Peluang dan Tantangan Pengembangan Shale Gas di Indonesia

Indonesia negara yang pada tahun dekade 70 - 80 dikenal sebagai salah satu pengekspor minyak dunia (OPEC). Puncak dari produksi minyak telah terlewati, saat ini sebagian besar telah terjadi penurunan produksi yang cukup signifikan. Sayangnya saat ini indonesia berubah menjadi negara pengimpor bahan bakar minyak. Ketergantungan terhadap minyak ini mengakibatkan neraca perdagangan indonesia defisit. Diperkirakan hampir 500 milyar rupiah dikeluarkan setiap hari untuk mensubsidi BBM ini. Kebutuhan energi yang meningkat ini sayangnya tidak diimbangi dengan hasil produksi minyak.
Saat ini produksi minyak indonesia berkisar antara 800-850 ribu per hari yang tidak mencukupi kebutuhan negara indonesia yang mencapai 1,2-1,3 juta barel minyak per hari. Kurangnya kegiatan pencarian baru menjadi salah satu penyebab merosotnya hasil produksi indonesia. Salah satu potensi penambahan energi minya dan gas ini dapat berasal dari shale oil / gas. Sayangnya baru negara Amerika yang berhasil dalam mengembangkan energi ini. Selain masalah teknologi, dampak lingkungan, peraturan shale gas,  ini masih belum dibuat karena masih baru berkembang . Oleh karena itu potensi dari shale gas ini sangat dapat dimanfaatkan untuk memambah pasokan minyak indonesia. Berikut ulasan tentang peluang dan tantangan dalam pengembangan shale gas.

1. Potensi Shale Gas Indonesia sebesar 574.07 Tcf

Potensi shale gas di berbagai cekungan indonesia (Badan Geologi, 2011).

potensi shale gas ini sebagian besar di wilayah barat terutama cekungan di pulau sumatra , jawa , dan Kalimantan. Pada cekungan di pulau sumatra diperkiran sebesar 233.05 Tcf, pulau Jawa sebesar 47,64 Tcf, dan pulau Kalimantan sebesar 193,93 Tcf. Sebagian besar potensi berada di cekungan yang telah terbukti menghasilkan minyak dan gas konvensional seperti cekungan sumatra utara, cekungan sumatera tengah, cekungan sumatra selata, cekungan north west java, cekungan north east java, cekungan Kutai, cekungan Barito. cekungan Tarakan , dan Cekungan Bintuni.

2. Beberapa Potensi Cekungan Telah Dipetakan

Berbeda bila kita mengekplorasi cekungan baru untuk mencari oil dan gas secara konvensional potensi Shlae gas dapat ditemukan melalui beberapa cekungan yang telah di ekplorasi dan diekploitasi antara lain Cekungan Sumatra Tengah, Cekungan Sumatra Selatan, Cekungan West Java, East Java , Cekungan Kutai, Barito dan Tarakan. Badan Geolgi telah mengindentifikasi beberapa formasi/ batuan yanga dapata dijadikan sebagai sumber shale gas antara lain. 

Formasi Bampo, Pematang, Baong, Telisa dan Gumai di Pulau Sumatra. 

Kesebandingan Stratigrafi Cekungan Pulau Sumatra
 (Barber et al 2005 op.cit. Badan Geologi 2010)

Sedangkan di Cekungan Jawa Barat potensi terbesar di formasi Cibulakan Atas sedangkan di Cekungan Jawa Timur berupa Formasi Ngimbang, tuban dan Wonocolo.

Kesebandingan Stratigrafi Cekungan Pulau Jawa
 (Indonessian Basins Summaries 2006 op. cit Badan Geologi 2010)

Untuk cekungan yang berada di Pulau Kalimanta antara lain Cekungan Kutai dengan Pulau Balan dan Pamaluan, Cekungan Barito dengan Formasi Tanjung Atas dan Warukin bawah. Cekungan Tarakan dengan Formasi Sembakung dan Mangkubua. 

Kesebandingan Stratigrafi Cekungan Pulau Sumatra
 ( Badan Geologi 1993 op cit Indonessian Basins Summaries 2006 op cit Badan Geologi 2010)

Sedangkan Potensi Shale di Wilayah Timur antara lain di Cekungan Bintuni dengan Klasafet , Cekungan Salawati, Buton, Seram dan Misol.

