i

UNIVERSITAS DIPONEGORO

ANALISIS GEOKIMIA HIDROKARBON DAN ESTIMASIPERHITUNGAN VOLUME HIDROKARBON PADA BATUAN

INDUK AKTIF, CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA

TUGAS AKHIR

SYAHRONIDAVI AL GHIFARI21100113120019

FAKULTAS TEKNIKDEPARTEMEN TEKNIK GEOLOGI

SEMARANGJUNI 2017

ii

iii

iv

v

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa karena atas

rahmat dan hidayah-Nya penulis dapat menyelesaikan karya tulis Tugas Akhir

yang berjudul “Analisis Geokimia Hidrokarbon dan Estimasi Perhitungan Volume

Hidrokarbon pada Batuan Induk Aktif, Cekungan Jawa Timur Utara”. Energi

sangatlah penting pada masa global sekarang ini guna memenuhi kebutuhan

industri dan rumah tangga. Saat ini, tingkat permintaan akan energi minyak dan

gas bumi sangatlah tinggi. Oleh karena itu, dibutuhkan pengembangan dalam hal

eksplorasi, eksploitasi, serta produksi minyak dan gas bumi tersebut. Hanya saja,

pada umumnya kegiatan eksplorasi tidaklah berfokus pada batuan induk. Metode

yang harus dilakukan pada saat ini salah satunya yaitu melakukan evaluasi potensi

dan perhitungan cadangan hidrokarbon pada batuan induk dengan analisis

geokimia hidrokarbon. Tugas akhir ini berisikan mengenai evaluasi potensi

hidrokarbon, analisis lingkungan pengendapan dengan metode biomarker,

hubungan antara sedimentasi dengan kematangan dan penurunan cekungan, serta

melakukan perhitungan volume hidrokarbon pada batuan induk yang telah aktif

pada sumur SAG-1 hingga SAG-5, Cekungan Jawa Timur Utara dengan

menggunakan data primer dan sekunder Perusahaan Redox. Hal tersebut sangatlah

penting dilakukan guna menganalisis sumur prospek dalam kegiatan eksplorasi.

Penulis menyadari bahwa karya tulis ini masih jauh dari kesempurnaan. Oleh

karena itu, sekiranya kritik dan saran sangat diharapkan pada karya tulis ini agar

dapat menjadi lebih baik. Penulis berharap semoga karya tulis ini dapat

bermanfaat bagi masyarakat luas, perusahaan dan pemerintah terutama dalam

peningkatan sumber daya energi.

Semarang, 05 Juni 2017

Penulis

Syahronidavi Al Ghifari

vi

HALAMAN UCAPAN TERIMA KASIH

Dalam pelaksanaan dan penyusunan Tugas Akhir ini, penulis mengucapkan

terima kasih kepada:

1. Allah SWT atas segala rahmat, karunia, kemudahan dan kelancaran dalam

penyusunan laporan Tugas Akhir, serta segala pelajaran yang telah diberikan

kepada penulis selama menjalani kehidupan di dunia.

2. Kedua orang tua tercinta, Ayahanda Ubadah El Farishi dan Ibunda Wiwiek

Widayati yang telah memberikan penulis dukungan moral, materiil dan doa

selama menjalani masa perkuliahan.

3. Kakak tersayang, Izzaty Choirina Fahmi yang telah memberikan penulis

saran, memotivasi, menghibur di kala kesedihan dan memberikan doa.

4. Najib, S.T., M.Eng., Ph.d selaku Ketua Departemen Teknik Geologi

Universitas Diponegoro yang telah memberikan penulis izin untuk

melaksanakan tugas akhir.

5. Yoga Aribowo, S.T., M.T. selaku pembimbing I dan Reddy Setyawan, S.T.,

M.T. selaku pembimbing II yang telah memberikan penulis kritik, saran, ilmu

pengetahuan dan motivasi selama bimbingan berlangsung.

