Syahronidavi Al Ghifari 21100113120019 2017 Judul
UNIVERSITAS DIPONEGORO
ANALISIS GEOKIMIA HIDROKARBON DAN ESTIMASI
PERHITUNGAN VOLUME HIDROKARBON PADA BATUAN
INDUK AKTIF, CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA
TUGAS AKHIR
SYAHRONIDAVI AL GHIFARI
21100113120019
FAKULTAS TEKNIK
DEPARTEMEN TEKNIK GEOLOGI
SEMARANG
JUNI 2017
i
ii
iii
iv
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
v
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.
vi
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
vii
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 diantaramu
dan orang-orang yang diberi ilmu beberapa derajat
(QS : Al-Mujadilah 1)
viii
SARI
Kebutuhan konsumsi energi di Indonesia selama tahun 2000–2014 mengalami
peningkatan sebesar 3,99% setiap tahun, dari 555,88 MBOE (million barrel oil of
equivalent) menjadi 961,39 MBOE. Tingginya tingkat permintaan dibandingkan dengan
tingkat pendapatan akan kebutuhan minyak dan gas bumi, menyebabkan terjadinya krisis
energi. Cekungan Jawa Timur Utara termasuk dalam cekungan yang berpotensi untuk
dilakukannya kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi. Hanya saja,
kegiatan eksplorasi yang dilakukan pada umumnya berupa analisis reservoir, batuan
penutup serta migrasi, sedangkan evaluasi batuan induk sangat disederhanakan. Oleh
karena itu, dilakukan penelitian mengenai evaluasi batuan induk, mulai dari analisis
screening, biomarker, sejarah pemendaman dan estimasi volume hidrokarbon.
Penelitian dilakukan pada sumur SAG-1 hingga SAG-5, Cekungan Jawa Timur
Utara. Tujuan dari penelitian ini adalah mengetahui potensi batuan induk, jenis
hidrokarbon, tingkat kematangan, lingkungan pengendapan, hubungan sedimentasi
dengan penurunan dan kematangan serta mengetahui jumlah hidrokarbon tergenerasi dan
terekspulsi. Metode yang digunakan pada penelitian ini berupa metode deskriptif analitis
dengan menganalisis data geokimia screening, data biomarker, data peta isopach setiap
formasi dan data petrofisika.
Berdasarkan hasil analisis, diketahui bahwa pada umur Miosen hingga Pliosen
Formasi Tawun, Formasi Tuban Anggota Rancak dan Anggota Tuban berpotensi menjadi
batuan induk potensial sebagai batuan induk biogenik. Formasi Kujung dan Formasi
Ngimbang berpotensi menjadi batuan induk efektif, menghasilkan hidrokarbon campuran
minyak dan gas serta gas prone dengan tipe kerogen II/III dan III. Formasi yang telah
memasuki jendela kematangan berada pada kedalaman lebih dari 2200 m. Lingkungan
pengendapan Formasi Ngimbang pada daerah fluvial-deltaik (lower delta plain).
Lingkungan pengendapan Formasi Kujung pada daerah mixed shallow lacustrine
dominated and open marine yaitu pada bagian delta plain. Estimasi volume hidrokarbon
yang tergenerasi pada Formasi Ngimbang sebesar 14 BBOE (billion barrel oil of
equivalent) dan Formasi Kujung sebesar 3,39 BBOE. Volume hidrokarbon ekspulsi pada
Formasi Ngimbang sebesar 5,62 BBOE – 8,43 BBOE dan Formasi Kujung sebesar 1,36
BBOE – 2,04 BBOE.
Kata kunci: Cekungan Jawa Timur Utara, analisis geokimia screening, biomarker,
estimasi volume hidrokarbon
ix
ABSTRACT
Consumption requirements of energy in Indonesia during 2000-2014 increased
3.99% 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, causing
an energy crisis. North East Java Basin is included in a basin that has potential to do the
exploration and exploitation of oil and gas. However, carried exploration activities are
generally reservoir analysis, overburden and migration, whereas evaluation of source
rock is greatly simplified. Therefore, researches done on source rock evaluation are
ranging from screening analysis, biomarker, burial history and estimation of volume
hydrocarbon.
The study was conducted on wells SAG-1 to SAG-5, North East Java Basin. The
purpose of this study was to determine the potential source rock, type of hydrocarbon and
kerogen, maturity degree, depositional environment, relationship between decreased
sedimentation and maturity, and knowing estimation volume hydrocarbons generation
and expulsion. The method used in this research is descriptive analytical methods to
analyze the geochemical data screening, biomarker, isopach map of each formation and
petrophysical data.
Based on the analysis, it is known that at the age of Miocene to Pliocene Tawun
Formation, Tuban Formation Members Rancak and Members Tuban potentially to be a
potential source rock as biogenic source rock. Ngimbang Formation and Kujung
Formation 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 lacustrine
dominated and open marine that is on the delta plain. Estimated volume of hydrocarbons
generation at Ngimbang Formation amounted to 14 BBOE (million barrel oil of
equivalent) and Kujung Formation amounted to 3,39 BBOE. Volume hydrocarbons
expulsion at Ngimbang Formation is 5,62 BBOE – 8,4 BBOE and Kujung Formation is
1,36 BBOE – 2,04BBOE.
