KEMENTERIAN PENDIDIKAN DAN KEBUDAYAAN

UNIVERSITAS GADJAH MADA

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOLOGI

NASKAH PUBLIKASI

PENENTUAN PENYEBARAN DAN PERHITUNGAN SUMBERDAYA RESERVOAR

COAL BED METHANE PADA FORMASI MUARA ENIM, BLOK Y,

CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

DENGAN PENDEKATAN MODEL 3-D GEOSELULLER

Disusun oleh :

Dwi Kurniawan Said

08/272707/TK/34563

YOGYAKARTA

2013

2

3

PENENTUAN PENYEBARAN DAN PERHITUNGAN SUMBERDAYA RESERVOAR

COAL BED METHANE PADA FORMASI MUARA ENIM, BLOK Y,

CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

DENGAN PENDEKATAN MODEL 3-D GEOSELULLER

Dwi Kurniawan Said

1, Jarot Setyowiyoto

2, Arifudin Idrus

2

1Mahasiswa Jurusan Teknik Geologi, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada 2Dosen Jurusan Teknik Geologi, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada

SARI

Blok Y merupakan blok eksplorasi coalbed methane (CBM). Blok ini bertampalan dengan

blok pengembangan minyak conventional yang terlebih dahulu ada. Untuk mendapatkan

gambaran yang utuh mengenai kondisi reservoar CBM dalam blok yang memiliki luas 142.714,5

acre atau sekitar 577,54 kilometer persegi (km2) ini, diperlukan adanya integrasi antara data yang

berasal dari sumur eksplorasi CBM dengan data yang berasal dari sumur minyak conventional.

Namun, integrasi tersebut seringkali tidak berjalan dengan mudah. Kualitas dan resolusi data yang

berbeda, berasal dari hasil pengukuran berbeda, menjadi penghalang utama. Selain itu, informasi

pengukuran data yang ada juga sering dijumpai dalam skala yang berbeda sehingga diperlukan

berbagai macam pendekatan model reservoar untuk mendapatkan gambaran yang utuh mengenai

kondisi reservoar CBM-nya, salah satunya adalah pendekatan model 3-D geoseluller. Model 3-D

geoseluller merupakan suatu pemodelan tiga dimensi suatu properti reservoar yang berbasis pada

metode geostatistik, dengan pemodelan tersebut properti reservoar yang tersedia akan dimasukkan

ke dalam grid dan metode geostatistik tertentu untuk selanjutnya ditentukan nilai data dan

penyebarannya pada daerah yang tidak memiliki sampel data. Oleh karena itu, model reservoar

yang diperoleh nantinya tidak terlalu bersifat spekulatif, melainkan lebih bersifat interpolatif.

Selain itu, bersamaan dengan proses pembuatan model reservoar dengan menggunakan

pendekatan tersebut, nantinya juga dapat dikembangkan suatu cara untuk melakukan perhitungan

sumberdaya coalbed methane-nya. Tujuan pengaplikasian pendekatan tersebut dalam penelitian

ini adalah untuk melakukan analisis penentuan penyebaran dan perhitungan sumberdaya reservoar

coalbed methane yang terletak di dalam empat zona prospek reservoar coalbed methane pada

Formasi Muara Enim, Blok Y, Cekungan Sumatera Selatan. Adapun hasil dari penentuan

penyebaran menunjukkan penyebaran reservoar coalbed methane berkembang pada lingkungan

pengendapan delta plain, dengan sifat menerus, dengan arah orientasi sikuen pengendapan Timur

Laut-Barat Daya serta ketebalan maksimal (35-55 ft) dijumpai pada slope cekungan dalam blok

penelitian ini. Sementara, hasil perhitungan sumberdaya coalbed methane-nya menunjukkan

besaran sumberdaya gas pada blok ini mencapai 2,1 TCF.

Kata kunci: Model 3-D geoseluller, penyebaran dan perhitungan sumberdaya reservoar coalbed

methane, geostatistik.