6. Seluruh dosen Teknik Geologi Universitas Diponegoro yang telah

memberikan ilmu pengetahuan bidang geologi serta semangat kepada penulis

selama perkuliahan.

7. Perusahaan Redox yang telah memberikan penulis kesempatan dan data-data

untuk melaksanakan penelitian tugas akhir berkaitan dengan materi yang

diinginkan.

8. Mas Ryan selaku pembimbing bidang geokimia, Kang Diki selaku

pembimbing bidang geologi, Mas Dhea dan Mas Andi selaku pembimbing

bidang geofisika dan seluruh pegawai Perusahaan Redox yang telah

memberikan penulis saran, kritik, ilmu dan segala pengalaman serta cerita

selama penulis melakukan pengambilan data tugas akhir.

vii

9. Seluruh anggota keluarga Teknik Geologi 2013 yang telah menjadi tempat

untuk berbagi ilmu, bercanda tawa, berkeluh kesah dan memberikan segala

saran maupun kritik kepada penulis.

10. Teman-teman satu kos Griya Turus yang telah memberikan semangat, kritik,

saran dan segala canda tawa kepada penulis.

11. Keluarga besar Teknik Geologi Universitas Diponegoro yang telah

memberikan penulis pengalaman dan segala pelajaran baik akademik maupun

non akademik.

12. Dan semua pihak yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu yang telah

membantu penulis baik secara langsung maupun tidak langsung dalam

penulisan laporan ini.

Semarang, 05 Juni 2017

Penulis

viii

HALAMAN PERSEMBAHAN

Kupersembahkan karya sederhana ini kepada orang-orang yang sangat kukasihi

dan sayangi.

Kepada Ibunda dan Ayahanda tercinda sebagai tanda bakti, hormat, dan rasa

terima kasih yang tidak terhingga atas segala doa, motivasi, dukungan, nasihat dan

rasa sayang selama ini.

Kepada kakak ku atas semua nasihat, rasa sayang dan segala canda tawa selama

ini.

Semoga karya tulis ini menjadi langkah awal ku untuk membuat Ibu, Ayah dan

kakak bangga.

Dia mengajarkan manusia apa yang tidak diketahuinya (QS: Al-’Alaq 1-5)

Niscaya Allah akan mengangkat (derajat) orang-orang yang beriman diantaramudan orang-orang yang diberi ilmu beberapa derajat

(QS : Al-Mujadilah 1)

ix

SARI

Kebutuhan konsumsi energi di Indonesia selama tahun 2000–2014 mengalamipeningkatan sebesar 3,99% setiap tahun, dari 555,88 MBOE (million barrel oil ofequivalent) menjadi 961,39 MBOE. Tingginya tingkat permintaan dibandingkan dengantingkat pendapatan akan kebutuhan minyak dan gas bumi, menyebabkan terjadinya krisisenergi. Cekungan Jawa Timur Utara termasuk dalam cekungan yang berpotensi untukdilakukannya kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi. Hanya saja,kegiatan eksplorasi yang dilakukan pada umumnya berupa analisis reservoir, batuanpenutup serta migrasi, sedangkan evaluasi batuan induk sangat disederhanakan. Olehkarena itu, dilakukan penelitian mengenai evaluasi batuan induk, mulai dari analisisscreening, biomarker, sejarah pemendaman dan estimasi volume hidrokarbon.

Penelitian dilakukan pada sumur SAG-1 hingga SAG-5, Cekungan Jawa TimurUtara. Tujuan dari penelitian ini adalah mengetahui potensi batuan induk, jenishidrokarbon, tingkat kematangan, lingkungan pengendapan, hubungan sedimentasidengan penurunan dan kematangan serta mengetahui jumlah hidrokarbon tergenerasi danterekspulsi. Metode yang digunakan pada penelitian ini berupa metode deskriptif analitisdengan menganalisis data geokimia screening, data biomarker, data peta isopach setiapformasi dan data petrofisika.