Keywords: North East Java Basin, geochemical screening analysis, biomarker, estimated
volume of hydrocarbons
x
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL ......................................................................................... i
HALAMAN PENGESAHAN........................................................................... ii
HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS ............................................ iii
HALAMAN PERSETUJUAN PUBLIKASI .................................................. iv
KATA PENGANTAR ...................................................................................... v
HALAMAN UCAPAN TERIMA KASIH ..................................................... vi
HALAMAN PERSEMBAHAN ....................................................................... viii
SARI .................................................................................................................. ix
ABSTRACT ........................................................................................................ x
DAFTAR ISI ..................................................................................................... xi
DAFTAR GAMBAR......................................................................................... xiii
DAFTAR TABEL ............................................................................................. xvi
DAFTAR LAMPIRAN ..................................................................................... xvii
DAFTAR ISTILAH .......................................................................................... xviii
BAB I PENDAHULUAN
I.1 Latar Belakang ............................................................................................. 1
I.2 Identifikasi Permasalahan ............................................................................ 2
I.3 Maksud dan Tujuan Penelitian..................................................................... 2
1.3.1 Maksud Penelitian .............................................................................. 2
1.3.2 Tujuan Penelitian................................................................................ 2
I.4 Batasan Masalah .......................................................................................... 3
I.5 Waktu dan Lokasi Penelitian ....................................................................... 3
I.5.1 Waktu Penelitian ................................................................................. 3
I.5.2 Lokasi Penelitian ................................................................................. 4
I.6 Manfaat Penelitian ....................................................................................... 5
I.7 Sistematika Penulisan .................................................................................. 6
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
II.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara .......................................... 7
II.2 Kerangka Tektonik Jawa Timur Utara......................................................... 7
II.3 Stratigrafi Regional Cekungan Jawa Timur Utara ....................................... 8
II.4 Sistem Minyak Bumi Cekungan Jawa Timur Utara .................................... 12
II.5 Konsep Dasar Geokimia Hidrokarbon......................................................... 14
II.5.1 Pengertian Batuan Induk .................................................................... 15
II.5.2 Bitumen .............................................................................................. 15
II.5.3 Kerogen .............................................................................................. 16
II.6 Total Organic Carbon (TOC)...................................................................... 19
II.7 Rock Eval Pyrolysis ..................................................................................... 20
II.8 Kematangan Material Organik..................................................................... 22
II.9 Aplikasi Biomarker ...................................................................................... 22
II.9.1 Analisis Kromatografi Gas................................................................. 23
II.9.2 Analisis Kromatografi Gas-Spektrometri Massa ............................... 27
II.10 Isotop Karbon............................................................................................... 31
II.11 Perhitungan Volume Batuan Induk.............................................................. 32
xi
II.12 Hipotesis Penelitian ..................................................................................... 33
BAB III METODOLOGI PENELITIAN
III.1 Peralatan dan Bahan yang Digunakan dalam Penelitian.............................. 35
III.1.1 Alat.................................................................................................... 35
III.1.2 Bahan ................................................................................................ 35
III.2 Objek Penelitian........................................................................................... 36
III.3 Metode Penelitian ........................................................................................ 36
III.3.1 Metode Deskriptif Analitis ............................................................... 36
III.4 Tahapan Penelitian....................................................................................... 37
III.4.1 Tahap Persiapan ................................................................................ 37
III.4.2 Tahap Pengumpulan Data ................................................................. 38
III.4.3 Tahap Pengolahan Data .................................................................... 40
III.4.4 Tahap Penyajian Data dan Evaluasi Akhir ....................................... 44
III.5 Diagram Alir Penelitian ............................................................................... 45
BAB IV HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN
IV.1 Evaluasi Potensi Batuan Induk .................................................................... 46
