## HUBUNGAN PERINGKAT BATUBARA TERHADAP KANDUNGAN GAS METANA BATUBARA FORMASI WARUKIN BAGIAN TENGAH PADA SUMUR BSCBM-01, KABUPATEN PASER, PROVINSI KALIMANTAN TIMUR

## Sigit A. Wibisono, Eddy A. Subroto
Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, 40132, Email: sigit_102@yahoo.com & subroto@gc.itb.ac.id
Sari -  Analisis proksimat dan ultimat  yang dilakukan  terhadap 11 sampel batubara  menunjukkan bahwa batubara Formasi Warukin bagian tengah pada sumur BSCBM-01  termasuk  dalam klasifikasi peringkat batubara subbituminus dan mempunyai kerogen dominan tipe III yang cenderung menghasilkan gas. Selain itu, sampel teranalisis mempunyai kandungan air total 9,03 – 15,54%, kandungan sulfur 0,33 - 5,43%, kadar karbon tertambat 16,38 - 46,05%, kadar abu 2,24 - 60,89%, kadar zat terbang 19,77 - 50,25% dan nilai kalori 2.357 - 7.008 kal/g. Hasil analisis kandungan gas yang dilakukan terhadap 10 sampel batubara  pada kedalaman 100 - 400 m menunjukkan bahwa sampel teranalisis mempunyai kandungan gas total 2,28 -  121,28 scf/ton dan persentase gas metana 12,04 – 96,32%.
Kata kunci : batubara, proksimat, ultimat, kandungan gas, metana.
Abstract - Proximate and ultimate analysis performed on 11 coal samples indicate that the coal of the middle Warukin Formation at the BSCBM-01 well belongs to the rank classification of subbituminous coal  and has dominant type III kerogen which tends to produce gas. In addition, the analyzed samples had a moisture 2.96 - 6.85%, sulfur 0.33 - 5.43%, fixed carbon 16.38 - 46.05%, ash 2.24 - 60.89%, volatile matter 19.77 - 50.25% and calorific value 2,357 - 7,008 cal/g. The result of gas content analysis on 10 coal samples at 100 - 400 m depth showed that the analyzed samples had total gas content 2.28 -  121.28 scf/ton and the percentage of methane 12.04 - 96.32%.
Keywords: coal, proximate, ultimate, gas content, methane.

## 1. PENDAHULUAN
Batubara didefinisikan sebagai suatu endapan yang terdiri dari  bahan-bahan organik maupun anorganik yang terbentuk akibat  hasil akumulasi sisa-sisa tumbuhan yang telah mengalami pemadatan melalui proses ubahan secara kimia serta metamorfosa oleh panas dan tekanan selama waktu geologi (Wood dkk., 1983). Gas metana batubara merupakan gas yang dapat terbentuk selama proses pembatubaraan, berasal dari material organik yang mengalami ubahan akibat pengaruh biokimia dan geokimia (Levine, 1993). Menurut Flores (2004), gas metana (CH 4 )  dihasilkan dari proses alami, terperangkap dan terserap di dalam lapisan batubara (pori-pori batubara) selama proses pembatubaraan.
Maksud  penelitian ini  adalah melakukan analisis proksimat, ultimat, dan kandungan gas sampel batubara Formasi Warukin bagian tengah pada sumur BSCBM-01 dengan tujuan untuk mengetahui hubungan peringkat dan tipe batubara terhadap kandungan gas metana dalam batubara.
Daerah penelitian secara administratif termasuk dalam wilayah Desa Busui, Kecamatan Batusopang, Kabupaten Paser, Provinsi Kalimantan Timur. Lokasi ini terletak sekitar 175 km barat daya Kota Balikpapan, sedangkan secara geografi, daerah  penelitian  terletak pada koordinat 115 ° 45 ′ 00” - 115 ° 50 ′ 00” Bujur Timur dan 1 ° 45 ′ 00”  -  1 ° 50’00” Lintang Selatan (Gambar 1).

## BULLETIN OF
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB) Institut Teknologi Bandung (ITB)
Gambar 1. Peta lokasi daerah penelitian.