Berdasarkan hasil analisis, diketahui bahwa pada umur Miosen hingga PliosenFormasi Tawun, Formasi Tuban Anggota Rancak dan Anggota Tuban berpotensi menjadibatuan induk potensial sebagai batuan induk biogenik. Formasi Kujung dan FormasiNgimbang berpotensi menjadi batuan induk efektif, menghasilkan hidrokarbon campuranminyak dan gas serta gas prone dengan tipe kerogen II/III dan III. Formasi yang telahmemasuki jendela kematangan berada pada kedalaman lebih dari 2200 m. Lingkunganpengendapan Formasi Ngimbang pada daerah fluvial-deltaik (lower delta plain).Lingkungan pengendapan Formasi Kujung pada daerah mixed shallow lacustrinedominated and open marine yaitu pada bagian delta plain. Estimasi volume hidrokarbonyang tergenerasi pada Formasi Ngimbang sebesar 14 BBOE (billion barrel oil ofequivalent) dan Formasi Kujung sebesar 3,39 BBOE. Volume hidrokarbon ekspulsi padaFormasi Ngimbang sebesar 5,62 BBOE – 8,43 BBOE dan Formasi Kujung sebesar 1,36BBOE – 2,04 BBOE.

Kata kunci: Cekungan Jawa Timur Utara, analisis geokimia screening, biomarker,estimasi volume hidrokarbon

x

ABSTRACT

Consumption requirements of energy in Indonesia during 2000-2014 increased3.99% per years, from 555.88 MBOE (million barrel oil of equivalent) to 961.39 MBOE.The high level of demand compared with the income level of oil and gas needs, causingan energy crisis. North East Java Basin is included in a basin that has potential to do theexploration and exploitation of oil and gas. However, carried exploration activities aregenerally reservoir analysis, overburden and migration, whereas evaluation of sourcerock is greatly simplified. Therefore, researches done on source rock evaluation areranging from screening analysis, biomarker, burial history and estimation of volumehydrocarbon.

The study was conducted on wells SAG-1 to SAG-5, North East Java Basin. Thepurpose of this study was to determine the potential source rock, type of hydrocarbon andkerogen, maturity degree, depositional environment, relationship between decreasedsedimentation and maturity, and knowing estimation volume hydrocarbons generationand expulsion. The method used in this research is descriptive analytical methods toanalyze the geochemical data screening, biomarker, isopach map of each formation andpetrophysical data.

Based on the analysis, it is known that at the age of Miocene to Pliocene TawunFormation, Tuban Formation Members Rancak and Members Tuban potentially to be apotential source rock as biogenic source rock. Ngimbang Formation and KujungFormation potentially became an effective source rock, producing a mixed oil and gas,and gas prone with kerogen type II/III and III. Maturity oil window at depth 2200 m.Ngimbang Formation depositional environment was on fluvial-deltaic (lower delta plain).Kujung Formation depositional environment was on the area mixed shallow lacustrinedominated and open marine that is on the delta plain. Estimated volume of hydrocarbonsgeneration at Ngimbang Formation amounted to 14 BBOE (million barrel oil ofequivalent) and Kujung Formation amounted to 3,39 BBOE. Volume hydrocarbonsexpulsion at Ngimbang Formation is 5,62 BBOE – 8,4 BBOE and Kujung Formation is1,36 BBOE – 2,04BBOE.