3. Kebutuhan Energi Indonesia yang Meningkat

Dengan pertumbuhan ekonomi yang mecapai 5-6 % kebutuhan akan energi juga bertambah. Selain itu Bonus demografi dan meningkatnya daya beli masyarakat indonesia terutama kelas menengah harus ada diimbangi kecukupan persediaan energi. Sayangnya sebagian besar hasil ekploitasi energi kita masih ekspor prioritas sehingga dikuatirkan akan ada kelangkaan persediaan energi oleh karena itu dibutuhkan adanya investasi di bidang energi terutama Shale Gas. Komposisi konsumsi energi primer di Indonesia masih 54,4 persen dari minyak bumi (PEN 2005-2025), menyusul gas bumi, batu bara (14,1 persen), PLTA (3,4 persen), panas bumi (1,4 persen), dan energi terbarukan lainnya (0,2 persen)

Proyeksi sumber gas Indonesia (Wood Mackenzie)

Berdasarkan data dari Wood Mackenzie peranan dari konvensional energi akan berkurang digantikan oleh sumber energi dari unconventinal terutama shale gas, Tight gas, dan CBM. Oleh karena itu untuk mencapai itu dibutuhkan eksplorasi dan penelitian yang secara intensif dalam bidang shale gas ini.

Prediksi Kebutuhan Gas Indonesia (Hok So Wah, 2012)

Sebagian besar kebutuhan gas indonesia dibutuhkan untuk  pembangkit listrik, Pabrik pupuk, transportasi, dan perusahaan kimia. diharapkan shale gas dapat menjadi salah satu diversifikasi energi di inonesia selain minyak bumi. dengan kebutuhan yang tinggi dan menurunya produksi gas konvensional, diharapkan shale gas dapat menutupinya

4. Teknologi Pengembangan Shale Gas

Pengekstrasian potensi shale gas berbeda dengan mmintak dan gas konvensiaonal . di dalam pengembangan shlae gas dibutuhkan pengeboran horizontal mengikuti lapisan shale. Sedangkan gas konvensional berupa horizontal drilling. Karena itu dibutuhkan teknologi pengeboran yang dapat mengebor menyamping. 

Cebakan shale Gas (wikipedia)

Selain pengeboran di dalam pengembangan shale gas diperlukan proses fracking (pemecahan batuan) untuk melepaskan material gas yang terperangkap di batuan shale. Teknologi ini sayangnya masih belum dikuasai indonesia, sehingga diperlukan alih teknologi. 

Teknologi Fracking di Shale Gas (National Geografic , Maret 2013)

Teknologi fracking ini menggunakan tekanan air sehingga dapat memecah batuan shale. Setelah dibuka fracking gas akan mulai mengalir ke pipa dan keluar ke atas. 

5. Faktor Lingkungan

 Di negara amerika serikat pengembangan shale gaas mengakibatkan beberapa masal lingkung di air tanah, pencemaran udara, dan adanya pergerakan tanah. Salah satu paling penting yaitu masalah lingkungan air karena pada saat proses fracking/ pemecahan dibutuhkan berjuta galon air untuk di injeksikan ke dalam batuan. Selain itu kandungan bahan kimia diduga juga mencemari zona air bawah tanah sehingga tidak dapa dikonsumsi. Majalah National Geographic bulan Maret 2013 mengangkat isu faktor lingkungan ini sebagai topik utama.

Isu Shale Gas di National geographic maret , 2013

Selain Pencemaran air, gas hasil pemecahan batuan shale ditenggarai bocor ke permukaan sehingga mengakibatkan lepasnya gas metana ke atmosfer, dan mengakibatkan adanya pencemaran udara.
selain itu kegiatan fracking dan crack ditenggarai juga memicu adanya penurunan tanah dan gempa bumi. hal ini terjadi di amerika sebagai pionir pengembangan shale gas. Diperkirakan fracking pada batuan ini yang memicu adanya pergerakan tanah/ gempa. Beberapa daerah di amerika melaporkan adanya hubungan fracking dengan gempa yang terjadi antara lain Ohio , Amerika Serikat.

Gempa Bumi yang terjadi di Ohio , USA. Diperkirakan akibat kegiatan eksploitasi shale gas.