IV.1.1 Sumur SAG-1 ................................................................................... 47
IV.1.2 Sumur SAG-2 ................................................................................... 55
IV.1.3 Sumur SAG-3 ................................................................................... 60
IV.1.4 Sumur SAG-4 ................................................................................... 68
IV.1.5 Screening Sumur Gabungan ............................................................. 75
IV.2 Biomarker .................................................................................................... 80
IV.3 Sejarah Pemendaman ................................................................................... 92
IV.4 Estimasi Volume Hidrokarbon .................................................................... 97
BAB V PENUTUPAN
V.1 Kesimpulan.................................................................................................... 110
V.2 Saran .............................................................................................................. 111
DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
xii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1.1
Gambar 1.2
Gambar 1.3
Gambar 2.1
Gambar 2.2
Gambar 2.3
Gambar 2.4
Gambar 2.5
Gambar 2.6
Gambar 2.7
Gambar 2.8
Gambar 3.1
Gambar 3.2
Gambar 3.3
Gambar 3.4
Gambar 3.5
Gambar 4.1
Gambar 4.2
Gambar 4.3
Gambar 4.4
Gambar 4.5
Gambar 4.6
Gambar 4.7
Gambar 4.8
Gambar 4.9
Gambar 4.10
Gambar 4.11
Gambar 4.12
Gambar 4.13
Lokasi pengeboran sumur penelitian, daerah Cekungan Jawa
Timur Utara.................................................................................... 4
Penampang seismik sumur penelitian ............................................ 5
Diagram fish bond penelitian ......................................................... 7
Paleogen geografi Cekungan Jawa Timur ..................................... 8
Stratigrafi Cekungan Jawa Timur Utara ........................................ 9
Sistem minyak dan gas bumi di Cekungan Jawa Timur Utara ...... 13
Kerangka pikir analisis biomarker ................................................. 23
Pola kromatogram fraksi hidrokarbon jenuh C10+, sebagai
penciri lingkungan pengendapan ................................................... 26
Kromatogram triterpana, penentuan lingkungan pengendapan ..... 29
Kromatogram sterana, penentuan lingkungan pengendapan ......... 31
Perhitungan volume hidrokarbon................................................... 33
(A) Diagram Pseudo Van Krevelen dan (B) Diagram HI vs
Tmaks (Hunt, 1996), untuk penentuan tipe kerogen...................... 41
(A) Grafik Pr/nC17 vs Ph/nC18 dan (B) Grafik Pr/nC17 vs
Pr/Ph, menunjukkan lingkungan pengendapan dan asal
material organik ............................................................................. 42
Diagram segitiga sterana, untuk interpretasi lingkungan
pengendapan .................................................................................. 42
Diagram parameter triterpana (After Miles, 1989), untuk
penentuan tingkat kematangan .................................................................. 43
Diagram alir tahapan penelitian ..................................................... 45
Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-1........................ 48
Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-1 ...... 49
(A) Perbandingan TOC terhadap HI pada sumur SAG-1 (B)
Perbandingan log HI terhadap kedalaman pada sumur SAG-1,
untuk kualitas hidrokarbon ............................................................ 51
(A) Perbandingan data HI terhadap OI pada sumur SAG-1.
(B) Perbandingan data HI terhadap Tmaks pada sumur SAG1, untuk penentuan tipe kerogen .................................................... 53
Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumur SAG-1 ... 54
Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-1 ..................................... 55
Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-2........................ 56
Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-2 ...... 57
Rata-rata data Ro pada sumur SAG-2............................................ 58
Distribusi data Ro terhadap kedalaman pada sumur SAG-2 ......... 59
Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-3 ...... 61
Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-3........................ 62
Perbandingan data HI terhadap Tmaks pada sumur SAG-3,
untuk penentuan tipe kerogen ........................................................ 64
xiii
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 sumur
SAG-3. (B) Perbandingan data Ro terhadap kedalaman pada
sumur SAG-3, untuk penentuan derajat kematangan .................... 67
Gambar 4.16 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-3 ..................................... 68
Gambar 4.17 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-4 ...... 69
Gambar 4.18 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-4........................ 70
Gambar 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 SAG4, untuk penentuan tipe kerogen .................................................... 73
Gambar 4.21 Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumur SAG-4 ... 74
Gambar 4.22 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-4 ..................................... 75
Gambar 4.23 Distribusi persebaran data sumur gabungan daerah Jawa
Timur bagian Utara ........................................................................ 75
Gambar 4.24 (A) Distribusi persebaran data HI terhadap kedalaman, untuk
penentuan hidrokarbon. (B) Distribusi data Tmaks terhadap
HI, untuk penentuan kerogen ......................................................... 79
Gambar 4.25 Analisis data Pr/nC17 terhadap Pr/Ph ............................................. 81
Gambar 4.26 Analisis data hopana/sterana terhadap Pr/Ph ................................. 81
Gambar 4.27 Kromatogram n-alkana sumur SAG-5 ........................................... 82
Gambar 4.28 Distribusi biomarker data GCMS sumur SAG-5 ........................... 83
Gambar 4.29 Pola kromatogram data triterpana sumur SAG-5........................... 83