Keywords: North East Java Basin, geochemical screening analysis, biomarker, estimatedvolume of hydrocarbons

xi

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL ......................................................................................... iHALAMAN PENGESAHAN........................................................................... iiHALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS ............................................ iiiHALAMAN PERSETUJUAN PUBLIKASI .................................................. ivKATA PENGANTAR ...................................................................................... vHALAMAN UCAPAN TERIMA KASIH ..................................................... viHALAMAN PERSEMBAHAN ....................................................................... viiiSARI .................................................................................................................. ixABSTRACT ........................................................................................................ xDAFTAR ISI ..................................................................................................... xiDAFTAR GAMBAR......................................................................................... xiiiDAFTAR TABEL ............................................................................................. xviDAFTAR LAMPIRAN ..................................................................................... xviiDAFTAR ISTILAH .......................................................................................... xviiiBAB I PENDAHULUANI.1 Latar Belakang ............................................................................................. 1I.2 Identifikasi Permasalahan ............................................................................ 2I.3 Maksud dan Tujuan Penelitian..................................................................... 2

1.3.1 Maksud Penelitian .............................................................................. 21.3.2 Tujuan Penelitian................................................................................ 2

I.4 Batasan Masalah .......................................................................................... 3I.5 Waktu dan Lokasi Penelitian ....................................................................... 3

I.5.1 Waktu Penelitian ................................................................................. 3I.5.2 Lokasi Penelitian ................................................................................. 4

I.6 Manfaat Penelitian ....................................................................................... 5I.7 Sistematika Penulisan .................................................................................. 6BAB II TINJAUAN PUSTAKAII.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara .......................................... 7II.2 Kerangka Tektonik Jawa Timur Utara......................................................... 7II.3 Stratigrafi Regional Cekungan Jawa Timur Utara ....................................... 8II.4 Sistem Minyak Bumi Cekungan Jawa Timur Utara .................................... 12II.5 Konsep Dasar Geokimia Hidrokarbon......................................................... 14

II.5.1 Pengertian Batuan Induk .................................................................... 15II.5.2 Bitumen .............................................................................................. 15II.5.3 Kerogen .............................................................................................. 16

II.6 Total Organic Carbon (TOC)...................................................................... 19II.7 Rock Eval Pyrolysis ..................................................................................... 20II.8 Kematangan Material Organik..................................................................... 22II.9 Aplikasi Biomarker ...................................................................................... 22

II.9.1 Analisis Kromatografi Gas................................................................. 23II.9.2 Analisis Kromatografi Gas-Spektrometri Massa ............................... 27

II.10 Isotop Karbon............................................................................................... 31II.11 Perhitungan Volume Batuan Induk.............................................................. 32

xii

II.12 Hipotesis Penelitian ..................................................................................... 33BAB III METODOLOGI PENELITIANIII.1 Peralatan dan Bahan yang Digunakan dalam Penelitian.............................. 35

III.1.1 Alat.................................................................................................... 35III.1.2 Bahan ................................................................................................ 35

III.2 Objek Penelitian........................................................................................... 36III.3 Metode Penelitian ........................................................................................ 36

III.3.1 Metode Deskriptif Analitis ............................................................... 36III.4 Tahapan Penelitian....................................................................................... 37

III.4.1 Tahap Persiapan ................................................................................ 37III.4.2 Tahap Pengumpulan Data ................................................................. 38III.4.3 Tahap Pengolahan Data .................................................................... 40III.4.4 Tahap Penyajian Data dan Evaluasi Akhir ....................................... 44

III.5 Diagram Alir Penelitian ............................................................................... 45BAB IV HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASANIV.1 Evaluasi Potensi Batuan Induk .................................................................... 46

IV.1.1 Sumur SAG-1 ................................................................................... 47IV.1.2 Sumur SAG-2 ................................................................................... 55IV.1.3 Sumur SAG-3 ................................................................................... 60IV.1.4 Sumur SAG-4 ................................................................................... 68IV.1.5 Screening Sumur Gabungan ............................................................. 75

IV.2 Biomarker .................................................................................................... 80IV.3 Sejarah Pemendaman ................................................................................... 92IV.4 Estimasi Volume Hidrokarbon .................................................................... 97BAB V PENUTUPANV.1 Kesimpulan.................................................................................................... 110V.2 Saran .............................................................................................................. 111DAFTAR PUSTAKALAMPIRAN

xiii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1 Lokasi pengeboran sumur penelitian, daerah Cekungan JawaTimur Utara.................................................................................... 4