6. Hukum dan Perundangan yang Berlaku di Indonesia

Saat ini indonesia belum memiliki undang - undang yang mengatur secara spesifik tentang eksplorasi, eksploitasi dan bagi hasil pengembangan shlae gas. Oleh karena itu dibutuhkan undang-undang/peraturan tentang shale gas. Sehingga investor tertarik untuk menanamkan modal dalam penegembangan shale gas di Indonesia. saat ini pembagian dalam undang - undang migas konvesional mensyaratkan bagi hasil sebesar 30 untuk investor dan 70 untuk negara. Untuk itu perlu diberikan semancam intensif bagi investor yang menanamkan investasi di Indonesia. Berbagai macam intensif dapat diberikan antara lain berupa pemotongan pajak atau menaikkan bagi hasil menjadi 40 - 50 % bagi investor di Indonesia. Diharapkan legislasi / peraturan shale Gas dapat segera dibuat agar ada kepastian hukum bagi penegmbang Shale gas.

Konsep Hukum pengembangan shale gas Indonesia (Kemen ESDM)

Diharapkan pada tahun 2020 - 2025 shale gas ini dapat berperan sebagai salah satu sumber energi bagi negara Indonesia. Sehingga anacaman defisit energi di Tahun 2025 dapat dicegah. itulah berbagai peluang dan tantangan pengembangan shale gas di Indonesia.

7. Infrastruktur Pengembangan Gas

Untuk saat ini infrastruktur pipa gas sebagian besar berada di bagian barat indonesia. Sedangkan di bagian timur Indonesia belum terlalu berkembang sehingga di butuhkan investasi yang besar di bagian timur indonesia. Gambar dibawah merupakan peta jaringan pipa gas yang ada maupun rencana pengembangannya. Sebagian besar berada di bagian barat mulai dari Pulau Sumatra hingga Jawa.

Peta Jaringan gas Indonesia (Kemen ESDM)

Saat ini Jaringan Gas sebagian besar untuk mensuplay pembangkit listrik , pupuk, dan petrokimia yang ada di pulau di Jawa dan jaringan gas untuk ekspor terutama ke singapura. Nantinya diharapkann Jaringan gas dapat berkembang  terutama menghubunkan Pulau Kalimatan yang memiliki potensi besar dengan permintaan di pulau jawa.

Referensi

mass potential = shale gas, The oil and gas year indonesia 2012

Hok So Wah, Indonesia's opportunity in the development of Unconvetional gas resources , world gas Conference , Kuala Lumpur 2012.

R Sukyar dan R . Fakhruddin 2013, Unconventional Oil and Gas Potential in Indonesia with Special Attention to Shale Gas andCoal-bed Methane ; Badan Geologi

National Geographic, Maret 2013

A. Edy Harmantoro,Opportunities, Challenges and Strategies in Monetizing Indonesia's Shale Gas : Kementrian ESDM

Rovicky Dwi Putrohari , Shale Gas for Indonesia : IAGI

Read More

Geologi Cekungan Barito

Tektonik Cekungan Barito

Secara tektonik Cekungan Barito terletak pada batas bagian tenggara dari Schwanner Shield, Kalimantan Selatan. Cekungan ini dibatasi oleh Tinggian Meratus pada bagian Timur dan pada bagian Utara terpisah dengan Cekungan Kutai oleh pelenturan berupa Sesar Adang, ke Selatan masih membuka ke Laut Jawa, dan ke Barat dibatasi oleh Paparan Sunda.

Cekungan Barito merupakan cekungan asimetrik, memiliki cekungan depan (foredeep) pada bagian paling Timur dan berupa platform pada bagian Barat. Cekungan Barito mulai terbentuk pada Kapur Akhir, setelah tumbukan (collision) antara microcontinent Paternoster dan Baratdaya Kalimantan (Metcalfe, 1996; Satyana, 1996).

Pada Tersier Awal terjadi deformasi ekstensional sebagai dampak dari tektonik konvergen, dan menghasilkan pola rifting Baratlaut – Tenggara. Rifting ini kemudian menjadi tempat pengendapan sedimen lacustrine dan kipas aluvial (alluvial fan) dari Formasi Tanjung bagian bawah yang berasal dari wilayah horst dan mengisi bagian graben, kemudian diikuti oleh pengendapan Formasi Tanjung bagian atas dalam hubungan transgresi.

