Penelitian ini dilakukan untuk menentukan zonasi seam batubara yang memiliki permeabilitas yang baik sebagai reservoir penyimpan gas methane. Pendekatan yang digunakan untuk mengetahui zona permeabilitas yang baik ialah dengan memodelkan anomali nilai porositas log dan nilai gas content secara lateral dan vertikal. Zona permeabilitas batubara yang baik memiliki refleksi nilai porositas log dan gas content yang tinggi. Nilai porositas log yang digunakan dalam penelitian ini dihitung menggunakan metode Serra (Serra. 1984), berdasarkan input data log densitas short density (SD) dan long density (LD) batubara, sedangkan nilai gas content menggunakan persamaan Kim (Kim,1977). Untuk mengetahui nilai porositas log dan gas content pada sumur yang tidak memiliki nilai bobot data, maka digunakan persamaan regresi linear. Kemudian setelah nilai bobot porositas log dan gas content pada seluruh titik sumur diketahui, maka selanjutnya penaksiran sebaran porositas log dan gas content secara lateral maupun vertikal dapat dimodelkan menggunakan metode geostatistik dengan prinsip cokriging regresi linear. Zonasi seam batubara di sebelah Timur Laut (NE) memiliki nilai anomali indeks kernel density yang sangat tinggi, tetapi memiliki nilai anomali porositas log dan gas content yang sangat rendah. Hal ini disebabkan karena kegiatan tektonik pada zona ini sangat intensif sehingga menyebabkan perubahan orientasi cleat dan membuat batubara hancur hingga menjadi bubuk, dan ditambah dengan posisi endapan seam yang terangkat dekat dengan permukaan, menyebabkan indeks pelapukan lebih tinggi, sehingga partikel batubara dapat mengisi bukaan cleat dan menghambat aliran gas dan fluida. Zonasi seam batubara di daerah penelitian yang memiliki nilai sebaran porositas log yang tinggi terletak di sebelah Barat Daya (SW). Hal ini diakibatkan karena permeabilitas cleat batubara pada zona ini terbentuk dengan sangat baik dibawah kondisi tarikan akibat pengangkatan yang terjadi disebelah Timur Laut (NE) daerah penelitian. Hasil ekstraksi lineament yang terlihat pada zona potensial ini tidak banyak dipengaruhi oleh intensitas tektonik yang berlebihan, sehingga lineament tidak begitu banyak berkembang. Trend anomali gas content secara keseluruhan pada setiap seam batubara yang dikaji memperlihatkan anomali yang tinggi seiring dengan bertambahnya kedalaman overburden yang sangat menentukan akumulasi tekanan hidrostatik. Dengan bertambahnya tekanan hidrostatik maka volume gas methane yang terkandung dalam seam batubara kajian akan semakin tinggi. Jumlah sumberdaya gas in place pada zona sweet polygon area (650,8 Ha), yang memiliki anomali nilai porositas log dan gas content yang tinggi ialah sebesar 540,55 MM SCF. Anomali nilai gas content pada area sweet polygon yang didapat melalui persamaan Kim (Kim, 1977), menunjukan trend yang berbeda dengan anomali nilai porositas log. Perbedaan antara trend nilai porositas log dengan nilai gas content (Kim, 1977), dapat dijawab dengan menggunakan formula desorption gas isotherm yang diajukan oleh penulis, dimana perbedaan trend tersebut terjadi karena adanya interkoneksi cleat dengan fracture system di bawah tekanan ekuilibrium, sehingga menyebabkan akumulasi gas pada zona porositas yang tinggi tersebut bermigrasi menuju zonasi tekanan hidrostatik yang lebih rendah

This study was conducted to determine coal seam which has high permeability as coalbed methane reservoir. Determination of high permeability zones was approached by using grid model of high anomaly value of porosity log and high anomaly value of gas content, both lateral and vertical distribution. Good coal permeability zones have a high reflection of log porosity values and gas content values. Porosity log values used in this study was calculated using the method of Serra (Serra. 1984) based on short density log ( SD ) and long density log ( LD ) data input, while the gas content values using the equation of Kim (Kim , 1977). To determine porosity log value and gas content value on particular wells which have no data, a regression linear equation has been employed. After porosity log value and gas content value on the whole point of all well already recovered, then further step for estimating value of porosity log and gas content, both lateral and vertical distribution on all grid areas can be modeled by using linear regression for cokriging method. Coal seam zone on North East (NE) deposit has a very high kernel density anomaly index, however it has a very low anomaly value of porosity logs and gas content. It is interpreted that those may be effected by intensively tectonic activity on this side areas. As a result, causing changes in direction of cleats orientation. In addition, uplifting has changes coal seam deposit closed to the surface and make weathering index become much higher, consequently coal might to be powdered. The coal powder may fill openings pulverization of cleats and impede flow of gases and fluids. Coal seam deposit in research area that has a high distribution value of log porosity is located on the Southwest (SW). This is caused by cleat permeability in this zone is formed with excellent under traction (burial) conditions which occurred by the result of uplifting on North East (NE) of research area. Result of lineament extraction shown in this potential zone is not much influenced by excessive tectonic intensity, so that the lineament is not much developed. Trend of overall anomalies of gas content on each coal seam shows a high anomaly with increasing depth of overburden which influence the accumulation of hydrostatic pressure. By increasing hydrostatic pressure, gas content value in coal seam will be higher. Total gas in place resources inside sweet polygon area (650,8 Ha) having a high anomaly value of porosity log and gas content is 540.55 MM SCF approximately. Anomaly of gas content values inside sweet polygon area were obtained by using Kim equation (Kim, 1977), has showed different trends with anomaly of porosity log values. The difference between trend of porosity logs values and gas content values (Kim, 1977), can be answered through gas desorption isotherm formula which has proposed by the authors in this study. The difference of those trend is due to the interconnection with the cleat fracture system outer equilibrium pressure (disequilibrium pressure). Consequently, accumulation of gas at high porosity coal seam zones migrate toward lower hydrostatic pressure zones

Kata Kunci : -