Gambar 1.2 Penampang seismik sumur penelitian ............................................ 5Gambar 1.3 Diagram fish bond penelitian ......................................................... 7Gambar 2.1 Paleogen geografi Cekungan Jawa Timur ..................................... 8Gambar 2.2 Stratigrafi Cekungan Jawa Timur Utara ........................................ 9Gambar 2.3 Sistem minyak dan gas bumi di Cekungan Jawa Timur Utara ...... 13Gambar 2.4 Kerangka pikir analisis biomarker ................................................. 23Gambar 2.5 Pola kromatogram fraksi hidrokarbon jenuh C10+, sebagai

penciri lingkungan pengendapan ................................................... 26Gambar 2.6 Kromatogram triterpana, penentuan lingkungan pengendapan ..... 29Gambar 2.7 Kromatogram sterana, penentuan lingkungan pengendapan ......... 31Gambar 2.8 Perhitungan volume hidrokarbon................................................... 33Gambar 3.1 (A) Diagram Pseudo Van Krevelen dan (B) Diagram HI vs

Tmaks (Hunt, 1996), untuk penentuan tipe kerogen...................... 41Gambar 3.2 (A) Grafik Pr/nC17 vs Ph/nC18 dan (B) Grafik Pr/nC17 vs

Pr/Ph, menunjukkan lingkungan pengendapan dan asalmaterial organik ............................................................................. 42

Gambar 3.3 Diagram segitiga sterana, untuk interpretasi lingkunganpengendapan .................................................................................. 42

Gambar 3.4 Diagram parameter triterpana (After Miles, 1989), untukpenentuan tingkat kematangan.................................................................. 43

Gambar 3.5 Diagram alir tahapan penelitian ..................................................... 45Gambar 4.1 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-1........................ 48Gambar 4.2 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-1 ...... 49Gambar 4.3 (A) Perbandingan TOC terhadap HI pada sumur SAG-1 (B)

Perbandingan log HI terhadap kedalaman pada sumur SAG-1,untuk kualitas hidrokarbon ............................................................ 51

Gambar 4.4 (A) Perbandingan data HI terhadap OI pada sumur SAG-1.(B) Perbandingan data HI terhadap Tmaks pada sumur SAG-1, untuk penentuan tipe kerogen .................................................... 53

Gambar 4.5 Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumur SAG-1 ... 54Gambar 4.6 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-1 ..................................... 55Gambar 4.7 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-2........................ 56Gambar 4.8 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-2 ...... 57Gambar 4.9 Rata-rata data Ro pada sumur SAG-2............................................ 58Gambar 4.10 Distribusi data Ro terhadap kedalaman pada sumur SAG-2 ......... 59Gambar 4.11 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-3 ...... 61Gambar 4.12 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-3........................ 62Gambar 4.13 Perbandingan data HI terhadap Tmaks pada sumur SAG-3,

untuk penentuan tipe kerogen ........................................................ 64

xiv

Gambar 4.14 (A) Perbandingan TOC terhadap HI pada sumur SAG-3 (B)Perbandingan log HI terhadap kedalaman pada sumur SAG-3,untuk kualitas hidrokarbon ............................................................ 65

Gambar 4.15 (A) Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumurSAG-3. (B) Perbandingan data Ro terhadap kedalaman padasumur SAG-3, untuk penentuan derajat kematangan .................... 67

Gambar 4.16 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-3 ..................................... 68Gambar 4.17 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-4 ...... 69Gambar 4.18 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-4........................ 70Gambar 4.19 (A) Perbandingan TOC terhadap HI pada sumur SAG-4 (B)

Perbandingan log HI terhadap kedalaman pada sumur SAG-4,untuk kualitas hidrokarbon ............................................................ 71

Gambar 4.20 (A) Perbandingan data HI terhadap OI pada sumur SAG-4.(B) Perbandingan data HI terhadap Tmaks pada sumur SAG-4, untuk penentuan tipe kerogen .................................................... 73