Gambar 4.30 Pola kromatogram data n-alkana sumur SAG-2 Formasi
Tuban ............................................................................................. 84
Gambar 4.31 Pola kromatogram data triterpana sumur SAG-2 Formasi
Tuban ............................................................................................. 85
Gambar 4.32 Pola kromatogram data n-alkana sumur SAG-2 Formasi
Kujung............................................................................................ 85
Gambar 4.33 Diagram segitiga sterana pada setiap sumur penelitian ................. 87
Gambar 4.34 Organofacies pengendapan Formasi Ngimbang dan Formasi
Kujung............................................................................................ 88
Gambar 4.35 Analisis data isotop karbon ............................................................ 89
Gambar 4.36 Analisis data Pr/nC17 terhadap Ph/nC18 ......................................... 90
Gambar 4.37 Analisis kematangan dengan data triterpana.................................. 91
Gambar 4.38 Sejarah pemendaman pada sumur SAG-1 ..................................... 94
Gambar 4.39 Lokasi sumur pseudo daerah central deep..................................... 95
Gambar 4.40 Data seismik pada sumur pseudo daerah central deep.................. 95
Gambar 4.41 Sejarah pemendaman sumur pseudo daerah central deep............. 97
Gambar 4.42 Peta kedalamam berumur Pre-Tersier ........................................... 100
Gambar 4.43 Peta kedalaman berumur 32 Ma .................................................... 100
Gambar 4.44 Peta ketebalan berumur Formasi Ngimbang ................................. 101
xiv
Gambar 4.45
Gambar 4.46
Gambar 4.47
Gambar 4.48
Gambar 4.49
Gambar 4.50
Gambar 4.51
Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Ngimbang .... 101
Peta kedalaman top Formasi Ngimbang umur 32 Ma.................... 104
Peta skedalaman top Formasi Ngimbang umur 20 Ma .................. 104
Peta ketebalan Formasi Kujung ..................................................... 105
Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Kujung .......... 106
Log sumur ketebalan Formasi Kujung........................................... 107
Persentase keterdapatan hidrokarbon pada setiap Formasi............ 109
xv
DAFTAR TABEL
Timeline kegiatan penelitian tugas akhir............................................. 4
Jenis kerogen dan prazatnya ............................................................... 17
Tipe kerogen menurut Waples (1985) ................................................ 18
Klasifikasi TOC (kuantitas batuan induk) .......................................... 19
Indikator Rock Eval Pyrolysis............................................................. 21
Klasifikasi kualitas dan tipe batuan induk .......................................... 21
Klasifikasi tingkat kematangan........................................................... 25
Perbandingan pristana/fitana dalam penentuan lingkungan
pengendapan ....................................................................................... 27
Tabel 2.8 Parameter alkana, untuk menentukan lingkungan pengendapan
batuan induk........................................................................................ 29
Tabel 2.9 Parameter data triterpana, untuk penentuan lingkungan
pengendapan batuan induk.................................................................. 29
Tabel 2.10 Parameter data sterana, untuk penentuan lingkungan
pengendapan batuan induk.................................................................. 30
Tabel 2.11 Parameter isotop karbon ..................................................................... 31
Tabel 3.1 Kelengkapan data primer .................................................................... 39
Tabel 4.1 Keterdapatan data pada sumur SAG-3................................................ 60
Tabel 4.2 Rata-rata TOC setiap Formasi ............................................................ 77
Tabel 4.3 Rasio kecepatan penurunan cekungan pada sumur SAG-1 ................ 92
Tabel 4.4 Rasio kecepatan penurunan cekungan pada sumur pseudo ................ 96
Tabel 4.5 Hasil perhitungan estimasi volume hidrokarbon Formasi
Ngimbang............................................................................................ 103
Tabel 4.6 Hasil perhitungan estimasi volume hidrokarbon Fm. Kujung ............ 109
Tabel 1.1
Tabel 2.1
Tabel 2.2
Tabel 2.3
Tabel 2.4
Tabel 2.5
Tabel 2.6
Tabel 2.7
xvi
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran A.
A.1
A.2
A.3
A.4
Lampiran B.
B.1
B.2
Lampiran C.
Lampiran D.
D.1
D.2
D.3
D.4
D.5
D.6
D.7
D.8
D.9
Lampiran E.
E.1
E.2
E.3
Lampiran F.
F.1
F.2
Lampiran G.
G.1
G.2
G.3
G.4
G.5
G.6
G.7
Lampiran H.
Data geokimia sumur penelitian.
Sampel data sumur SAG-1.
Sampel data sumur SAG-2.
Sampel data sumur SAG-3.
Sampel data sumur SAG-4.
Data sejarah pemendaman sumur penelitian.
Sejarah pemendaman sumur SAG-1.
Sejarah pemendaman sumur pseudo.
Grafik TWT terhadap terhadap kedalaman, untuk konversi nilai
kedalaman.
Data biomarker sumur penelitian.
Data kromatografi C5+ whole oil sumur SAG-5.
Data kromatografi C10+ saturated gas sumur SAG-5.
Data GCMS m/z 191 sumur SAG-5.
Data GCMS m/z 217 sumur SAG-5.
Data kromatografi C10+ saturated gas sumur SAG-2.
Data GCMS m/z 191 sumur SAG-2.
Data GCMS m/z 217 sumur SAG-2.
Data GC sumur SAG-1.
Data GCMS sumur SAG-1.
Data karbon isotop sumur penelitian.
Data karbon isotop sumur SAG-5.
Data karbon isotop sumur SAG-2.
Data karbon isotop sumur SAG-1.
Data perhitungan volume hidrokarbon pada setiap Formasi.
Data estimasi perhitungan volume pada Formasi Kujung.
Data estimasi perhitungan volume pada Formasi Ngimbang.
Peta kedalaman dan ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara.
Peta kedalaman Cekungan Jawa Timur Utara Umur Pre-Tersier.
Peta kedalaman Cekungan Jawa Timur Utara Umur 32 Ma.
Peta kedalaman Cekungan Jawa Timur Utara Umur 20 Ma.
Peta ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara Pre-Tersier – 32 Ma.
Peta ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara 32 Ma – 20 Ma.
Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Ngimbang.
Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Kujung.