Pendahuluan

Blok Y merupakan blok eksplorasi coalbed

methane (CBM) yang dioperasikan oleh PT

Medco CBM Sekayu. Baru terdapat tiga

sumur eksplorasi CBM dan tujuh sumur

minyak conventional dalam blok yang

memiliki luas 142.714,5 acre atau sekitar

577,54 kilometer persegi (km2) ini.

Berdasarkan kondisi tersebut, dipastikan

sulit untuk mendapatkan gambaran kondisi

4

reservoar CBM sesungguhnya. Oleh karena

itu, diperlukan adanya integrasi antara data

yang berasal dari sumur eksplorasi CBM

dengan data yang berasal dari sumur minyak

conventional.

Hasil integrasi data nantinya dapat

digunakan untuk mengembangkan berbagai

macam pendekatan model reservoar, salah

satunya dapat digunakan untuk

mengembangkan pendekatan model 3-D

geoseluller. Model 3-D geoseluller sendiri

merupakan suatu pemodelan tiga dimensi

suatu properti reservoar yang berbasis pada

metode geostatistik, dengan pemodelan

tersebut properti reservoar yang tersedia

akan dimasukkan ke dalam grid dan metode

geostatistik tertentu untuk selanjutnya

ditentukan nilai data dan penyebarannya

pada daerah yang tidak memiliki sampel

data. Tujuan utama pengembangan

pendekatan model tersebut dalam penelitian

ini adalah untuk menghasilkan model

reservoar CBM yang mendekati kondisi

reservoar sesungguhnya serta meminimalkan

model reservoar yang dibangun agar tidak

terlalu bersifat spekulatif dikarenakan

adanya keterbatasan data. Selain itu, melalui

proses pembuatan model reservoar dengan

pendekatan tersebut, nantinya juga dapat

dikembangkan suatu cara untuk melakukan

perhitungan sumberdaya CBM.

Berdasarkan permasalahan diatas,

memunculkan ide bagi peneliti untuk

melakukan penentuan penyebaran dan

perhitungan sumberdaya reservoar CBM

dengan pendekatan model 3-D geoseluller

pada daerah penelitian. Adapun reservoar

CBM yang menjadi objek penelitian pada

studi ini, berdasarkan PT Medco CBM

Sekayu, terletak di dalam empat zona

prospek reservoar CBM, dari yang berumur

paling tua hingga yang paling muda sebagai

berikut: zona Palembang D, zona Palembang

C, zona Palembang B, dan zona Palembang

A.

Metode Penelitian

Beberapa metode penelitian digunakan

untuk mendukung keberhasilan penelitian

ini, antara lain:

1.Metode analisis log kualitatif dan

elektrofasies untuk penentuan litologi

dan analisis fasies

2.Metode korelasi stratigrafi sikuen dan

litostratigrafi untuk korelasi

3. Metode pemodelan 3-D geoseluller

untuk pemodelan data

4. Metode volumetrik untuk melakukan

perhitungan sumberdaya

Geologi Regional

Daerah penelitian termasuk dalam

Cekungan Sumatera Selatan. Cekungan ini

merupakan rangkaian cekungan back-arc

berumur Tersier yang terbentuk selama

Eosen-Oligosen dan terletak pada sisi

Tenggara Pulau Sumatera (Kamal et al.,

2008). Konfigurasi cekungan berbentuk

asimetris (Gambar 1), terbentuk ketika

graben dengan arah trend Utara berkembang

akibat adanya pergerakan intra-plate secara

ekstensional ke arah Timur-Barat.

Batas Barat Daya dan Barat cekungan ini

dipisahkan oleh zona sesar dan

pengangkatan Pegunungan Barisan, batas

Barat Laut dan Utara berbatasan dengan

Cekungan Sumatera Tengah yang dipisahkan

oleh basement kristalin dan meta sedimen

pra-Tersier dari tinggian Pegunungan

Tigapuluh, batas Timur Laut dipisahkan oleh

sedimen pada batas pengendapan Paparan

Sunda, dan pada bagian Timur dan Selatan

dibatasi oleh Pulau Bangka dan

pengangkatan basement dari Paparan Sunda

yang dikenal dengan Tinggian Lampung

(Sapiie dkk., 2005).