## 2. GEOLOGI DAERAH PENELITIAN
Satyana dkk., (1999), telah membagi Pulau Kalimantan menjadi empat belas unit kerangka tektonik yang berbeda. Kerangka tektonik tersebut meliputi Cekungan Tarakan, Tinggian Sempurna, Tinggian Kuching, Pegunungan Mangkalihat,
Cekungan Ketungau, Cekungan Melawi, Cekungan Kutai, Pegunungan Schwaner, Pelataran Paternoster, Cekungan Barito, Tinggian Meratus, Subcekungan  Asem- Asem, Subcekungan Pasir, dan Cekungan Makassar Utara (Gambar 2).
Gambar 2. Peta fisiografi Pulau Kalimantan (Satyana dkk., 1999).
Daerah penelitian termasuk dalam wilayah Subcekungan Pasir. Subcekungan Pasir terletak  di bagian timur Cekungan Barito yang dibatasi oleh Tinggian Meratus. Subcekungan Pasir mempunyai tatanan stratigrafi yang rumit dan ciri litologi yang terdapat dalam subcekungan ini mempunyai kesamaan dengan Cekungan Barito, sehingga beberapa peneliti memasukkan subcekungan tersebut menjadi  bagian  dari Cekungan Barito. Pada kala Miosen Akhir, terjadi peristiwa pengangkatan yang membentuk Tinggian Meratus sehingga memisahkan Cekungan Barito dengan Subcekungan Pasir dan Subcekungan Asem-Asem.
Morfologi daerah penelitian dapat dibedakan menjadi dua satuan morfologi, yaitu satuan dataran antarperbukitan dan satuan perbukitan berlereng landai (Brahmantyo dan Bandono, 2006). Satuan dataran antarperbukitan ditandai warna hijau pada peta morfologi meliputi bagian tengah daerah penelitian, mencakup sekitar
65% daerah penelitian. Satuan ini berada pada ketinggian antara 25 – 100 m di atas permukaan laut. Satuan ini ditandai oleh garis kontur yang renggang pada peta topografi, kemiringan lereng 15 ° sampai 25 ° . Satuan ini tersusun oleh batuan sedimen Tersier dari Formasi Berai dan Formasi Warukin (Gambar 3).
Satuan perbukitan berlereng terjal ditandai warna kuning pada peta morfologi yang menempati bagian barat dan timur, mencakup sekitar 35% daerah penelitian. Satuan ini berada pada ketinggian antara 100  –  775 m di atas permukaan laut. Satuan ini ditandai oleh garis kontur yang rapat dan menutup pada peta topografi, kemiringan lereng 45 0 sampai 80 0 . Satuan perbukitan berlereng terjal tersusun oleh batuan Pra-Tersier dan sedimen Tersier dari Formasi Pitap, Formasi Tanjung, dan sebagian kecil Formasi Berai (Gambar 3).
Stratigrafi daerah penelitian merupakan bagian dari Subcekungan Pasir yang
mempunyai kesamaan ciri litologi dengan Cekungan Barito. Proses sedimentasi yang terjadi pada Subcekungan Pasir juga mempunyai kesamaan dengan Cekungan Barito yang merupakan daur lengkap proses sedimentasi dari fase transgresi dan regresi  (Siregar dan Sunaryo, 1980),
namun ada perbedaan di antara keduanya. Perbedaan tersebut terletak pada proses pengendapan Formasi Warukin dan Formasi  Dahor. Pada Subcekungan Pasir, hanya diendapkan Formasi Warukin bagian bawah dan sebagian Formasi Warukin bagian tengah (Gambar 4).
Gambar 3. Peta morfologi daerah penelitian.
Gambar 4. Stratigrafi daerah penelitian (modifikasi Adaro, 1999).
Hal ini berhubungan dengan peristiwa pengangkatan Tinggian Meratus yang berlangsung kala Miosen Tengah hingga Pliosen yang menyebabkan sebagi Formasi Warukin bagian tengah dan atas serta Formasi Dahor tererosi pada subcekungan ini (Darman dan Sidi, 2000).