Lembar konsultasi tugas akhir.
xvii
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
xviii
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.
xix
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.
xx
ANALISIS GEOKIMIA HIDROKARBON DAN ESTIMASI
PERHITUNGAN VOLUME HIDROKARBON PADA BATUAN
INDUK AKTIF, CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA
TUGAS AKHIR
SYAHRONIDAVI AL GHIFARI
21100113120019
FAKULTAS TEKNIK
DEPARTEMEN TEKNIK GEOLOGI
SEMARANG
JUNI 2017
i
ii
iii
iv
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
v
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.
vi
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
vii
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 diantaramu
dan orang-orang yang diberi ilmu beberapa derajat
(QS : Al-Mujadilah 1)
viii
SARI
Kebutuhan konsumsi energi di Indonesia selama tahun 2000–2014 mengalami
peningkatan sebesar 3,99% setiap tahun, dari 555,88 MBOE (million barrel oil of
equivalent) menjadi 961,39 MBOE. Tingginya tingkat permintaan dibandingkan dengan
tingkat pendapatan akan kebutuhan minyak dan gas bumi, menyebabkan terjadinya krisis
energi. Cekungan Jawa Timur Utara termasuk dalam cekungan yang berpotensi untuk
dilakukannya kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi. Hanya saja,
kegiatan eksplorasi yang dilakukan pada umumnya berupa analisis reservoir, batuan
penutup serta migrasi, sedangkan evaluasi batuan induk sangat disederhanakan. Oleh
karena itu, dilakukan penelitian mengenai evaluasi batuan induk, mulai dari analisis
screening, biomarker, sejarah pemendaman dan estimasi volume hidrokarbon.
Penelitian dilakukan pada sumur SAG-1 hingga SAG-5, Cekungan Jawa Timur
Utara. Tujuan dari penelitian ini adalah mengetahui potensi batuan induk, jenis
hidrokarbon, tingkat kematangan, lingkungan pengendapan, hubungan sedimentasi
dengan penurunan dan kematangan serta mengetahui jumlah hidrokarbon tergenerasi dan
terekspulsi. Metode yang digunakan pada penelitian ini berupa metode deskriptif analitis
dengan menganalisis data geokimia screening, data biomarker, data peta isopach setiap
formasi dan data petrofisika.
Berdasarkan hasil analisis, diketahui bahwa pada umur Miosen hingga Pliosen
Formasi Tawun, Formasi Tuban Anggota Rancak dan Anggota Tuban berpotensi menjadi
batuan induk potensial sebagai batuan induk biogenik. Formasi Kujung dan Formasi
Ngimbang berpotensi menjadi batuan induk efektif, menghasilkan hidrokarbon campuran
minyak dan gas serta gas prone dengan tipe kerogen II/III dan III. Formasi yang telah
memasuki jendela kematangan berada pada kedalaman lebih dari 2200 m. Lingkungan
pengendapan Formasi Ngimbang pada daerah fluvial-deltaik (lower delta plain).
Lingkungan pengendapan Formasi Kujung pada daerah mixed shallow lacustrine
dominated and open marine yaitu pada bagian delta plain. Estimasi volume hidrokarbon
yang tergenerasi pada Formasi Ngimbang sebesar 14 BBOE (billion barrel oil of
equivalent) dan Formasi Kujung sebesar 3,39 BBOE. Volume hidrokarbon ekspulsi pada
Formasi Ngimbang sebesar 5,62 BBOE – 8,43 BBOE dan Formasi Kujung sebesar 1,36
BBOE – 2,04 BBOE.
Kata kunci: Cekungan Jawa Timur Utara, analisis geokimia screening, biomarker,
estimasi volume hidrokarbon
ix
ABSTRACT
Consumption requirements of energy in Indonesia during 2000-2014 increased
3.99% 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, causing
an energy crisis. North East Java Basin is included in a basin that has potential to do the
exploration and exploitation of oil and gas. However, carried exploration activities are
generally reservoir analysis, overburden and migration, whereas evaluation of source
rock is greatly simplified. Therefore, researches done on source rock evaluation are
ranging from screening analysis, biomarker, burial history and estimation of volume
hydrocarbon.
The study was conducted on wells SAG-1 to SAG-5, North East Java Basin. The
purpose of this study was to determine the potential source rock, type of hydrocarbon and
kerogen, maturity degree, depositional environment, relationship between decreased
sedimentation and maturity, and knowing estimation volume hydrocarbons generation
and expulsion. The method used in this research is descriptive analytical methods to
analyze the geochemical data screening, biomarker, isopach map of each formation and
petrophysical data.
Based on the analysis, it is known that at the age of Miocene to Pliocene Tawun
Formation, Tuban Formation Members Rancak and Members Tuban potentially to be a
potential source rock as biogenic source rock. Ngimbang Formation and Kujung
Formation 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 lacustrine
dominated and open marine that is on the delta plain. Estimated volume of hydrocarbons
generation at Ngimbang Formation amounted to 14 BBOE (million barrel oil of
equivalent) and Kujung Formation amounted to 3,39 BBOE. Volume hydrocarbons
expulsion at Ngimbang Formation is 5,62 BBOE – 8,4 BBOE and Kujung Formation is
1,36 BBOE – 2,04BBOE.
