. Pada peta struktur ini dibagi menjadi dua, yaitu peta

struktur waktu dan peta struktur kedalaman.

4.41 Peta Struktur Waktu

Permukaan struktur-struktur utama yang telah dimasukkan tadi akan muncul pada

3D grid time model. 3D grid ini merupakan model awal yang masih dalam

domain waktu, selanjutnya model domain waktu ini akan dikonversi ke model



51/75

36


kedalaman dengan terlebih dahulu membuat model kecepatan. Gambar 4.11 –

4.14 dibawah ini merupakan peta struktur dari tiap lapisannya. Peta struktur waktu

ini merupakan hasil picking horizon, jadi menggambarkan waktu yang dibutuhkan

suatu gelombang untuk melewati tiap lapisannya. Waktu yang lebih tinggi

ditunjukkan oleh warna orange sedangkan waktu yang lebih rendah ditunjukkan

oleh warna ungu.

Gambar 4.11 Peta struktur waktu horizon 4



52/75

37






53/75

38



4.4.2 Peta Struktur Kedalaman

Untuk dapat mengkonversi peta struktur waktu menjadi peta struktur kedalaman,

dibutuhkan model kecepatan yang secara umum merepresentasikan variasi

litologi. Model kecepatan ini dikontrol oleh data marker geologi. Pada peta

kedalaman ini sudah dapat dilihat kedalaman dari tiap-tiap lapisan yang telah

dibuat. Dibawah ini Gambar 4.15 – 4.17 merupakan peta struktur kedalaman

untuk tiap lapisannya, jadi dari hasil struktur kedalaman dapat diketahui letak dari

tiap lapisannya pada kedalaman berapa. Dapat dilihat dari skala warna, makindalam lapisannya ditunjukkan oleh warna hijau.



54/75

39


Gambar 4.15 Peta struktur kedalaman Horizon 4




55/75

40



Gambar 4.18Peta struktur kedalaman Horizon 1



56/75

41


4.5 Pembuatan Zona dan Perlapisan

Tahap pembuatan zona dan perlapisan ini merupakan tahap akhir dalam membuat

kerangka struktur. Pada tahap ini harus mendefinisikan ketebalan dan area

perlapisan antar horizon. Pada penelitian ini dibuat 4 zona dengan masing-masing

diasumsikan memiliki 7 layer. Gambar 4.19 dibawah ini merupakan hasil

pembuatan zona dan perlapisan pada batasan (boundary) yang diinginkan.

Gambar 4.19 Hasil layering



57/75


BAB 5

HASIL DAN PEMBAHASAN

5.1 Pemodelan

Untuk dapat melakukan pemodelan lithofasies harus dilakukan langkah-langkah

diantaranya pemodelan geometri, scale up data log dan juga analisis data.

Pemodelan ini didasarkan pada marker geologi yang membagi atau

mengklasifikasikan zona batubara dan bukan batubara.

5.1.1 Pemodelan geometri

Pembuatan model geometri digunakan untuk mengisi model horizon yang telah

dibuat. Model-model horizon yang berisikan zona-zona dan layer-layer akan diisi

oleh properti yang ditentukan pada saat setting properti model. Karena akan

membuat pemodelan lithofasies batubara, maka yang akan digunakan hanya fasies

saja. Gambar 5.1 dibawah ini merupakan hasil pemodelan volume total yang

akan dimodelkan.

Gambar 5.1 Bulk volume



58/75

43


5.1.2 Scale up data log

Karena cakupan dari data properti log areanya sangat terbatas, maka diperlukan

scale up yang dapa membantu untuk memperluas cakupan atau batasan dari nilai

properti yang diinginkan. Scale up pada dasarnya merupakan nilai rata-rata

properti yang diekspansikan ke sekitar daerah sumur. Hasil scaled up inilah yang

kemudian akan digunakan dalam pemodelan selanjutnya. Proses scaled up ini

sangat berguna apabila tingkat akurasi atau kemiripan antara data properti yang

telah dibuat kurang mirip dengan informasi yang berasal dari data sumur,

sehingga dengan adanya data scaled up maka yang digunakan adalah properti-

properti yang hampir mirip saja dengan informasi data sumur (log). Dalam

penelitian ini properti yang di scaled up yaitu fasies. Dibawah ini merupakan

Gambar 5.2 yaitu hasil scaled up coal fasies untuk tiap sumurnya dan juga

histogram dari coal fasies.

Gambar 5.2 Hasil upscaled untuk beberapa sumur



59/75

44


Terlihat pada Gambar 5.2 diatas hasil scale up untuk beberapa sumur didaerah

penelitian, untuk fasies batubara ditunjukkan oleh lapisan yang berwarna hitam

sedangkan untuk fasies non batubara ditunjukkan oleh lapisan berwarna biru tua.

