Pengaruh Karakteristik Cleat Terhadap Kualitas Reservoar Gas Metana Batubara Lapangan Batubara Pt. Bukit Asam, Cekungan Sumatera Selatan

SADRAKH MARIHOT ARDIAN PUTRA NAIBAHO, Dr. Ing. Ir. Donatus Hendra Amijaya, S.T., M.T., IPM. ; Ir. Hendra Maulana Irvan, S.T.

2026 | Skripsi | S1 TEKNIK GEOLOGI

Ketimpangan antara produksi gas alam global dan permintaan pasar dunia membuka peluang baru dalam pengembangan sumber energi alternatif berupa gas metana batubara (GMB). Gas metana yang dihasilkan oleh batubara dapat terperangkap dalam rekahan yang berkembang pada batubara itu sendiri, sehingga batubara dapat berperan sebagai batuan induk sekaligus batuan reservoar. Lokasi penelitian terletak pada area penambangan batubara PT Bukit Asam Tbk, termasuk ke dalam Cekungan Sumatera Selatan sebagai salah satu tambang batubara terbesar dengan cadangan gas metana yang tinggi. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui pengaruh karakteristik cleat terhadap kualitas reservoar GMB, dengan penekanan pada permeabilitas dan orientasi arah bor sebagai parameter kunci deliverability. Metodologi penelitian mengintegrasikan pengukuran lapangan menggunakan metode scanline dan window scan untuk memperoleh parameter kuantitatif cleat batubara berupa bukaan, spasi, panjang/tinggi, orientasi, dan densitas cleat. Analisis orientasi dilakukan dengan pendekatan stereonet dan diagram rose untuk mengidentifikasi genesa serta pola tegasan yang mengontrol perkembangan cleat. Perhitungan permeabilitas sekunder dilakukan menggunakan pendekatan model rekahan (match stick dan cubes) guna merepresentasikan sistem aliran fluida berbasis jaringan cleat. Pengaruh struktur geologi minor juga dianalisis untuk memahami kontrol lokal terhadap heterogenitas karakteristik cleat.

Hasil penelitian menunjukkan bahwa sistem cleat didominasi oleh face cleat dengan 2 tren utama, yaitu relatif berarah N-S dan NE-SW, diikuti oleh butt cleat yang relatif tegak lurus terhadap face cleat, yakni relatif berarah E-W dan NW-SE. Berdasarkan genesanya, cleat endogenik berkembang hampir di seluruh area penelitian. Cleat eksogenik yang pembentukannya dipengaruhi oleh fase tektonik kompresif berumur awal  Pliosen lebih banyak terdapat di LP 4, LP 6, dan LP 8. Induced cleat berkembang hampir di seluruh area penelitian akibat aktivitas penambangan. Karakteristik face cleat yang hadir pada area penelitian memiliki kisaran panjang 6,24 - 199 cm, kisaran rata-rata spasi 2,75 - 125 cm, kisaran bukaan 0,1 - 3 mm, serta rata-rata densitas 0,017 - 0,283 cm-1. Karakteristik butt cleat yang hadir pada area penelitian memiliki kisaran panjang 0,5 - 13 cm, kisaran rata-rata spasi 0,1 - 20 cm, kisaran bukaan 0,1 - 3 mm, serta rata-rata densitas 0,005 - 0,704 cm?¹. Kehadiran struktur geologi minor berkontribusi terhadap variasi orientasi dan intensitas cleat, sehingga secara lokal meningkatkan kompleksitas anisotropi permeabilitas. Kehadiran struktur geologi minor/lokal pada LP 8 memengaruhi variasi orientasinya. Hal ini dibuktikan dengan 3 tren face cleat dan butt cleat yang berkembang. Dibandingkan dengan Lokasi Pengamatan lainnya, LP 8 memiliki rata-rata panjang/tinggi serta spasi cleat yang cenderung lebih pendek, namun memiliki rata-rata bukaan terlebar. 