Keywords: North East Java Basin, geochemical screening analysis, biomarker, estimated
volume of hydrocarbons
x
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL ......................................................................................... i
HALAMAN PENGESAHAN........................................................................... ii
HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS ............................................ iii
HALAMAN PERSETUJUAN PUBLIKASI .................................................. iv
KATA PENGANTAR ...................................................................................... v
HALAMAN UCAPAN TERIMA KASIH ..................................................... vi
HALAMAN PERSEMBAHAN ....................................................................... viii
SARI .................................................................................................................. ix
ABSTRACT ........................................................................................................ x
DAFTAR ISI ..................................................................................................... xi
DAFTAR GAMBAR......................................................................................... xiii
DAFTAR TABEL ............................................................................................. xvi
DAFTAR LAMPIRAN ..................................................................................... xvii
DAFTAR ISTILAH .......................................................................................... xviii
BAB I PENDAHULUAN
I.1 Latar Belakang ............................................................................................. 1
I.2 Identifikasi Permasalahan ............................................................................ 2
I.3 Maksud dan Tujuan Penelitian..................................................................... 2
1.3.1 Maksud Penelitian .............................................................................. 2
1.3.2 Tujuan Penelitian................................................................................ 2
I.4 Batasan Masalah .......................................................................................... 3
I.5 Waktu dan Lokasi Penelitian ....................................................................... 3
I.5.1 Waktu Penelitian ................................................................................. 3
I.5.2 Lokasi Penelitian ................................................................................. 4
I.6 Manfaat Penelitian ....................................................................................... 5
I.7 Sistematika Penulisan .................................................................................. 6
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
II.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara .......................................... 7
II.2 Kerangka Tektonik Jawa Timur Utara......................................................... 7
II.3 Stratigrafi Regional Cekungan Jawa Timur Utara ....................................... 8
II.4 Sistem Minyak Bumi Cekungan Jawa Timur Utara .................................... 12
II.5 Konsep Dasar Geokimia Hidrokarbon......................................................... 14
II.5.1 Pengertian Batuan Induk .................................................................... 15
II.5.2 Bitumen .............................................................................................. 15
II.5.3 Kerogen .............................................................................................. 16
II.6 Total Organic Carbon (TOC)...................................................................... 19
II.7 Rock Eval Pyrolysis ..................................................................................... 20
II.8 Kematangan Material Organik..................................................................... 22
II.9 Aplikasi Biomarker ...................................................................................... 22
II.9.1 Analisis Kromatografi Gas................................................................. 23
II.9.2 Analisis Kromatografi Gas-Spektrometri Massa ............................... 27
II.10 Isotop Karbon............................................................................................... 31
II.11 Perhitungan Volume Batuan Induk.............................................................. 32
xi
II.12 Hipotesis Penelitian ..................................................................................... 33
BAB III METODOLOGI PENELITIAN
III.1 Peralatan dan Bahan yang Digunakan dalam Penelitian.............................. 35
III.1.1 Alat.................................................................................................... 35
III.1.2 Bahan ................................................................................................ 35
III.2 Objek Penelitian........................................................................................... 36
III.3 Metode Penelitian ........................................................................................ 36
III.3.1 Metode Deskriptif Analitis ............................................................... 36
III.4 Tahapan Penelitian....................................................................................... 37
III.4.1 Tahap Persiapan ................................................................................ 37
III.4.2 Tahap Pengumpulan Data ................................................................. 38
III.4.3 Tahap Pengolahan Data .................................................................... 40
III.4.4 Tahap Penyajian Data dan Evaluasi Akhir ....................................... 44
III.5 Diagram Alir Penelitian ............................................................................... 45
BAB IV HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN
IV.1 Evaluasi Potensi Batuan Induk .................................................................... 46
IV.1.1 Sumur SAG-1 ................................................................................... 47