Basement pada cekungan ini berumur pra-

Tersier dan merupakan hasil amalgamasi

yang kompleks dari beberapa microplate

yang tersusun atas interkalasi batuan beku,

metamorf, dan sedimen yang memiliki

orientasi Barat Laut-Tenggara (Pertamina

5

5

BPPKA, 1997). Selain itu, granite yang

terdeformasi secara kuat, batuan volkanik,

dan batuan metamorf yang berumur

Cretaceous dan Tersier juga ikut menyusun

basement pada cekungan ini.

Pada penelitian ini, fokus studi reservoar

coalbed methane (CBM) berada pada

Formasi Muara Enim, dikarenakan adanya

beberapa beberapa lapisan batubara sebagai

reservoar CBM yang diendapkan pada

lingkungan fluvial hingga laut dangkal pada

formasi tersebut. Adapun rezim tektonik

pada saat pengendapan Formasi tersebut

berupa rezim transpression yang

berlangsung saat terjadi inversi. Kondisi

seperti itu menghasilkan interpretasi awal

adanya palegeografi pengendapan Formasi

Muara Enim yang dikontrol oleh kehadiran

slope di sekitar cekungan dalam blok

penelitian ini. Berikutnya untuk

mempertegas interpretasi adanya kontrol

slope pada saat pengendapan Formasi Muara

Enim tersebut, diperlukan pemahaman

mengenai perkembangan paleogeografi dan

stratigrafi dari formasi-formasi yang

terbentuk lebih tua dan muda pada saat

sebelum dan sesudah keterbentukan Formasi

Muara Enim. Selain itu, hal tersebut

nantinya juga dapat ditujukan untuk

membangun pemahaman mengenai arah

pengendapan dan sedimentasi Formasi

Muara Enim. Hasil dan Pembahasan

Penentuan Penyebaran Reservoar

Coalbed Methane

Penentuan penyebaran reservoar coalbed

methane diawali dengan analisis terhadap

data well log dan mud log untuk keperluan

penentuan litologi dan analisis fasies. Hasil

penentuan litologi dalam penelitian ini

mengelompokkan litologi ke dalam tiga

kelompok, yaitu shale, sand, dan coal.

Litologi shale menunjukkan pembacaan nilai

American Petroleum Institute (API) tinggi

dengan pola defleksi kurva log GR ke arah

kanan, sedangkan litologi sand dan coal

menunjukkan pembacaan nilai API rendah

dengan pola defleksi kurva log GR ke arah

kiri. Sementara, hasil dari analisis fasies

pada penelitian ini, menghasilkan

pengelompokkan fasies ke dalam empat

kelompok fasies berdasarkan kesamaan sifat

fisik batuan, yaitu fasies interdistributary

bay shale, fasies delta channel sand, fasies

mouthbar sand, dan fasies delta slope sand.

Selanjutnya, hasil penentuan litologi dan

analisis fasies tersebut digunakan sebagai

bahan log upscalling sebagai bahan dasar

melakukan pemodelan fasies (facies

modeling), hasil penentuan lingkungan

pengendapan untuk penentuan bidang kunci

stratigrafi yang berikutnya akan digunakan

untuk melakukan korelasi stratigrafi sikuen,

dan hasil penentuan reservoar CBM

digunakan untuk melakukan korelasi

litostratigrafi terhadap litologi coal sebagai

reservoar CBM. Dalam penentuan suatu

lingkungan pengendapan, langkah yang

harus dilakukan adalah melakukan integrasi

antara hasil analisis data sekunder dan fasies

tersebut. Hasil integrasi tersebut

menghasilkan kesimpulan jika terdapat dua

suksesi lingkungan pengendapan yang

berkembang pada daerah penelitian ini,

yaitu lingkungan pengendapan delta plain

dan delta front.