Berdasarkan peta geologi lembar Balikpapan (Hidayat dan Umar, 1994), pada daerah penelitian terdapat empat formasi batuan dari tua ke muda, meliputi Formasi Pitap,  Formasi Tanjung, Formasi Berai,  dan Formasi Warukin.  Formasi Pitap tersusun oleh perselingan  batupasir, batulempung,  dan  konglomerat berumur Kapur Awal, kemudian di atasnya diendapkan Formasi Tanjung.  Formasi Tanjung berumur Eosen Awal sampai Eosen Akhir terdiri dari perselingan batupasir, batulempung, konglomerat, batugamping,  dan napal dengan sisipan tipis batubara yang tersingkap  di bagian
barat daya daerah penelitian.  Pada bagian atas  formasi ini diendapkan secara tidak selaras Formasi Berai. Pada atas Formasi Berai diendapkan secara selaras Formasi Warukin bagian bawah dan Formasi Warukin bagian tengah.  Batubara yang ditemukan pada Formasi Warukin bagian tengah umumnya mempunyai ketebalan yang relatif tipis (Gambar 5).

## 3. METODOLOGI
Metode yang digunakan dalam penelitian ini berupa pengamatan di lapangan, pengambilan sampel, analisis laboratorium, dan interpretasi data. Pengamatan yang dilakukan di lapangan meliputi pengamatan singkapan batubara permukaan dan inti batuan hasil pengeboran. Pengambilan sampel berupa sampel singkapan dan inti pengeboran batubara yang kemudian dilakukan analisis
laboratorium meliputi analisis proksimat untuk mengetahui kandungan air, kadar sulfur, kadar abu, karbon tertambat, dan
nilai kalori, sedangkan analisis ultimat dilakukan untuk unsur-unsur kimia dalam batubara, meliputi; karbon, hidrogen,
nitrogen, sulfur, dan oksigen. Hasil dari kedua pengukuran ini dinyatakan dalam persen.
Selain itu, berdasarkan kondisi sampel yang dianalisis di laboratorium dibedakan menjadi tiga yaitu: ar ( as received ), adb ( air dried base ), dan daf ( dry ash free ). Sampel batubara yang dianalisis sesuai keadaan pada waktu diterima di laboratorium dikenal sebagai ar  ( as received ). Sampel batubara dalam keadaan kadar kelembapan yang  hampir sama dengan kelembaban   udara sekitarnya didefinisikan sebagai adb ( air dried base ). Sampel batubara dengan asumsi kadar kelembapan dan abu telah dihilangkan dikenal sebagai daf ( dry air free ). Analisis proksimat dilakukan menggunakan instrumen Leco TGA 601, sedangkan
analisis ultimat dilakukan dengan menggunakan instrumen Leco CHN 2000 dan Leco SC 632.
Analisis kandungan dan komposisi gas dalam batubara dilakukan dengan metode langsung terhadap sampel inti batubara hasil dari pengeboran. Setiap sampel inti batubara dimasukkan ke dalam tabung kanister dengan panjang ukuran 0,5 meter atau 50 centimeter dan ditutup dengan sumbat.  Pengukuran gas terukur (Q 2 ) dilakukan dengan selang waktu yang telah ditentukan sampai gas yang terdapat dalam tabung kanister telah habis keluar. Gas hasil pengukuran gas terukur (Q 2 ) disimpan dalam tabung ukur yang kemudian dihitung jumlahnya dan sisanya dipergunakan untuk analisis komposisi gas.
Gambar 5. Peta geologi daerah penelitian (modifikasi Hidayat dan Umar, 1994).
Setelah dilakukan pengukuran gas terukur kemudian dilakukan pengukuran gas sisa (Q 3 ). Pengukuran gas sisa (Q 3 ) dilakukan dengan menghancurkan sampel inti batubara yang terdapat dalam tabung kanister dengan menggunakan alat
penghancur batubara yang kedap udara. Pengukuran gas yang hilang (Q 1 ) dilakukan berdasarkan perhitungan nilai regresi linier hasil pengukuran gas terukur (Q 2 ). Pengukuran gas total merupakan penjumlahan dari gas yang hilang (Q 1 ), gas
terukur (Q 2 ), dan gas sisa (Q 3 ). Selain itu, analisis komposisi gas  bertujuan untuk mengetahui komposisi  gas yang terdapat dalam batubara meliputi nitrogen, hidrogen, oksigen, karbon monoksida, karbondioksida, dan metana dengan menggunakan  instrumen  kromatografi gas (GC) tipe Micro Agilent 490. Keseluruhan data yang telah dianalisis kemudian diinterpretasi untuk mengetahui hubungan kualitas batubara terhadap kandungan gas metana batubara.