IV.1.2 Sumur SAG-2 ................................................................................... 55
IV.1.3 Sumur SAG-3 ................................................................................... 60
IV.1.4 Sumur SAG-4 ................................................................................... 68
IV.1.5 Screening Sumur Gabungan ............................................................. 75
IV.2 Biomarker .................................................................................................... 80
IV.3 Sejarah Pemendaman ................................................................................... 92
IV.4 Estimasi Volume Hidrokarbon .................................................................... 97
BAB V PENUTUPAN
V.1 Kesimpulan.................................................................................................... 110
V.2 Saran .............................................................................................................. 111
DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
xii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1.1
Gambar 1.2
Gambar 1.3
Gambar 2.1
Gambar 2.2
Gambar 2.3
Gambar 2.4
Gambar 2.5
Gambar 2.6
Gambar 2.7
Gambar 2.8
Gambar 3.1
Gambar 3.2
Gambar 3.3
Gambar 3.4
Gambar 3.5
Gambar 4.1
Gambar 4.2
Gambar 4.3
Gambar 4.4
Gambar 4.5
Gambar 4.6
Gambar 4.7
Gambar 4.8
Gambar 4.9
Gambar 4.10
Gambar 4.11
Gambar 4.12
Gambar 4.13
Lokasi pengeboran sumur penelitian, daerah Cekungan Jawa
Timur Utara.................................................................................... 4
Penampang seismik sumur penelitian ............................................ 5
Diagram fish bond penelitian ......................................................... 7
Paleogen geografi Cekungan Jawa Timur ..................................... 8
Stratigrafi Cekungan Jawa Timur Utara ........................................ 9
Sistem minyak dan gas bumi di Cekungan Jawa Timur Utara ...... 13
Kerangka pikir analisis biomarker ................................................. 23
Pola kromatogram fraksi hidrokarbon jenuh C10+, sebagai
penciri lingkungan pengendapan ................................................... 26
Kromatogram triterpana, penentuan lingkungan pengendapan ..... 29
Kromatogram sterana, penentuan lingkungan pengendapan ......... 31
Perhitungan volume hidrokarbon................................................... 33
(A) Diagram Pseudo Van Krevelen dan (B) Diagram HI vs
Tmaks (Hunt, 1996), untuk penentuan tipe kerogen...................... 41
(A) Grafik Pr/nC17 vs Ph/nC18 dan (B) Grafik Pr/nC17 vs
Pr/Ph, menunjukkan lingkungan pengendapan dan asal
material organik ............................................................................. 42
Diagram segitiga sterana, untuk interpretasi lingkungan
pengendapan .................................................................................. 42
Diagram parameter triterpana (After Miles, 1989), untuk
penentuan tingkat kematangan .................................................................. 43
Diagram alir tahapan penelitian ..................................................... 45
Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-1........................ 48
Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-1 ...... 49
(A) Perbandingan TOC terhadap HI pada sumur SAG-1 (B)
Perbandingan log HI terhadap kedalaman pada sumur SAG-1,
untuk kualitas hidrokarbon ............................................................ 51
(A) Perbandingan data HI terhadap OI pada sumur SAG-1.
(B) Perbandingan data HI terhadap Tmaks pada sumur SAG1, untuk penentuan tipe kerogen .................................................... 53
Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumur SAG-1 ... 54
Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-1 ..................................... 55
Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-2........................ 56
Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-2 ...... 57
Rata-rata data Ro pada sumur SAG-2............................................ 58
Distribusi data Ro terhadap kedalaman pada sumur SAG-2 ......... 59
Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-3 ...... 61
Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-3........................ 62
Perbandingan data HI terhadap Tmaks pada sumur SAG-3,
untuk penentuan tipe kerogen ........................................................ 64
xiii
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 sumur
SAG-3. (B) Perbandingan data Ro terhadap kedalaman pada
sumur SAG-3, untuk penentuan derajat kematangan .................... 67
Gambar 4.16 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-3 ..................................... 68
Gambar 4.17 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-4 ...... 69
Gambar 4.18 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-4........................ 70
Gambar 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 SAG4, untuk penentuan tipe kerogen .................................................... 73
Gambar 4.21 Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumur SAG-4 ... 74
Gambar 4.22 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-4 ..................................... 75
Gambar 4.23 Distribusi persebaran data sumur gabungan daerah Jawa
Timur bagian Utara ........................................................................ 75
Gambar 4.24 (A) Distribusi persebaran data HI terhadap kedalaman, untuk
penentuan hidrokarbon. (B) Distribusi data Tmaks terhadap
HI, untuk penentuan kerogen ......................................................... 79
Gambar 4.25 Analisis data Pr/nC17 terhadap Pr/Ph ............................................. 81
Gambar 4.26 Analisis data hopana/sterana terhadap Pr/Ph ................................. 81
Gambar 4.27 Kromatogram n-alkana sumur SAG-5 ........................................... 82
Gambar 4.28 Distribusi biomarker data GCMS sumur SAG-5 ........................... 83
Gambar 4.29 Pola kromatogram data triterpana sumur SAG-5........................... 83
Gambar 4.30 Pola kromatogram data n-alkana sumur SAG-2 Formasi
Tuban ............................................................................................. 84