Berikutnya setelah proses diatas telah

selesai dilakukan, maka dilanjutkan dengan

pengikatan antara bidang kunci stratigrafi

dengan data seismik 2-D melalui proses well

seismic tie. Kemudian diteruskan dengan

horizon dan fault interpretation. Horizon

interpretation diperlukan untuk mengetahui

penyebaran lateral bidang kunci stratigrafi

pada penampang seismik, sedangkan fault

interpretation diperlukan untuk mengetahui

perkembangan struktur geologi berupa

patahan dan orientasi arahnya pada daerah

penelitian ini.

6

Hasil dari horizon interpretation seismik,

seperti pada Gambar 2, menunjukkan

penyebaran marker maximum flooding

surface (MFS) 2 hingga 6 menerus dalam

blok penelitian. Penyebaran marker MFS

yang paling dalam ditemukan pada bagian

tengah blok penelitian dan menerus ke arah

Barat Daya, sedangkan pada arah Timur

Laut, Barat Laut, Utara, dan Tenggara pada

blok penelitian ini terjadi pendangkalan.

Pendangkalan tersebut diduga disebabkan

karena pada arah-arah tersebut merupakan

suatu morfologi tinggian. Selanjutnya,

dengan mengamati ketebalan antara bidang

marker satu dengan marker lainnya yang

relatif sama mengindikasikan pengendapan

material sedimen dalam cekungan pada blok

penelitian ini relatif mempunyai energi yang

sama dengan lingkungan pengendapan

tertentu yang terjadi berulang kali.

Hasil dari fault interpretation, seperti pada

Gambar 3, menunjukkan keterdapatan fault

dalam penelitian ini terbagi kedalam enam

kelompok dengan arah orientasi Timur Laut-

Barat Daya yang dihasilkan dari interpretasi

pada seismic line yang mempunyai arah

tegak lurus terhadap fault tersebut.

Berdasarkan rangkaian tahapan analisis

diatas, meliputi penentuan litologi hingga

interpretasi seismik, menunjukkan litologi

coal pada blok penelitian ini berkembang

pada saat terjadinya transgresi, TST, dengan

lingkungan pengendapan delta plain dan

orientasi arah mengikuti arah orientasi

pengendapan sedimen dalam suatu cekungan

dalam blok penelitian ini, Timur Laut-Barat

Daya. Adapun untuk ketebalan reservoar

CBM dalam blok penelitian yang paling

tebal (35-55 ft) berada di sekitar slope

cekungan.

Hal tersebut dikarenakan pada saat

transgresi cekungan berlangsung, tersedia

ruang akomodasi yang besar hingga sangat

besar, dikarenakan adanya kenaikan base

level changes dan rates of base-level change

yang tinggi serta subsidence cekungan yang

konstan. Selain itu, pada saat transgresi

cekungan berlangsung juga dipengaruhi oleh

sedimentation rate yang konstan.

Keseluruhan kondisi tersebut memungkinkan

suatu material sedimen silisiklastik dan

material organik untuk diendapkan pada

ruang akomodasi tersebut. Adapun pada saat

lowstand system tract tidak terbentuk coal,

dikarenakan terjadi penurunan base level

changes dan rate of base level change-nya

yang tingkatnya masih dibawah

sedimentation rate-nya, sehingga rentan

terjadi erosi terhadap material sedimen

silisikastik dan organik yang diendapkan.

Sementara pada highstand system tract tidak

terbentuk coal, dikarenakan sedimentation

rate-nya melampaui rate of base level

change-nya. Kondisi tersebut menyebabkan

adanya gangguan pada saat pengendapan

material organik oleh kehadiran material

sedimen silisiklastik dalam kondisi

melimpah yang masuk kedalam cekungan.

Secara detail, prediksi geometri dan

ketebalan litologi coal yang berlangsung

selama transgressive system tract dapat

dibedakan menjadi tiga bagian, antara lain:

awal hingga pertengahan transgressive

system tract, pertengahan transgressive

system tract, dan pertengahan transgressive

system tract hingga awal highstand system

tract.