Gambar 4.21 Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumur SAG-4 ... 74Gambar 4.22 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-4 ..................................... 75Gambar 4.23 Distribusi persebaran data sumur gabungan daerah Jawa

Timur bagian Utara ........................................................................ 75Gambar 4.24 (A) Distribusi persebaran data HI terhadap kedalaman, untuk

penentuan hidrokarbon. (B) Distribusi data Tmaks terhadapHI, untuk penentuan kerogen ......................................................... 79

Gambar 4.25 Analisis data Pr/nC17 terhadap Pr/Ph ............................................. 81Gambar 4.26 Analisis data hopana/sterana terhadap Pr/Ph ................................. 81Gambar 4.27 Kromatogram n-alkana sumur SAG-5 ........................................... 82Gambar 4.28 Distribusi biomarker data GCMS sumur SAG-5 ........................... 83Gambar 4.29 Pola kromatogram data triterpana sumur SAG-5........................... 83Gambar 4.30 Pola kromatogram data n-alkana sumur SAG-2 Formasi

Tuban ............................................................................................. 84Gambar 4.31 Pola kromatogram data triterpana sumur SAG-2 Formasi

Tuban ............................................................................................. 85Gambar 4.32 Pola kromatogram data n-alkana sumur SAG-2 Formasi

Kujung............................................................................................ 85Gambar 4.33 Diagram segitiga sterana pada setiap sumur penelitian ................. 87Gambar 4.34 Organofacies pengendapan Formasi Ngimbang dan Formasi

Kujung............................................................................................ 88Gambar 4.35 Analisis data isotop karbon............................................................ 89Gambar 4.36 Analisis data Pr/nC17 terhadap Ph/nC18 ......................................... 90Gambar 4.37 Analisis kematangan dengan data triterpana.................................. 91Gambar 4.38 Sejarah pemendaman pada sumur SAG-1 ..................................... 94Gambar 4.39 Lokasi sumur pseudo daerah central deep ..................................... 95Gambar 4.40 Data seismik pada sumur pseudo daerah central deep.................. 95Gambar 4.41 Sejarah pemendaman sumur pseudo daerah central deep............. 97Gambar 4.42 Peta kedalamam berumur Pre-Tersier ........................................... 100Gambar 4.43 Peta kedalaman berumur 32 Ma .................................................... 100Gambar 4.44 Peta ketebalan berumur Formasi Ngimbang ................................. 101

xv

Gambar 4.45 Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Ngimbang .... 101Gambar 4.46 Peta kedalaman top Formasi Ngimbang umur 32 Ma.................... 104Gambar 4.47 Peta skedalaman top Formasi Ngimbang umur 20 Ma.................. 104Gambar 4.48 Peta ketebalan Formasi Kujung ..................................................... 105Gambar 4.49 Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Kujung.......... 106Gambar 4.50 Log sumur ketebalan Formasi Kujung........................................... 107Gambar 4.51 Persentase keterdapatan hidrokarbon pada setiap Formasi............ 109

xvi

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1 Timeline kegiatan penelitian tugas akhir............................................. 4Tabel 2.1 Jenis kerogen dan prazatnya ............................................................... 17Tabel 2.2 Tipe kerogen menurut Waples (1985) ................................................ 18Tabel 2.3 Klasifikasi TOC (kuantitas batuan induk) .......................................... 19Tabel 2.4 Indikator Rock Eval Pyrolysis............................................................. 21Tabel 2.5 Klasifikasi kualitas dan tipe batuan induk .......................................... 21Tabel 2.6 Klasifikasi tingkat kematangan........................................................... 25Tabel 2.7 Perbandingan pristana/fitana dalam penentuan lingkungan

pengendapan ....................................................................................... 27Tabel 2.8 Parameter alkana, untuk menentukan lingkungan pengendapan