Gambar 4.31 Pola kromatogram data triterpana sumur SAG-2 Formasi
Tuban ............................................................................................. 85
Gambar 4.32 Pola kromatogram data n-alkana sumur SAG-2 Formasi
Kujung............................................................................................ 85
Gambar 4.33 Diagram segitiga sterana pada setiap sumur penelitian ................. 87
Gambar 4.34 Organofacies pengendapan Formasi Ngimbang dan Formasi
Kujung............................................................................................ 88
Gambar 4.35 Analisis data isotop karbon ............................................................ 89
Gambar 4.36 Analisis data Pr/nC17 terhadap Ph/nC18 ......................................... 90
Gambar 4.37 Analisis kematangan dengan data triterpana.................................. 91
Gambar 4.38 Sejarah pemendaman pada sumur SAG-1 ..................................... 94
Gambar 4.39 Lokasi sumur pseudo daerah central deep..................................... 95
Gambar 4.40 Data seismik pada sumur pseudo daerah central deep.................. 95
Gambar 4.41 Sejarah pemendaman sumur pseudo daerah central deep............. 97
Gambar 4.42 Peta kedalamam berumur Pre-Tersier ........................................... 100
Gambar 4.43 Peta kedalaman berumur 32 Ma .................................................... 100
Gambar 4.44 Peta ketebalan berumur Formasi Ngimbang ................................. 101
xiv
Gambar 4.45
Gambar 4.46
Gambar 4.47
Gambar 4.48
Gambar 4.49
Gambar 4.50
Gambar 4.51
Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Ngimbang .... 101
Peta kedalaman top Formasi Ngimbang umur 32 Ma.................... 104
Peta skedalaman top Formasi Ngimbang umur 20 Ma .................. 104
Peta ketebalan Formasi Kujung ..................................................... 105
Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Kujung .......... 106
Log sumur ketebalan Formasi Kujung........................................... 107
Persentase keterdapatan hidrokarbon pada setiap Formasi............ 109
xv
DAFTAR TABEL
Timeline kegiatan penelitian tugas akhir............................................. 4
Jenis kerogen dan prazatnya ............................................................... 17
Tipe kerogen menurut Waples (1985) ................................................ 18
Klasifikasi TOC (kuantitas batuan induk) .......................................... 19
Indikator Rock Eval Pyrolysis............................................................. 21
Klasifikasi kualitas dan tipe batuan induk .......................................... 21
Klasifikasi tingkat kematangan........................................................... 25
Perbandingan pristana/fitana dalam penentuan lingkungan
pengendapan ....................................................................................... 27
Tabel 2.8 Parameter alkana, untuk menentukan lingkungan pengendapan
batuan induk........................................................................................ 29
Tabel 2.9 Parameter data triterpana, untuk penentuan lingkungan
pengendapan batuan induk.................................................................. 29
Tabel 2.10 Parameter data sterana, untuk penentuan lingkungan
pengendapan batuan induk.................................................................. 30
Tabel 2.11 Parameter isotop karbon ..................................................................... 31
Tabel 3.1 Kelengkapan data primer .................................................................... 39
Tabel 4.1 Keterdapatan data pada sumur SAG-3................................................ 60
Tabel 4.2 Rata-rata TOC setiap Formasi ............................................................ 77
Tabel 4.3 Rasio kecepatan penurunan cekungan pada sumur SAG-1 ................ 92
Tabel 4.4 Rasio kecepatan penurunan cekungan pada sumur pseudo ................ 96
Tabel 4.5 Hasil perhitungan estimasi volume hidrokarbon Formasi
Ngimbang............................................................................................ 103
Tabel 4.6 Hasil perhitungan estimasi volume hidrokarbon Fm. Kujung ............ 109
Tabel 1.1
Tabel 2.1
Tabel 2.2
Tabel 2.3
Tabel 2.4
Tabel 2.5
Tabel 2.6
Tabel 2.7
xvi
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran A.
A.1
A.2
A.3
A.4
Lampiran B.
B.1
B.2
Lampiran C.
Lampiran D.
D.1
D.2
D.3
D.4
D.5
D.6
D.7
D.8
D.9
Lampiran E.
E.1
E.2
E.3
Lampiran F.
F.1
F.2
Lampiran G.
G.1
G.2
G.3
G.4
G.5
G.6
G.7
Lampiran H.
Data geokimia sumur penelitian.
Sampel data sumur SAG-1.
Sampel data sumur SAG-2.
Sampel data sumur SAG-3.
Sampel data sumur SAG-4.
Data sejarah pemendaman sumur penelitian.
Sejarah pemendaman sumur SAG-1.
Sejarah pemendaman sumur pseudo.
Grafik TWT terhadap terhadap kedalaman, untuk konversi nilai
kedalaman.
Data biomarker sumur penelitian.
Data kromatografi C5+ whole oil sumur SAG-5.
Data kromatografi C10+ saturated gas sumur SAG-5.
Data GCMS m/z 191 sumur SAG-5.
Data GCMS m/z 217 sumur SAG-5.
Data kromatografi C10+ saturated gas sumur SAG-2.
Data GCMS m/z 191 sumur SAG-2.
Data GCMS m/z 217 sumur SAG-2.
Data GC sumur SAG-1.
Data GCMS sumur SAG-1.
Data karbon isotop sumur penelitian.
Data karbon isotop sumur SAG-5.
Data karbon isotop sumur SAG-2.
Data karbon isotop sumur SAG-1.
Data perhitungan volume hidrokarbon pada setiap Formasi.
Data estimasi perhitungan volume pada Formasi Kujung.
Data estimasi perhitungan volume pada Formasi Ngimbang.
Peta kedalaman dan ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara.
Peta kedalaman Cekungan Jawa Timur Utara Umur Pre-Tersier.
Peta kedalaman Cekungan Jawa Timur Utara Umur 32 Ma.
Peta kedalaman Cekungan Jawa Timur Utara Umur 20 Ma.
Peta ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara Pre-Tersier – 32 Ma.
Peta ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara 32 Ma – 20 Ma.
Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Ngimbang.
Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Kujung.
Lembar konsultasi tugas akhir.
xvii
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
xviii
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.
xix
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.
xx