Karakteristik unik batubara sebagai reservoir gas ditentukan karena sifatnya yang heterogen dan merupakan media berpori yang anisotropic. Pori adalah celah terbuka dalam matriks batubara yang memiliki kedalman lebih besar dari lebarnya, serta memiliki variasi dalam bentuk dan lebarnya (Aminian dan Rodvelt, 2014). Pori-pori dalam batubara dapat terisolasi atau juga terhubung satu sama lain membentuk suatu jaringan.
Pori sering dimodelkan sebagai gabungan kubus atau satu set bangun berbentuk blok yang terhubung satu sama lain oleh rekahan/cleat. Cleat merupakan jejak dari proses pembatubaraan dan berbagai tegangan tektonik yang dialami batubara. Menurut Flores 2013 dan Zou 2012, terdapat 3 jenis pori dalam batubara yaitu:
1. Mikropori (< 2nm)
2. Mesopori (2-50nm)
3. Makropori (> 50nm)
 |
| Gambar sistem pori dan rekahan dalam batubara. |
Rata-rata sekitar 77% pori dalam batubara berupa mikropori, 5% berupa mesopori, 15% berupa makropori dan 3% berupa cleat dan fraktur (Mastalrez, dkk, 2008). Gas yang terbentuk selama proses pembatubaraan baik termogenik maupun biogenik tersimpan dalam reservoir batubara melalui proses absorpsi (absorption) dan adsorpsi (adsorption) di dalam sistem pori (mikropori, mesopori, dan makropori), cleats dan atau fraktur. Sebagian besar gas dalam batubara tersimpan dalam mikropori melalui proses adsorpsi, sehingga luas permukaan pori berperan lebih penting dibanding volume pori.
Pori-pori batubara jumlahnya sangat banyak sehingga batubara juga memiliki luas pemukaan yang sangat besar, sekitar 1 cm3 batubara dapat memiliki luas permukaan hingga 3 m2 (Mares dkk, 2009). Beberapa ilustrasi pengukuran pori batubara menunjukkan bahwa batubara dengan ketebalan 5m di area seluas 1 km persegi dengan jumlah sumberdaya sebanyak 5 juta m3 dapat memiliki luas permukaan internal hingga 1500 km2 (Moore, 2012).
Dengan luas area permukaan yang sedemikian besar, tidaklah heran jika batubara memiliki kemampuan untuk menyimpan banyak sekali gas dalam bentuk teradsorpsi pada area permukaan pori yang sangat besar tersebut. Dalam berat yang sama, batubara memiliki 6 - 7 kali lebih banyak permukaan internal mikropori dibandingkan konvensional reservoir, sehingga dapat menyimpan lebih banyak gas (Nuccio, 2000). Batubara dikenal memiliki 2 jenis porositas (dual porosity) yaitu:
1. Porositas Cleat
2. Prositas Mikropori
Baca juga: Proses Pembentukan Batubara
Porositas cleat diartikan sebagai area terbuka diantara cleat. Perhitungan volume pori batubara termasuk sulit untuk dilakukan di laboratorium, terutama karena hasilnya yang kebanyakan tidak akurat. Perhitungan volume pori batuan biasa dilakukan dengan metode mercury impregnation. Akan tetapi, karena hasilnya sering tidak akurat maka metode itu saat ini jarang digunakan pada batubara (Moore, 2102). Estimasi besarnya volume pori batubara saat ini lebih banyak dilakukan dengan menggunakan metode small angle scatter (Radlinski, 2004).
Batubara yang telah berproduksi secara komersil memiliki porositas cleat rata-rata 1 - 2% (Aminian dan Rodvelt, 2012). Pada umumnya nilai porositas cleat yang digunakan untuk pemodelan aliran gas dalam batubara adalah 1% sampai 5%.