Kualitas reservoar GMB yang dinilai dari permeabilitas sekunder batubara tersebut dinilai baik. Permeabilitas sekunder batubara area penelitian yang melibatkan rekahan alami saja berkisar antara 0,011 - 0,038 darcy dengan model match stick serta 0,015 - 0,05 darcy dengan model cubes. Permeabilitas tidak melibatkan induced cleat karena permeabilitas yang melibatkan rekahan alami saja diasumsikan lebih merepresentasikan permeabilitas sekunder batubara di bawah permukaan. Estimasi permeabilitas menunjukkan rentang yang luas, mengindikasikan bahwa heterogenitas jaringan cleat merupakan faktor pengontrol utama dalam kemampuan aliran fluida reservoar. Rancangan arah pemboran yang diperoleh dari karakteristik serta orientasi umum cleat batubara umumnya tegak lurus terhadap kemiringan face cleat. Secara keseluruhan, penelitian ini menegaskan bahwa karakteristik geometrik dan orientasi cleat berperan dominan dalam menentukan kualitas reservoar GMB, khususnya dalam aspek deliverability. Pendekatan kuantitatif berbasis data lapangan yang digunakan dalam studi ini memberikan dasar yang representatif untuk evaluasi potensi reservoar serta dapat dioptimalkan untuk strategi pengembangan, termasuk penentuan arah pemboran yang efektif pada sistem reservoar batubara.

The imbalance between global natural gas production and rising market demand has created new opportunities to further develop coalbed methane gas. Methane generated within coal can be stored in fracture systems (cleats) within the coal matrix, enabling coal to function simultaneously as both a source rock and a reservoir. The study area is located within the coal mining concession of PT Bukit Asam Tbk, situated in the South Sumatra Basin, one of the largest coal-producing regions in Indonesia with significant CBM potential. This study aims to evaluate the influence of cleat characteristics on CBM reservoir quality, with particular emphasis on permeability and drilling orientation as key parameters controlling deliverability. The methodology integrates field measurements using scanline and window scan methods to quantify cleat parameters, including aperture, spacing, length/height, orientation, and density. Orientation analysis was conducted using stereonet projection and rose diagrams to determine cleat genesis and the stress regime controlling their development. Secondary permeability was estimated using fracture-based models (match stick and cube models) to represent the fluid flow system within the cleat network. The influence of minor geological structures was also analyzed to assess their local control on cleat heterogeneity. 

The results indicate that the cleat system is predominantly composed of face cleats with two principal orientations trending approximately N-S and NE-SW, accompanied by butt cleats that are generally perpendicular to the face cleats, trending E-W and NW-SE. Based on their genesis, endogenic cleats are widely distributed across the study area. Exogenic cleats, associated with Late Miocene compressional tectonics, are more prominent at STA 4, STA 6, and STA 8. Induced cleats are also widely present due to mining activities. Face cleats exhibit lengths ranging from 6.24 to 199 cm, average spacing of 2.75 to 125 cm, apertures of 0.1 to 3 mm, and densities ranging from 0.017 to 0.283 cm?¹. Butt cleats show shorter lengths (0.5 to 13 cm), closer spacing (0.1 to 20 cm), similar aperture ranges (0.1 to 3 mm), and densities between 0.005 and 0.704 cm?¹. Minor geological structures contribute to variations in cleat orientation and intensity, locally increasing permeability anisotropy. At STA 8, structural influence is evident through three distinct cleat-orientation trends. Compared to other observation points, STA 8 has shorter cleat lengths and spacing but exhibits the largest average apertures.

The reservoir quality of CBM, as assessed by the coal's secondary permeability, is considered good. Estimated secondary permeability ranges from 0,011 to 0,038 Darcy using the match stick model and from 0,015 to 0,05 Darcy using the cube model. Permeability was evaluated by excluding induced cleats, based on the assumption that permeability controlled exclusively by natural fractures more represents secondary permeability of coal under subsurface conditions. The wide range of permeability values indicates that cleat network heterogeneity is the primary controlling factor in reservoir fluid flow capacity. Overall, this study demonstrates that the geometric characteristics and orientation of cleats play a dominant role in controlling CBM reservoir quality, particularly deliverability. The quantitative, field-based methodology employed in this study offers a representative framework for reservoir evaluation and can be optimized to formulate strategies, including effective drilling direction planning in coal-bearing reservoir systems.

Kata Kunci : Gas metana batubara, GMB, cleat, permeabilitas, deliverability, scanline, window scan, Formasi Muara Enim.