Pada awal hingga pertengahan

transgressive system tract diendapkan coal

dengan geometri tipis dan tidak menerus

pada saat ruang akomodasi yang tersedia

besar, yang dipengaruhi oleh kenaikan base

level changes dan rates of base-level

change-nya melampaui sedimentation rate-

nya. Oleh karena itu, peat dapat

terakumulasi pada kapasitas maksimalnya

dalam suatu tempat membentuk endapan

coal yang tipis, sehingga pada arah

lateralnya tidak dijumpai pengendapan coal

yang menerus.

7

Lalu pada pertengahan transgressive

system tract diendapkan coal dengan

geometri yang relatif tebal, dibandingkan

pada awal transgressive system tract dan

tidak menerus. Hal tersebut dikarenakan

adanya pengaruh sedimentation rate yang

konstan dan keterbentukan ruang akomodasi

yang sangat besar. Terutama dikontrol oleh

adanya subsidence cekungan yang beriringan

dengan rate of base level change-nya yang

telah mencapai titik tertinggi, sehingga peat

dapat terakumulasi pada kapasitas

maksimalnya dalam suatu tempat akomodasi

yang sangat besar, membentuk endapan coal

yang tebal dan tidak menerus untuk

diendapkan.

Kemudian pada pertengahan transgressive

system tract hingga awal highstand system

tract, diendapkan coal dengan geometri yang

relatif tebal dan menerus dibandingkan pada

awal transgressive system tract yang

terutama dipengaruhi oleh berkurangnya

ruang akomodasi akibat penurunan pada rate

of base level change-nya yang beriringan

dengan sedimentation rate yang konstan,

sehingga memungkinkan material sedimen

silisiklastik dan organik untuk terendapkan

dengan pelamparan yang luas dan menerus.

Adapun model penyebaran coal pada blok

ini digambarkan seperti pada Gambar 4,

sedangkan model prediksi geometri dan

ketebalan coal digambarkan seperti pada

Gambar 5.

Pemodelan Data

Pada tahap ini dilakukan pemodelan data,

berbasis geostatistik, untuk mendapatkan

model 3-D geoseluller reservoar CBM pada

blok penelitian. Pemodelan ini didasarkan

pada hasil analisis kemenerusan lateral

bidang kunci stratigrafi pada penampang

seismik dan struktur geologi dari tahapan

sebelumnya.

Hasil analisis kemenerusan lateral bidang

kunci stratigrafi pada penampang seismik

digunakan untuk pembuatan time structure

map melalui proses making surface.

Sementara, hasil analisis struktur geologi

digunakan untuk pembuatan model fault

surface melalui proses fault modeling.

Integrasi kedua proses tersebut akan

menghasilkan model dalam domain waktu.

Berikutnya dilanjutkan dengan proses pillar

gridding, yaitu proses pembuatan horizontal

grid. Lalu setelah proses tersebut selesai

dilakukan, tahap selanjutnya adalah

pembuatan horizon (making horizon) yang

dilanjutkan dengan proses depth conversion.

Hasil dari depth conversion akan merubah

domain data, dari domain waktu menjadi

kedalaman sehingga dapat dihasilkan model

berupa depth structure map. Kemudian,

dilakukan integrasi antara hasil korelasi

stratigrafi sikuen dan litostratigrafi yang

dilakukan pada tahap analisis data dengan

hasil pembuatan horizon dalam proses

zonation dan layering. Hasil dari proses

zonation dan layering sendiri digunakan

sebagai bahan proses facies modeling untuk

menghasilkan model 3-D geoseluller. Selain

itu, juga dapat dijadikan sebagai bahan untuk

menghasilkan model isopach map, melalui

ekstraksi pada zone of interest tertentu, untuk

perhitungan volume reservoar menggunakan

metode volumetrik.

