HUBUNGAN ANTARA GAS CONTENT DENGAN KARAKTERISTIK BATUBARA DAN IMPLIKASINYA TERHADAP KUALITAS RESERVOAR GAS METANA BATUBARA, FORMASI WARUKIN ATAS LAPANGAN TANJUNG II, KALIMANTAN SELATAN

SUNARLI ARDI, Dr. Ir. Jarot Setyowiyoto, M.Sc. ; Dr. D. Hendra Amijaya, ST., M.T.

2016 | Tesis | S2 Teknik Geologi

Secara geologi, Lapangan Tanjung II berada di tepi Cekungan Barito bagian timur yang tersusun oleh relatif tipis sedimen Paleogen dan relatif lebih tebal sedimen Neogen, Formasi Warukin Atas. Formasi ini memiliki potensi sebagai reservoar gas metana batubara (GMB) di lapangan. Peringkat batubara pada formasi ini lignit – sub bituminus C. Gas content merupakan permasalahan yang seringkali muncul dalam melakukan pemodelan reservoar GMB serta dalam menentukan potensi dan cadangan GMB. Selain permeabilitas, gas content juga merupakan parameter komersil dalam menentukan keberhasilan pengembangan GMB. Peringkat dan karakteristik batubara sangat berpengaruh terhadap kualitas dan kuantitas gas content dan akan berimplikasi terhadap kualitas reservoar GMB di lapangan ini. Sehingga hal ini sangat penting untuk dipahami. Dalam penelitian ini, digunakan metode analisis log sumur, analisis petrografi, analisis proximate dan ultimate, analisis dan perhitungan gas content dari desorption test dan analisis Langmuir isotherm. Pendekatan statistika digunakan dalam mencari hubungan antara gas content dengan karakteristik batubara. Sampel yang digunakan terdiri dari 47 sampel core dari berbagai kedalaman dari 5 sumur GMB di lapangan. Berdasarkan penelitian ini, reservoar GMB terdiri dari dua coal zone dengan ketebalan 10,82 – 21,5 m pada coal zone A dan 0,77 – 3 m pada coal zone B. Secara umum lithotype batubara dibagi menjadi tiga yaitu dull coal, dull bright coal dan banded dull coal dengan dominasi kandungan vitrinit mencapai 96%, liptinit dan inertinit hadir kurang dari 20%. Analisis proximate meliputi fix carbon 71,82 - 76,38%, ash content 1,4 - 10,1%, inharent moisture 10,1 - 35,9% dan volatile matter 34,3 - 54,5%. Analisis ultimate meliputi kadar hidrogen 5 - 7,43%, oksigen 13,7 - 29,7%, nitrogen 0,9 - 1,84% dan sulfur 0,1 - 1,61%. Total gas content (insitu) dari desorption test 8 - 71 scf/t pada coal zone A dan coal zone B 14 - 120 scf/t dengan komposisi gas metana (CH4) 69,11 - 95,58%. Hubungan signifikan terjadi antara gas content dengan peringkat batubara, kadar hidrogen, zat terbang, telo-vitrinite (ulminite) dan liptinit. Semakin bertambah peringkat batubara, kadar hidrogen dan zat terbang dalam batubara, nilai total gas content akan semakin bertambah, semakin bertambahnya kandungan telo-vitrinite (ulminite) dalam batubara, residual gas akan semakin meningkat. Semakin berkurangnya kandungan liptinit dalam batubara, volume gas terukur dan total gas content akan semakin bertambah. Hal ini umumnya disebabkan karena adanya tren batubara terhadap susunan kimiawi yang lebih aromatik (aromaticity) yang berdampak pada properti fisik dan kimia batubara pada saat terjadi proses pembentukan batubara (coalification) dan proses pembentukan gas metana batubara (metanogenesis). Kualitas reservoar GMB pada lapangan ini termasuk rendah – sedang dengan kondisi reservoar undersaturated dan gas recovery factor lebih dari 30%. Sumur SAP-04 merupakan sumur yang paling layak untuk dikembangkan.

Tanjung II CBM Field is located in the eastern edge of the Barito Basin which is composed by thin sediments of Paleogene and thick sediments of Neogene Upper Warukin Formation. This formation has potency as CBM reservoir in this field. The rank of coal in this formation is lignite to sub-bituminous C. The most problem arises in CBM reservoir modeling and CBM reserves and potential determination is gas content. Besides permeability, gas content is also a commercial parameters to the success of CBM development. In this field, coal rank and its characteristics control the quality and quantity of gas content. It will have implications on the quality of CBM reservoir. So, it is very important to understand. In this study, the methods used well log analysis, petrographic analysis, proximate and ultimate analysis, calculation and analysis of gas content from the desorption test and Langmuir isotherm analysis. The statistical approach used for correlation between the gas content and characteristics of the coal. In this study, 47 core samples from various depths of 5 CBM wells in the field are used. Based on this research, CBM reservoir consists of two coal zones with a thickness of 10.82 to 21.5 m in the coal zone A and 0.77 to 3 m in the coal zone B. Generally, lithotype of coal is divided into three, that is dull coal, dull bright coal and banded dull coal with a predominance of vitrinite content reach 96% while liptinit and inertinit present less than 20%. Proximate analysis includes fix carbon 71.82 - 76.38%, ash content 1.4 - 10.1%, inharent moisture 10.1 - 35.9% and volatile matter 34.3 - 54.5%. The ultimate analysis includes hydrogen content 5 - 7.43%, oxygen 13.7 - 29.7%, nitrogen 0.9 - 1.84% and sulphur 0.1 - 1.61%. Total gas content (insitu) from desorption test is from 8 to 71 scf/t on coal zone A and 14 to 120 scf/t on coal zone B with the composition of methane (CH4) 69.11 - 95.58%. There is a significant relationship between gas content with coal rank, hydrogen, volatile matter, telo-vitrinite (ulminite) and liptinite in the coal. Total gas content increases with coal rank, hydrogen and volatile matter. Residual gas increases with telo-vitrinite (ulminite). Measurable gas and total gas content decreases with liptinite. Generally, this is due to the trend of coals to a more aromatic chemical makeup as rank progresses impacts physical as well as chemical properties of coal on the process of coalification and methanogenesis. In this field, CBM reservoir quality is low to medium with undersaturated reservoir condition and gas recovery factor more than 30%. Wells of SAP-04 is the most feasible wells to develop.

Kata Kunci : Gas Content, Coal Characteristics, CBM Reservoir Quality