Pada Awal Oligosen terjadi proses pengangkatan yang diikuti oleh pengendapan Formasi Berai bagian Bawah yang menutupi Formasi Tanjung bagian atas secara selaras dalam hubungan regresi. Pada Miosen Awal dikuti oleh pengendapan satuan batugamping masif Formasi Berai.

Selama Miosen tengah terjadi proses pengangkatan kompleks Meratus yang mengakibatkan terjadinya siklus regresi bersamaan dengan diendapkannya Formasi Warukin bagian bawah, dan pada beberapa tempat menunjukkan adanya gejala ketidakselarasan lokal (hiatus) antara Formasi Warukin bagian atas dan Formasi Warukin bagian bawah.

Pengangkatan ini berlanjut hingga Akhir Miosen Tengah yang pada akhirnya mengakibatkan terjadinya ketidakselarasan regional antara Formasi Warukin atas dengan Formasi Dahor yang berumur Miosen Atas – pliosen.

Tektonik terakhir terjadi pada kala Plio-Pliestosen, seluruh wilayah terangkat, terlipat, dan terpatahkan. Sumbu struktur sejajar dengan Tinggian Meratus. Sesar-sesar naik terbentuk dengan kemiringan ke arah Timur, mematahkan batuan-batuan tersier, terutama daerah-daerah Tinggian Meratus.

Statigrafi Cekungan Barito

Stratigrafi Cekungan Barito, Cekungan Kutai, dan Cekungan Tarakan.

 (Courtney, et al., 1991, op cit., Bachtiar, 2006).

Urutan stratigrafi Cekungan Barito dari tua ke muda adalah :

Formasi Tanjung (Eosen – Oligosen Awal)

Formasi ini disusun oleh batupasir, konglomerat, batulempung, batubara, dan basalt. Formasi ini diendapkan pada lingkungan litoral neritik.

Formasi Berai (Oligosen Akhir – Miosen Awal)     

Formasi Berai disusun oleh batugamping berselingan dengan batulempung / serpih di bagian bawah, di bagian tengah terdiri dari batugamping masif dan pada bagian atas kembali berulang menjadi perselingan batugamping, serpih, dan batupasir. Formasi ini diendapkan dalam lingkungan lagoon-neritik tengah dan menutupi secara selaras Formasi Tanjung yang terletak di bagian bawahnya. Kedua Formasi Berai, dan Tanjung memiliki ketebalan 1100 m pada dekat Tanjung.

Formasi Warukin (Miosen Bawah – Miosen Tengah)

Formasi Warukin diendapkan di atas Formasi Berai dan ditutupi secara tidak selaras oleh Formasi Dahor. Sebagian besar sudah tersingkap, terutama sepanjang bagian barat Tinggian Meratus, malahan di daerah Tanjung dan Kambitin telah tererosi. Hanya di sebelah selatan Tanjung yang masih dibawah permukaan.

Formasi ini terbagi atas dua anggota, yaitu Warukin bagian bawah (anggota klastik), dan Warukin bagian atas (anggota batubara). Kedua anggota tersebut dibedakan berdasarkan susunan litologinya.

Warukin bagian bawah (anggota klastik) berupa perselingan antara napal atau lempung gampingan dengan sisipan tipis batupasir, dan batugamping tipis di bagian bawah, sedangkan dibagian atas merupakan selang-seling batupasir, lempung, dan batubara. Batubaranya mempunyai ketebalan tidak lebih dari 5 m., sedangkan batupasir bias mencapai ketebalan lebih dari 30 m.

Warukin bagian atas (anggota batubara) dengan ketebalan maksimum ± 500 meter, berupa perselingan batupasir, dan batulempung dengan sisipan batubara. Tebal lapisan batubara mencapai lebih dari 40 m, sedangkan batupasir tidak begitu tebal, biasanya mengandung air tawar. Formasi Warukin diendapkan pada lingkungan neritik dalam (innerneritik) – deltaik dan menunjukkan fasa regresi.

Formasi Dahor (Miosen Atas – Pliosen)

         Formasi ini terdiri atas perselingan antara batupasir, batubara, konglomerat, dan serpih yang diendapkan dalam lingkungan litoral – supra litoral.

Referensi :

Satyana, A.H., 2000, Kalimantan, An Outline of The Geology of Indonesia, Indonesian Association of Geologists, p.69-89.