Berdasarkan model penyebaran log litologi

yang dihasilkan, khususnya pengamatan

intersection A-B dan X-Y (Gambar 6),

menunjukkan litologi coal sebagai reservoar

CBM memiliki penyebaran yang relatif

menerus dalam cekungan blok penelitian ini,

dengan orientasi arah mengikuti arah

orientasi pengendapan sedimen dalam suatu

cekungan dalam blok penelitian ini, Timur

Laut-Barat Daya. Adapun untuk ketebalan

reservoar CBM dalam blok penelitian yang

paling tebal berada disekitar slope cekungan.

Perhitungan Sumberdaya Coalbed

Methane

Perhitungan sumberdaya CBM pada

penelitian ini dilakukan dengan melakukan

8

perhitungan volume tiap seam. Volume seam

tersebut diperoleh dari peta isopach

(Gambar 7) yang dihasilkan dari ekstraksi

seam pada zona prospek reservoar CBM.

Berikutnya, besaran volume masing-masing

seam yang dihasilkan dari proses ekstraksi

tersebut dimasukkan ke dalam formula

perhitungan seperti pada persamaan menurut

PT Medco CBM Sekayu (2011) dibawah ini,

untuk melakukan kuantifikasi volume gas

untuk mengetahui sumberdaya CBM-nya:

Keterangan:

GIP : Gas in Place (cuft)

A : Luas area potensial (acre)

h : Ketebalan reservoar (ft)

Gv : Volume gas/ gas content (cuft/ton)

β : Densitas (gr/cc)

fa : Fraksi abu

fw : Fraksi air

Hasil perhitungan tersebut menunjukkan

besaran sumberdaya CBM dalam blok

penelitian secara keseluruhan mencapai 2,1

TCF.

Kesimpulan

Berdasarkan hasil analisis dan interpretasi

data, penulis mengambil beberapa

kesimpulan antara lain:

1. Penyebaran reservoar CBM pada zona

Palembang A, B, C, dan D berkembang

pada lingkungan pengendapan delta

plain yang didominasi oleh fasies

interdistributary bay shale dengan sifat

menerus, dengan arah orientasi sikuen

pengendapan Timur Laut-Barat Daya.

Analisis elektrofasies dari fasies tersebut

menunjukkan pola defleksi kurva log GR

berupa pola serrated. Pola tersebut

mengindikasikan adanya dominasi antara

litologi coal dan sand dengan nilai API

log GR rendah berselingan dengan

litologi shale dengan nilai API log GR

tinggi. Adapun ketebalan maksimal (35-

55 ft) dari reservoar CBM dalam

lingkungan pengendapan tersebut dapat

dijumpai disekitar slope cekungan dalam

blok penelitian ini.

2. Perhitungan sumberdaya CBM dengan

melakukan perhitungan volume tiap

seam yang dihasilkan dari ekstraksi seam

pada zona prospek reservoar CBM,

menunjukkan jumlah sumberdaya gas

yang terdapat pada reservoar CBM pada

zona Palembang A, B, C, dan D pada

blok ini secara keseluruhan mencapai 2,1

TCF. Daftar Pustaka

Aitken, J.F., 1995. Utility of coal seams as

genetic stratigraphic sequence

boundaries in non-marine basins: an

example from Gunedah Basin, Australia.

AAPG Bulletin 79 1179–1181.

Aminian, K., 2006. Evaluation of Coalbed

Methane Reservoirs. Petroleum &

Natural Gas Engineering Department 7.

Arditto, P.A., 1991. A sequence stratigraphic

analysis of the Late Permian succession

in the Southern coalfield, Sydney Basin,

New South Wales. Australian Journal of

Earth Science 38 125–137.

Argakoesoemah, R.M., Kamal, A., 2004.

Ancient Talangakar Deepwater

Sediments in South Sumatra Basin: A

New Exploration Play. Proc. of an

International Geoscience Conference on

Deepwater and Frontier Exploration in

Asia and Australasia, (eds.) Ron A.

Noble, Antonio Argenton and Charles A.

Caughey, IPA 251–267.

Bohacs, K., Suter, J., 1997. Sequence

stratigraphic distribution of coaly rocks:

fundamental controls and paralic

examples. AAPG Bulletin 81 1612–1639.