Terlihat pada setiap data sumur, keberadaan batubara jauh lebih sedikit dibanding

yang non batubara.

Gambar 5.3 Histogram hasil scaled up untuk semua sumur

Gambar 5.3 merupakan histogram hasil scaled up untuk keseluruhan sumur.

Histogram berwarna biru menunjukkan hasil pemodelan properti yaitu fasies,

warna hijau hasil scale up properti dengan data sumur, dan yang berwarna merahmenunjukkan data log. Hasil pembuatan histogram diatas didapat keakuratan

antara data sumur dengan data properti yang dibuat sekitar 30-40 %, hal ini

dikarenakan sebenarnya pada setiap zona batubara yang dipilih tidak seluruhnya

merupakan batubara, tetapi terdapat perselingan batupasir dan lain-lain.



60/75

45


5.1.3 Pemodelan lithofasies

Setelah data log sudah di upsclase kedalam 3D grid, maka sudah dapat dilakukan

pemodelan properti. Penentuan litofasies dari coal ditentukan secara qualitatif

berdasarkan nilai gamma ray dan nilai Long serta Short density. Karena batubara

diindikasikan dengan nilai gamma ray rendah dan Long serta Short density yang

tinggi, maka akan sangat jelas perbedaan antara batubara dan non batubara.

Persebaran lithofasies ini dilakukan dengan metode SIS (Sequence Indicator

Simulation). Pemodelan fasies pada penelitian ini menggolongkan antara batubara

dan non batubara saja. Gambar 5.4 – 5.7 merupakan hasil analisis variogram dari

tiap coal fasies.

Gambar 5.4 Variogram coal 5

Gambar 5. 5 Variogram coal 6



61/75

46






62/75

47


Gambar 5.8 Hasil pemodelan lithofasies pada batasan daerah penelitian

5.1.4 Analisa pemodelan

Hasil pemodelan lithofasies ditunjukkan oleh Gambar 5.8 diatas menunjukkan

persebaran fasies batubara dan non batubara pada batasan daerah penelitian.

Batubara ditunjukkan oleh warna hitam keabu-abuan, sedangkan untuk fasies non

batubara ditunjukkan oleh warna biru tua. Untuk setiap zona batubara yang dibuat

telah dilakukan pendekatan geostatistik untuk menyebarkan nilai properti dari data

sumur yang ada. Perbandingan antara data sumur dan data persebaran fasies

batubara yang telah dibuat dapat dilihat pada histogram untuk masing-masing

zona. Pada Gambar 5.9 dibawah ini merupakan hasil pembuatan histogram, dapat

terlihat persebaran lithofasiesnya, dan juga toleransi kesalahan antara pemodelan

yang dibuat dengan informasi yang berasal dari data sumur. Toleransi kesalahan

paling besar ada pada histogram coal 8 yaitu sekitar 40 %, hal ini disebabkan

karena lapisancoal

ini berada pada lapisan paling bawah sehingga ada beberapa



63/75


64/75


65/75

50


kesalahan-kesalahan dalam perhitungan volumenya. Beberapa faktor yang

mempengaruhi kesalahan dalam persebaran dan perhitungan volume berdasarkan

persebaran lithofasies diantaranya :

1.

Data sumur utama yang hanya memiliki log gamma ray dan densitas saja, jadi

agak sulit dalam menentukan marker geologi.

2. Pembuatan picking horizon yang kurang sesuai dengan marker geologi pada

sumur.

3. Pembuatan sebaran lithofasies hanya dilakukan pada 4 zona saja dan berada

di bagian bawah data sumur, padahal dibagian atas masih ada lapisan-lapisan

yang lain.

4.

Klasifikasi fasies yang hanya membagi 2 fasies saja yaitu coal dan non coal,

sedangkan seharusnya masih banyak fasies-fasies lain seperti batupasir,

lempung atau gas sekalipun.



66/75


BAB 6

KESIMPULAN DAN SARAN

6.1 Kesimpulan

Berdasarkan uraian dan pembahasan diatas, penelitian perhitungan volume

batubara berdasarkan distribusi lithofasies studi kasus : formasi muara enim

Lapangan “P” Riau memiliki kesimpulan sebagai berikut :

1.

Pada daerah batasan penelitian ditemukan 4 zona batubara yang sifatnya

menerus dengan ketebalan maksimum masing-masing lapisan berbeda-

beda.

2. Semakin banyak data sumur dan semakin dekat jarak antar sumurnya

dapat mengurangi nilai error dalam proses interpolasi data.

3. Terdapat 4 zona batubara yaitu zona coal 5, coal 6, coal 7 dan coal 8

dengan volume masing-masing sebesar 2,80E+09, 2,93E+09, 1,36E+09,

3,51E+09 ft3.