batuan induk........................................................................................ 29Tabel 2.9 Parameter data triterpana, untuk penentuan lingkungan

pengendapan batuan induk.................................................................. 29Tabel 2.10 Parameter data sterana, untuk penentuan lingkungan

pengendapan batuan induk.................................................................. 30Tabel 2.11 Parameter isotop karbon ..................................................................... 31Tabel 3.1 Kelengkapan data primer .................................................................... 39Tabel 4.1 Keterdapatan data pada sumur SAG-3................................................ 60Tabel 4.2 Rata-rata TOC setiap Formasi ............................................................ 77Tabel 4.3 Rasio kecepatan penurunan cekungan pada sumur SAG-1 ................ 92Tabel 4.4 Rasio kecepatan penurunan cekungan pada sumur pseudo ................ 96Tabel 4.5 Hasil perhitungan estimasi volume hidrokarbon Formasi

Ngimbang............................................................................................ 103Tabel 4.6 Hasil perhitungan estimasi volume hidrokarbon Fm. Kujung ............ 109

xvii

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran A. Data geokimia sumur penelitian.A.1 Sampel data sumur SAG-1.A.2 Sampel data sumur SAG-2.A.3 Sampel data sumur SAG-3.A.4 Sampel data sumur SAG-4.

Lampiran B. Data sejarah pemendaman sumur penelitian.B.1 Sejarah pemendaman sumur SAG-1.B.2 Sejarah pemendaman sumur pseudo.

Lampiran C. Grafik TWT terhadap terhadap kedalaman, untuk konversi nilaikedalaman.

Lampiran D. Data biomarker sumur penelitian.D.1 Data kromatografi C5+ whole oil sumur SAG-5.D.2 Data kromatografi C10+ saturated gas sumur SAG-5.D.3 Data GCMS m/z 191 sumur SAG-5.D.4 Data GCMS m/z 217 sumur SAG-5.D.5 Data kromatografi C10+ saturated gas sumur SAG-2.D.6 Data GCMS m/z 191 sumur SAG-2.D.7 Data GCMS m/z 217 sumur SAG-2.D.8 Data GC sumur SAG-1.D.9 Data GCMS sumur SAG-1.

Lampiran E. Data karbon isotop sumur penelitian.E.1 Data karbon isotop sumur SAG-5.E.2 Data karbon isotop sumur SAG-2.E.3 Data karbon isotop sumur SAG-1.

Lampiran F. Data perhitungan volume hidrokarbon pada setiap Formasi.F.1 Data estimasi perhitungan volume pada Formasi Kujung.F.2 Data estimasi perhitungan volume pada Formasi Ngimbang.

Lampiran G. Peta kedalaman dan ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara.G.1 Peta kedalaman Cekungan Jawa Timur Utara Umur Pre-Tersier.G.2 Peta kedalaman Cekungan Jawa Timur Utara Umur 32 Ma.G.3 Peta kedalaman Cekungan Jawa Timur Utara Umur 20 Ma.G.4 Peta ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara Pre-Tersier – 32 Ma.G.5 Peta ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara 32 Ma – 20 Ma.G.6 Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Ngimbang.G.7 Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Kujung.

Lampiran H. Lembar konsultasi tugas akhir.

xviii

DAFTAR ISTILAH

Alifatik : Senyawa organik yang memiliki ikatan tunggal dan tidak

mempunyai gugus aromatik, terdiri dari siklik (rantai

tertutup) dan asiklik (rantai terbuka).

API : American Petroleum Institute merupakan satuan standar

internasional untuk menyatakan berat jenis minyak yang

berfungsi untuk mengambarkan kualitas minyak.

Semakin tinggi nilai derajat API, maka akan semakin

light dan buruk jenis minyak yang dihasilkannya.

Biodegradasi : Peristiwa yang terjadi pada perubahan bentuk

kromatogram akibat adanya mikroba yang mengkonsumsi

molekul hidrokarbon yang lebih kecil, kemudian

mengubah komposisi minyak ringan menjadi minyak

berat dengan nilai derajat API yang rendah.