## 4. DATA DAN HASIL ANALISIS 4.1 Data
Penelitian ini menggunakan data yang berasal dari sampel batubara  sumur BSCBM-01  pada daerah Busui dan sekitarnya yang dilakukan oleh Suhada, dkk.  (2014)  dan Suhada dan Wibisono (2014)  berupa  penelitian sumur geologi untuk tambang dalam dan CBM di daerah Paser dan sekitarnya, Kabupaten Paser, Provinsi Kalimantan Timur dari instansi Pusat Sumber Daya Geologi, Bandung. Pusat Sumber Daya Geologi yang sekarang telah berubah nama menjadi Pusat Sumber Daya Mineral, Batubara dan Panas Bumi.
Lokasi pengeboran sumur BSCBM-01 berada pada koordinat 01°48’41”  LS  - 115º49’5,23” BT. Sumur BSCBM-01 menembus batuan dari  Formasi Warukin bagian tengah  hingga kedalaman  503 m terdiri dari perulangan batupasir halus, batulempung, batulanau, dan batubara. Sampel batubara pada sumur BSCBM-01 diambil pada kedalaman 116,40 -  117,75 m (Lapisan L), 235,48 -  236,10 m (Lapisan J), 283,62 - 284,00 m (Lapisan I), 308,50  -  309,25 m (Lapisan H), 328,40 – 330,60 m (Lapisan F), 341,77 -  342,45 m
(Lapisan E), dan 388,50 -  389,30 m (Lapisan C). Batubara yang ditemukan pada daerah penelitian berdasarkan data singkapan dan inti batubara umumnya mempunyai kenampakan megaskopis berwarna hitam, kilap terang, garis gores hitam, pecahan konkoidal, dan di beberapa tempat ditemukan nodul damar. Kemiringan lapisan batubara berdasarkan pengamatan singkapan batubara permukaan berkisar 10 0 - 77 0 .

## 4.2 Hasil Analisis
Sebanyak  11 sampel  batubara dilakukan analisis proksimat dan ultimat  serta  diberi notasi  C1AC2A, C3A, C4AC5A, C1B2B, C3B, C4B, C5B, C6B, C7B8B, BSC01, dan BSC02 (Tabel 1 dan Tabel 2) . Selain itu,  analisis kandungan gas dilakukan terhadap 10 sampel  batubara  yang diberi notasi  C4A, C5A, C1B, C2B, C3B, C4B, C5B, C6B, C7B, dan C8B (Tabel 3  dan Tabel 4) .
Hasil analisis proksimat menunjukkan bahwa sampel batubara pada daerah penelitian mempunyai kandungan air total 9,03  -  15,54%.  Hukum Hilt menyatakan bahwa kenaikan suhu dan tekanan karena pertambahan kedalaman dapat menyebabkan peningkatan peringkat batubara yang ditandai dengan pengurangan kandungan air dalam batubara (Thomas, 2002). Plot silang antara kandungan air total terhadap kedalaman memperlihatkan adanya kecenderungan kandungan air yang semakin berkurang seiring pertambahan kedalaman batubara. Pengurangan kandungan air dalam batubara dapat menyebabkan peningkatan kandungan gas dalam batubara ( Gambar 6).
Tabel 1. Hasil analisis proksimat sampel batubara pada daerah penelitian.
Tabel 2. Hasil analisis ultimat sampel batubara pada daerah penelitian.
Tabel 3. Hasil analisis kandungan gas dalam batubara pada daerah penelitian.
Tabel 4. Hasil rata-rata analisis kandungan gas  dalam batubara pada daerah penelitian.
Gambar 6. Plot kandungan air total dan kandungan gas terhadap kedalaman.