4. Lapisan coal 5 memiliki ketebalan maksimum kearah selatan, coal 6

kearah tenggara, coal 7 lebih terpusat ditengah dan coal 8 kearah utara.

5. Ketebalan maksimum lapisan adalah 15,19 ft yaitu pada lapisan coal 8.

6.2 Saran

Saran yang dapat disampaikan sehubungan dengan penelitian ini sebagai berikut :

1. Dalam menentukan zona batubara sebaiknya dilihat tidak hanya dari log

gamma ray dan densitas saja, tetapi lebih baik lagi apabila terdapat data

log resistivitas, neutron porositas, sonik dan lain-lain.



67/75

52


2. Dilakukan pembuatan sebaran lithofasies yang lebih kompleks lagi,

misalnya ditambahkan fasies batupasir dan lempung .

3. Untuk memperoleh bentuk dari lapisan batubara yang lebih akurat,

sebaiknya dilakukan pemboran yang lebih detail lagi, yaitu

dengan jarak antar lubang bor yang lebih dekat.



68/75

53


DAFTAR ACUAN

Chilès, J.-P., and Delfiner, P., 1999, Geostatistics, modeling spatial uncertainty,John Wiley and Sons, New York.

Damsleth, Elvind., 1997. Geostatistical Approaches in Reservoar Evaluation.

Jurnal of Petroleum Technology.

Davis, J.C., 1973. Statistical and data analysis in Geology, John Wiley & Sons,

Toronto.

De. Coster G.L. 1974. The Geology of the Central Sumatra and South Sumatra

Basins, Proceeding Indonesia Petroleum Assoc., 4 Annual Convention.

F. Leba, Ajun, 2011, Penaksiran Sumber Daya Batubara dengan metode Cross

Section di PT Satria mayangkara Sejahtera Tanjung Telang Lahat

Sumatera Selatan, Universitas Pembangunan Nasional, Yogyakarta.

Haris, Abd., 2004. Panduan kuliah Seismik Eksplorasi. Universitas Indonesia,Depok : 119 hlm.

Harsono, Adi. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi log. Schlumberger OilfieldServices.

Isaaks, E. H., and Srivastava, R. M., 1989, Applied geostatistic: Oxford

University Press.

Mussett, Alan and Khan, M. Aftab. 2000. Looking Into the Earth. Cambridge

University Press.

Schlumberger, 2007, Petrel Introduction, Schlumberger Innovation Solutions.

Schlumberger, 2004, Petrel Workflow Tools: Property Modeling, SchlumbergerInnovation Solutions.

Shell Mijnbouw. 1978, Geological Map of the South Sumatra Coal Province,

scale 1:250.000

Speight, J.G.( 2005). Handbook of Coal Analysis: John Wiley & Sons, Inc.,

Hoboken, New Jersey.



69/75

54


Suhandojo, 1998, Teknik Eksplorasi dan Eksploitasi batubara, VEC, Jakarta.

Sukandarrumidi, 1995, Batubara dan Gambut, Universitas Gajah Mada

Yogyakarta.

Sukmono, Sigit. 2007. Fundamental of Seismic Interpretation. Volume 1. Dept. of

Geophysical Engineering, ITB.

Sukmono, Sigit. 2007. Fundamental of Seismic Interpretation. Volume 2. Dept. ofGeophysical Engineering, ITB.

T. Mudd, Henry, 1968 , Surface Mining, The American Institute of Mining,

Metallurgical and Petroleum Engineers, Inc., New York.

V. Dinata, Fransisca, 2011 , Analisis Fasies Batubara dan Karakteristik Petrofisik

Formasi Balikpapan Lapangan “X” Cekungan Kutai Berdasarkan Data

Log Sumur dan Inti Batuan, Universitas Pembangunan Nasional

“Veteran”, Yogyakarta.



70/75

LAMPIRAN

Gambar peta isochore coal 5

Gambar petaisochore

coal 6



71/75





72/75

Gambar kolom stratigrafi cekungan Sumatera selatan menurut Silitonga dkk, 1995

Proses Pembatubaraan (dalam Coalbed methane characteristics of the Gates

Formation coals, northestern British Columbia: effect of maceral composition,

menurut Lamberson, M.N. and Bustin, R.M., 1993)



73/75

Gambar hasil scaled up pada setiap sumur

Gambar hasil simulasi distribusi lithofasies pada lapisan coal 5



74/75


75/75

Gambar hasil simulasi distribusi lithofasies pada lapisan coal 8

Digital 20312297 S43465 Perhitungan Volume

Documents

Transcript of Digital 20312297 S43465 Perhitungan Volume