Bachtiar, A., 2006, Slide Kuliah Geologi Indonesia, Prodi Teknik Geologi, FITB-ITB

Read More

Geologi Pulau Kalimantan

Pulau Kalimantan berada dibagian tenggara dari lempeng Eurasia. Pada bagian utara dibatasi oleh cekungan marginal Laut China Selatan, di bagian timur oleh selat Makassar dan di bagian selatan oleh Laut Jawa.

Geologi Pulau Kalimantan dapat dibagi menjadi beberapa bagian antara lain:


a. Bagian utara

     1. Komplek akresi Crocker-Rajang-Embaluh berumur Kapur dan Eosen-Miosen.
     2. Cekungan Melawi-Ketungai.
     3. Cekungan Kutai.
     4. Zona ofiolit-melange Lupar-Lubok Antu dan Boyan.

b. Bagian selatan 

   1. Schwanner Mountain berumur Kapur Awal-Akhir berupa batolit granit dan granodiorit yang menerobos batuan metamorf regional derajat rendah.
        2.  Tinggian Meratus di bagian tenggara Kalimantan
        3.  Cekungan Barito
        4. Cekungan Asem-asem

Tinggian Meratus merupakan sekuens ofiolit dan busur volkanik Kapur Awal. Cekungan Barito dan Cekungan Kutai dibatasi oleh Adang flexure.    

Gambar tatanan tektonik pulau kalimantan (Andang Bachtiar , 2006)

Read More

Stratigrafi Cekungan Asem - Asem Kalimantan Timur

Stratigrafi Regional

Stratigrafi umum dari Cekungan Asem-Asem mempunyai kemiripan dengan Cekungan Barito. Cekungan Asem-Asem dan Cekungan Barito dipercaya sebagai satu kesatuan deposenter pada Eosen yang menyambung sampai terpisah akibat pengangkatan Pegunungan Meratus pada kala Miosen Akhir (Witts,dkk; 2012). Stratigrafi umum Cekungan Barito dan Cekungan Asem-Asem terdiri dari batuan dasar Mesozoikum dan batuan sedimen Kenozoikum. Penjelasan stratigrafi tersebut banyak dibahas oleh Wakita (2000) dan Satyana (2014) pada bagian batuan dasar Mesoikum sedangkan stratigrafi batuan sedimen Kenozoikum banyak dibahas oleh Witts (2011,2012) dan Satyana (1994).
Stratigrafi batuan dasar Mesozoikum (Wakita, 2000; dan Satyana, 2014) terdiri dari batuan Kompleks Meratus yang berumur Jura – Kapur Akhir, ditutupi oleh batuan vulkanik dan turbidit Kapur Akhir yaitu Formasi Haruyan dan Pitap. Batuan Kompleks Meratus terdiri dari unit ofiolit, unit sedimen pelagik, unit bancuh dan unit metamorfik (Gambar 3).

⦁ Unit ofiolit terdiri dari batuan ultramafik peridotit, harzburgite, dan piroksenit yang terserpentinisasi,berasosiasi dengan gabbro dan intrusi plagiogranite,serta lava bantal basalt (disebut dengan Bobaris dan Meratus Ofiolit).Unit ini diperkirakan umurnya tidak lebih muda dari umur radiolaria rijang pada unit pelagik

⦁ Unit pelagik terdiri dari rijang yang mengandung fosil radiolarian berasosiasi dengan batugamping, dan serpih tersilifikasi. Umur dari rijang ini adalah Jura Tengah – Kapur Awal.

⦁ Unit bancuh pada terdiri dari klastika dan blok dari rijang, lempung silifikasi, batugamping, dan basalt di dalam matrik lempung bancuh. Bancuh dari Meratus Kompleks hanya dapat d teramati pada Pulat Laut.Unit ini diperkirakan lebih muda dari klastik rijang yang berumur Jura Tengah – Kapur Awal dan klastik lempung tersilifikasi yang berumur Kapur Awal

⦁ Unit metamorfik terdiri dari Filit Pelaihari dan Sekis Hauran yang keduanya merupakan batuan metamorfik tekanan tinggi. Terdistribusi pada baratdaya dari Pegunungan Meratus. Filit Pelaihari merupakan batuan metamorfik lower grade, yang terdiri dari filit dan sabak yang sedikit tersingkap. Sekis Hauran merupakan batuan metamorfik higher grade, yang terdiri dari sekis glaukopan, sekis kloritoit-kuarsa, sekis kyanit-kuarsa-phengit-kloritod, granet, sekis mika, sekis kuasa-mika, sekis piomontit, dan ampibolit. Protolit dari Sekis Hauran didominasi batuan pelitik dan basa. Berdasarakan K-Ar, umur dari mika dari Sekis Hauran adalah 110-180 Ma.