Menurut Diessel (1992), peringkat batubara dapat ditentukan dengan menggunakan rasio kadar karbon tertambat dan kadar zat terbang atau dikenal sebagai fuel ratio . Nilai rata-rata fuel ratio sampel  teranalisis adalah satu yang menunjukkan bahwa batubara pada daerah penelitian termasuk dalam peringkat batubara subbituminus (Gambar 7).
Tipe material organik penyusun batubara dapat diidentifikasi berdasarkan diagram van Krevelen (1961) yang dimodifikasi dari hasil analisis ultimat. Plot rasio hidrogen dan karbon (H/C) terhadap rasio oksigen dan karbon (O/C) sampel batubara pada sumur BSCBM-01 menunjukkan bahwa sampel teranalisis mempunyai
kerogen dominan Tipe III yang cenderung untuk menghasilkan gas (Gambar 8).
Selain itu, berdasarkan diagram tersebut, seluruh sampel batubara pada saat terbentuknya telah mengalami proses diagenesis dari komponen-komponen organik yang terdapat pada gambut. Proses diagenesis ini menyebabkan peningkatan suhu dan tekanan dan peningkatan persentase kandungan karbon yang merubah gambut menjadi batubara. Kerogen Tipe III terdiri dari  material organik asal darat yang mempunyai komponen lemak atau lilin  rendah. Kerogen tipe ini terutama berasal dari selulosa dan lignin tumbuhan dan cenderung menghasilkan hidrokarbon gas (Waples, 1985).
Gambar 7. Peringkat batubara pada daerah penelitian (Diesel, 1992).
Gambar 8. Plot rasio H/C terhadap rasio O/C (Waples, 1985).
Kadar sulfur dalam batubara merupakan hasil interaksi air laut dengan bahan organik batubara. Horne dkk. (1978) menyatakan bahwa kadar sulfur dalam batubara dapat digunakan untuk mengindentifikasi lingkungan pengendapannya. Semakin tinggi kadar sulfur menunjukkan interaksi antara material pembentuk  batubara dengan air laut  semakin besar. Demikian  pula sebaliknya, semakin rendah kadar  sulfur dalam batubara menunjukkan semakin sedikit interaksi antara  keduanya.
Chou  (2012) mengklasifikasikan kadar sulfur dalam  batubara menjadi tiga yaitu rendah  < 1%, sedang  1-3%, dan tinggi  > 3%. Menurut Horne dkk. (1978), lingkungan pengendapan  dataran delta bagian atas tidak dipengaruhi oleh air laut sehingga batubara yang terbentuk mempunyai kadar sulfur rendah, sedangkan lingkungan pengendapan prodelta, delta bagian depan, dataran delta bagian bawah, dan transisi dataran delta bagian bawah merupakan lingkungan delta yang dipengaruhi oleh air laut sehingga batubara yang terbentuk mempunyai kadar sulfur tinggi. Sampel batubara pada sumur
BSCBM-01 mempunyai persentase kadar sulfur rata-rata 2,19%  yang termasuk dalam klasifikasi kadar sulfur sedang Berdasarkan klasifikasi tersebut, lingkungan pengendapan batubara pada daerah penelitian termasuk dalam lingkungan    dataran delta bagian bawah (Gambar 9).
Gambar 9. Lingkungan pengendapan batubara pada daerah penelitian (Horne dkk.,1978).
Gambar 10. Plot nilai kalori dan kadar karbon tertambat terhadap kadar abu sampel batubara pada sumur BSCBM-01.

## 5. PEMBAHASAN
Hasil analisis proksimat terhadap sampel batubara pada daerah penelitian menunjukkan bahwa kadar abu dalam sampel teranalisis dapat mempengaruhi peringkat batubara. Kadar abu yang relatif tinggi dapat menyebabkan penurunan nilai kalori dan kadar karbon tertambat dalam batubara demikian pula sebaliknya (Gambar 10). Hal ini ditunjukkan pada sampel batubara yang mempunyai kadar abu 60,89%, hanya mempunyai nilai kalori 2.357 kal/g dan kadar karbon tertambat 16,38%.