Diessel, C.F.K., Boyd, R., Wadsworth, J.,

Chalmers, G., 2000. The identification of

accomodation trends in coal seams.

Diessel, C.F.K., Boyd, R., Wadsworth, J.,

Leckie, D., Chalmers, G., 2000. On

9

balanced and unbalanced

accomodation/peat accumulation ratios

in the Cretaceous coals from Gates

Formation, Western Canada and their

sequence-stratigraphic significance.

International Journal of Coal Geology

43 143–186.

Galloway, W., 1989. Genetic stratigraphic

sequences in basin analysis: architecture

and genesis of flooding surfaces bounded

depositional units. AAPG Bulletin 73

125–142.

Ginger, D., Fielding, K., 2005. The

Petroleum Systems and Future Potential

of The South Sumatra Basin.

Proceedings Indonesian Petroleum

Association 30th Annual Convention &

Exhibition 67-76.

Hall, R., 1995. Plate Tectonic

Reconstructions of the Indonesian

Region. Proceedings Indonesian

Petroleum Association 24th Annual

Convention & Exhibition 71–84.

Hamilton, D.S., Tadros, N.Z., 1994. Utility

of coal seams as genetic stratigraphic

sequence boundaries in non-marine

basins: An example from Gunnedah

Basin, Australia. AAPG Bulletin 78 267–

286.

Holz, M., Wolfgang, K., Banerjee, I., 2002.

Sequence stratigraphy of paralic coal-

bearing strata: an overview.

International Journal of Coal Geology

48 147–179.

Holmes, M., 2000. LESA Coalbed methane

log analysis. Digital Formation 3.

Horne, J.C., Ferm, J.C., Caruccio, F.T.,

Baganz, B.P., 1979. Depositional models

in coal exploration and mine planning in

Apalachian Region. In: Carboniferous

Depositional Environments in the

Appalachian Region 544–575.

Kamal, A., Argakoesoemah, R.M.., Solichin,

2008. A Proposed Basin-Scale

Lithostratigraphy For South Sumatra

Basin. Sumatra Stratigraphy Workshop

Indonesia Association Of Geologist.

Kelkar, M., Perez, G., 2002. Applied

Geostatistics for Reservoir

Caharacterization. Society of Petroleum

Engineer 52-90.

Michaelsen, P., Henderson, R., 2000. Facies

relationships and cyclicity of high-

latitude, Late Permian coal measures,

Bowen Basin, Australia.

Pashin, J.C., 2000. Using flooding surface in

coal-bearing strata to model

accomodation space: example from the

Black Warior basin, Alabama. American

Association of Petroleum Geologists

Annual Meeting.

PERTAMINA BPPKA, 1997. Petroleum

Geology of Indonesia Basins Principles,

Methods and Application. Internal

Pertamina BPPKA

PT Medco CBM Sekayu, 2011. Proposal

usulan pemboran eksplorasi CBM SE-

07. Internal PT Medco CBM Sekayu 35.

Sapiie, B., Hadiana, M., Nugraha, I.,

Sayentika, 2005. Analogue Modeling of

Rift Mechanism in The Paleogene

Graben System of Western Indonesia.

Proceedings Indonesian Petroleum

Association 30th Annual Convention &

Exhibition 593-597.

Shearer, J.C., Staub, J.R., Moore, T.A.,

1994. The conundrum of coalbed

thickness: a theory for stacked mire

sequence. The Journal of Geology 102

611–617.

10

Gambar 1. Konfigurasi Cekungan Sumatera Selatan yang berbentuk

asimetris. Lokasi daerah penelitian ditandai dalam kotak merah

(Sapiie dkk., 2005 dengan modifikasi)

Gambar 2. Interpretasi horizon seismik

11

Gambar 3. Interpretasi fault seismik

Gambar 4. Model penyebaran coal Blok Y

Gambar 5. Model prediksi geometri dan ketebalan coal Blok Y

12

Gambar 6. Penyebaran log litologi

13

Gambar 7. Peta isopach seam Pal A-1-seam Pal D-1