Cincin naftena : Hidrokarbon jenuh yang memiliki rumus senyawa CnH2n

Cracking : Tahapan pengolahan minyak bumi yang dilakukan untuk

menguraikan molekul senyawa hidrokarbon yang besar

menjadi molekul hidrokarbon yang lebih kecil.

Cutting : Serbuk bor berupa hancuran material batuan yang

tergerus oleh mata bor (bit), kemudian diangkat dari dasar

lubang bor ke permukaan oleh lumpur pemboran dan

mengalir melalui parit kecil menuju mud pond.

Ekspulsi : Pergerakan hidrokarbon yang berasal dari batuan induk

aktif menuju lapisan batuan pembawa (carrier bed),

disebut juga sebagai migrasi primer.

Fitana : Disebut sebagai 2,6,10,14-tetrametilheksadekana yang

memiliki rumus , berasal dari klorofil dan bakteri

metanogen.

Gas prone : Litologi sedimen yang tersusun oleh kerogen dan material

organik yang tinggi pada tingkat kematangan yang telah

xix

melewati jendela kematangan tertentu akan membentuk

suatu hidrokarbon berupa gas dan sedikit berasosiasi

dengan liquid.

Generasi : Fase kritis dalam pengembangan sistem minyak bumi.

Tergantung pada faktor-faktor berupa adanya bahan

organik yang kaya, suhu yang memadai, waktu yang

cukup untuk membuat batuan menjadi matang, tekanan

yang tinggi, bakteri dan proses katalis.

Humik : Material organik yang berasal dari darat, contohnya

vitrinit, huminit dan humin. Umumnya, material ini akan

menghasilkan hidrokarbon berupa gas pada tipe kerogen

III.

Lilin : Senyawa ester yang dibentuk oleh alkohol berantai

panjang dan asam lemak berantai panjang, ditemukan

pada tumbuhan maupun hewan dan bersifat tidak larut

terhadap air.

Lipid : Molekul yang memiliki komposisi hidrokarbon, seperti

lilin, vitamin dan material yang bersifat non protein.

Oil prone : Suatu batuan yang tersusun oleh material organik yang

tinggi akan membentuk hidrokarbon berupa minyak pada

tingkat kematangan tertentu.

Petroleum : Bentuk minyak yang terdapat di dalam kerak bumi dan

belum mengalami proses pengolahan, berwarna kuning

hingga hitam, bersifat mudah terbakar dan dapat

berbentuk padatan, cairan maupun gas.

Pristana : Isoprenoid dengan rumus , berasal dari klorofil a,

ditemukan pada minyak maupun sedimen, disebut juga

dengan 2,6,10,14-tetrametilpentadekana.

Sumur Pseudo : Sumur pemboran semi yang terletak pada daerah yang

informatif, berfungsi untuk mendapatkan data sekunder

dan interpolasi data dengan sumur penelitian.

xx

Senyawa aromatik : Senyawa dengan rumus umum yang memiliki

aroma (bau), seperti senyawa benzena dan senyawa

lainnya yang memiliki karakteristik pada keadaan standar

dapat berbentuk cair maupun padat.

Senyawa saturates : Senyawa hidrokarbon yang bersifat jenuh dan tersusun

oleh rantai lurus, bercabang, melingkar dan terbuka.

Skeleton : Rangka atau tulang yang mendukung bagian-bagian lunak

dari hewan vertebrata.

SWC : (Sidewall Coring) merupakan pemboran khusus yang

dilakukan setelah pemboran, pada umumnya digunakan

untuk mengambil sampel batuan pada interval tertentu

yang telah dilakukan pemboran.

Upwelling : Gerakan vertikal arus laut yang berasal dari dasar laut

dengan temperatur dingin, salinitas tinggi dan kaya akan

nutrisi menuju ke arah permukaan laut.