Hasil analisis ultimat menunjukkan bahwa sampel batubara pada daerah penelitian dominan terdiri dari unsur karbon berkisar 63,90  -  76,66%. Unsur hidrogen yang relatif rendah berkisar 5,31 -  7,44% dibandingkan dengan unsur oksigen yang relatif tinggi berkisar 13,11 -  16,89% menunjukkan bahwa sampel teranalisis termasuk dalam kerogen tipe III yang cenderung menghasilkan gas (Waples, 1985). Selain itu, unsur sulfur yang relatif tinggi berkisar 0,36 - 12,09% menunjukkan adanya interaksi air laut dengan material organik batubara (Horne dkk., 1978).
Hasil analisis kandungan gas menunjukkan bahwa sampel batubara pada daerah penelitian mempunyai kandungan gas total
berkisar 2,28 -  121,28 scf/ton atau setara dengan 0,06 -  3,44 scf/ton dan persentase gas metana berkisar 12,04 - 96,32%. Selain itu, kandungan gas metana batubara pada daerah penelitian berkisar 0,27 -  113,95 scf/ton atau setara dengan 0,00 -  3,23 m 3 /ton. Hasil analisis kandungan gas terhadap sampel teranalisis menunjukkan adanya kecenderungan peningkatan kandungan gas metana batubara seiring dengan pertambahan kedalaman lapisan batubara (Gambar 11). Hal ini diperkirakan pada lapisan batubara yang relatif lebih dalam, terjadi peningkatan suhu dan tekanan yang disebabkan oleh pembebanan lapisan penutup atau tektonik (Stone dan Cook, 1979; Teichmuller, 1987; dalam Herudiyanto, 2006). Peningkatan suhu dan tekanan bawah permukaan menyebabkan peningkatan peringkat batubara yang ditunjukkan dengan pengurangan kandungan air, oksigen, dan hidrogen dan peningkatan kandungan karbon dalam batubara (Thomas, 2002). Peningkatan peringkat batubara umumnya dapat menyebabkan peningkatan kandungan gas metana batubara. Peringkat batubara subbituminus pada daerah penelitian menunjukkan bahwa pembentukan gas metana batubara diperkirakan melalui proses biogenik (Gambar 12).
Gambar 11. Plot kandungan gas metana batubara terhadap kedalaman.
Gambar 12. Proses pembentukan gas metana batubara (Dawson, 2013).

## 6. KESIMPULAN
Sampel batubara yang dilakukan analisis berasal  dari inti pengeboran sumur BSCBM-01 dan beberapa singkapan permukaan di sekitarnya.
Morfologi pada daerah penelitian terdiri dari    dua  satuan   morfologi,   yaitu satuan  morfologi dataran antarperbukitan dan satuan perbukitan berlereng terjal.
Batubara pada daerah penelitian berasal dari Formasi Warukin bagian tengah
berumur Miosen Tengah dan mempunyai ketebalan yang relatif tipis serta termasuk dalam wilayah Subcekungan Pasir.
Hasil analisis proksimat dan ultimat batubara menunjukkan bahwa batubara daerah penelitian termasuk dalam peringkat batubara subbituminus.
Tipe material organik penyusun batubara pada daerah penelitian berdasarkan analisis ultimat mempunyai kerogen dominan Tipe III yang cenderung menghasilkan hidrokarbon berupa gas. Kadar sulfur dalam batubara pada daerah penelitian berdasarkan analisis proksimat dan ultimat menunjukkan nilai rata-rata 2,19% dan 3,39%  yang mengindikasikan material penyusun batubara dipengaruhi oleh air laut dan diperkirakan batubara diendapkan pada lingkungan delta bagian bawah.
Kadar abu dalam batubara pada daerah penelitian berdasarkan analisis proksimat dapat mempengaruhi nilai kalori dan kadar karbon tertambat dalam batubara.
Peningkatan suhu dan tekanan bawah permukaan menyebabkan peningkatan peringkat batubara yang ditunjukkan dengan pengurangan kandungan air, oksigen, dan hidrogen dan peningkatan kandungan karbon dalam batubara. Peningkatan peringkat batubara umumnya dapat menyebabkan peningkatan kandungan gas metana batubara.
Peringkat batubara subbituminus pada daerah penelitian menunjukkan bahwa pembentukan gas metana batubara diperkirakan melalui proses biogenik.