Formasi Haruyan pada Kompleks Meratus merupakan batuan produk dari aktivitas vulkanik yang berlangsung pada Kapur Akhir. Frmasi ini  umumnya terdiri dari basa sampai andesitik batuan vulkanik seperti, lava, tuf dan breksi tuf. Breksi tuf ini mengandung fenokris feldspar, pumice, fragmen lava, fragmen rijang  di dalam matriks tuf berwarna ungu terang.

Formasi Pitap pada Kompleks Meratus merupakan endapan sedimen flysch pada forearc basin. seperti batupasir, batulanau, konglomerat, serpih dengan sedikit lapisan batugamping dan blok yang mengandung foraminifera Orbitolina berumur Aptian – Albian.

Berdasarkan Heryanto dan Hartono (2003, dalam Satyana, 2014), Subdivisi Formasi Pitap dan Haruyan  ini menggantikan Alino Group yang berumur Kapur Tengah – Kapur Akhir dan Manunggul Group yang berumur Kapur Akhir pada penelitian terdahulu

Endapan sedimen Kenozoikum (Gambar 4) yang menutupi batuan dasar Mesozoikum antara lain di susun oleh Formasi Tanjung, Formasi Berai, Formasi Warukin dan Formasi Dahor (Witts dkk. , 2011 dan Witts, 2012)

Formasi Tanjung  terbentuk pada pengendapan Eosen Tengah sampai akhir Oligosen Awal. Formasi ini didominasi oleh endapan fluvio-tidal pembawa lapisan batubara sampai lingkungan marginal marin.  Liotologi dari formasi ini umumnya batupasir, batulempung karbonan dan batubara. Berdasarkan data palinologi, dasar dari formasi ini berumur akhir Miosen tengah (zona E6), sedangkan lapisan atas dari formasi ini ditemukan kehadiran Nummulites ficheteli dan Eulepidina spp, merujuk pada kisaran Te1-Te5. (Oligosen Awal)

Formasi Tanjung ditutupi secara selaras oleh Formasi Berai pada bagian selatan cekungan dan Formasi Montalat pada jauh di utara cekungan. Formasi Montalat terekam sebagai endapan marginal marine sampai delta sedangkan .Formasi Berai terekam seluruhnya dipengaruhi oleh lingkungan laut. 

Formasi ini dicirikan sebagai batuan paparan karbonat laut dangkal dengan litologi umumnya batulempung, batunapal dan batugamping. Umur dari Formasi Berai adalah Oligosen Awal hingga Miosen Awal, berdasarkan kehadiran Heterostegina borneensis lapisan bawah dari Formasi Berai menunjukkan rentang umur Te1 – Te5 (P21-N4 zona plangtonik).

Formasi Warukin diendapkan selaras di atas Formasi Berai dan Montalat. Formasi ini menunjukkan pengendapan laut dangkal yang kemudian menjadi lingkungan fluvio-deltaic.  Litologi dari formasi ini umumnya batulempung , batupasir dan batubara. Umur dari formasi ini adalah Miosen Awal – Miosen Akhir, berdasarkan kehadiran Miogypsinodella sp., Miogypsina spp. dan L. (N) brouweri pada bagian lapisan bawah formasi yang menunjukkan kisaran umur Te5-Tf1 (N6-N8 zona plangtonik) dan pada lapisan atas formasi berumur lebih tua dari 7.4 Ma (Miosen Awal) dari zona palinologi Florschuetzia meridionalis.

Formasi Dahor diendapkan tidak selaras di atas Formasi Warukin. Formasi ini merupakan endapan molas silisiklastik akibat pengangkatan Pegunungan Meratus. Formasi di terdiri dari endapan polymict fluviatile dan endapan laut dangkal. Formasi ini berumur Miosen Akhir hingga Piosen

Read More