Pada saat ini, kombinasi dari beberapa analisis di atas, batubara yang berpotensi mengandung gas metana cukup bagus pada sumur BSCBM-01 berada pada kedalaman 300–  500 meter dengan  komposisi dan kandungan gas metana berkisar 68,89 – 96,32% dan 14,31 – 97,72 scf/ton.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis menyampaikan terima kasih kepada  Pusat Sumber Daya Mineral, Batubara dan Panas Bumi  yang  telah memberikan izin penggunaan data dan dukungannya  sehingga karya ilmiah  ini dapat diselesaikan.

## DAFTAR PUSTAKA
Adaro (1999): Laporan eksplorasi sumberdaya batubara , Tidak dipublikasikan.
Brahmantyo, B. dan Bandono (2006):
Klasifikasi bentuk muka bumi ( landform ) untuk pemetaan geomorfologi pada skala 1:25.000 dan aplikasinya untuk penataan ruang, Jurnal Geoaplika , I , 71-78. Chou, C. L. (2012):  Sulfur in coals: A review of geochemistry and origins. International Journal of Coal Geology , 100 , 1–13.
Darman, H. dan Sidi, F. H. (2000): An outline of the geology of Indonesia ,
Indonesian Geologists Association Publication, Jakarta. Dawson, M. (2013): Coalbed methane: Understanding key reservoir properties and their influence on producibility , Dawson Energy Advisory Ltd.
Diessel, C. F. K. (1992): Coal-bearing depositional systems , Springer- Verlag, Berlin, Heidelberg.
Flores, R. M. (2004): Coalbed methane in The Powder River Basin, Wyoming, and Montana: An assessment of The Tertiary-Upper Cretaceous coalbed methane total petroleum system , United States Geological Survey, Denver. Herudiyanto (2006): Laporan kajian awal potensi batuan induk hidrokarbon daerah sangata Cekungan Kutai, Provinsi Kalimantan Timur , Pusat Sumberdaya Geologi, Badan Geologi, Bandung.
Hidayat, S.  dan  Umar, L. (1994): Peta Geologi Lembar Balikpapan,
Kalimantan . Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi, Bandung. Horne, J. C., Ferm, J. C.,  Caruccio, F. T., dan Baganz, B. P. (1978): Depositional models in coal exploration and mine planning in Appalachian region. AAPG Bulletin , 62 , 2379–2411. Levine, J. R. (1993): Coalification: The evolution of coal as source rock and reservoir rock for oil and gas , dalam Law, B. E. dan Rice, D. D. (Eds.), Hydrocarbon from coal ,
American Association of Petroleum Geologists, Tusla, Oklahoma, 39-77. Satyana, A. H., Nugroho D., Surantoko I. (1999): Tectonic controls on the hydrocarbon habitats of the Barito, Kutei, and Tarakan Basins, Eastern Kalimantan, Indonesia: major dissimilarities in adjoining basins, Journal of Asian Earth Sciences ,
17 , 99-122.
Siregar, M. S. dan Sunaryo, R. (1980): Depositional environment and hydrocarbon prospects, Tanjung Formation, Barito Basin, Kalimantan.
Proceedings
Indonesian Petroleum Association, 9 th annual convention , 379-400. Suhada, I dan Wibisono, S. A.   (2014): Potensi gas metana batubara pada
Formasi Warukin di daerah
Batusopang, Kabupaten Paser, Provinsi Kalimantan Timur, Buletin Sumber Daya Geologi , 9, 151-160 , Pusat Sumber Daya Geologi, Bandung. Suhada, I., Hidayat, R., Wibisono, S. A., dan Nahar, K. (2014): Penelitian sumur geologi untuk tambang dalam dan cbm di daerah Paser, Provinsi Kalimantan Timur, Prosiding
Hasil Kegiatan Lapangan Pusat Sumber Daya
Geologi Tahun Anggaran 2014 : Buku 1 Bidang Energi,  9, 79-86 , Pusat Sumber Daya Geologi, Bandung.
Thomas, L. (2002): Coal Geology , John Wiley & Sons, Ltd, England. van Krevelen, D. W. (1961): Coal , Elsevier, Amsterdam. Waples, D. W. (1985): Geochemistry in Petroleum Exploration , International Human Resources Development Corporation, Boston.