## STUDI GEOKIMIA DAN PEMODELAN KEMATANGAN BATUAN INDUK FORMASI TALANGAKAR PADA BLOK TUNGKAL, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
SUSANTO SIGIT WIBOWO 1 , EDDY A. SUBROTO 2
1. MontD'Or Petroleum Ltd, Email: sigitwibowo.s@gmail.com 2. Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, 40132.
Sari - Sedimen pada Formasi Talangakar dipercayai sebagai salah satu batuan induk pada Cekungan Sumatera Selatan.  Sampel  sedimen  dan  sampel  minyak  mentah  pada  formasi  ini  telah  dilakukan  analisis  geokimia  dan dilanjutkan pemodelan kematangan. Kandungan total material organik dari sedimen pada Formasi ini bervariasi dari  0,4–80% TOC. Sedimen yang dianalisis memiliki nilai  pantulan vitrinit  berkisar 0,2-0,65% Ro dan nilai Tmax  sebesar  400-450 0 C,  yang  mengindikasikan  bahwa  batuan  induk  pada  formasi  ini  memiliki  tingkat kematangan  dari  yang  belum  matang  hingga  matang  akhir.  Batuan  induk  ini  didominasi  oleh  campuran  tipe II/III dan tipe III yang berpotensi menghasilkan minyak dan gas dengan kandungan indeks hidrogen sebesar 50- 400  mg  HC/gTOC.  Pemodelan  cekungan  1D  telah  dilakukan  untuk  menganalisis  potensi  pembentukan hidrokarbon berdasarkan rekonstruksi pemendaman dan sejarah kematangan termalnya. Batuan induk Formasi Talangakar pada masa saat ini berada dalam jendela kematangan minyak mulai dari matang awal hingga matang puncak, tidak terdapat jendela kematangan untuk gas dengan nilai pantulan vitrinit berkisar dari 0,5-1,2% Ro. Pemodelan  sejarah  pemendaman  juga  mendukung  bahwa  pemendaman  sedimen  maksimum  terjadi  pada Pliosen.
Kata kunci: Formasi Talangakar, Geokimia, Batuan Induk, Serpih, Batubara, Sejarah Pemendaman.
Abstract  -  Talangakar  Formation  sediment,  which  is  believed  to  be  one  of  the  major  source  rocks  in  South Sumatera  Basin.  Ditch  cutting  and  oil  samples  were  analyzed  using  geochemistry  analysis  and  followed maturity modeling. The total organic carbon contents of the sediment range from 0.4–80% TOC and there are two  types  of  source  rocks  which  are  shale  and  coals.  The  samples  analyzed  have  vitrinite  reflectance  in  the range of 0.2-0.65% Ro and Tmax value between 400-450 0 C, which indicate that Talangakar sediments contain immature to late mature organic matter. The sediments are dominated by mixed type II/III and type III kerogen. Typical oil and gas generating potential is anticipated from the sediments with fairly high hydrogen indices (HI) from  50-400  mgHC/gTOC.  One  dimensional  basin  modeling  was  performed  to  analyze  the  hydrocarbon generation  potential  and  expulsion  history.  The  source  rock  of  the  Talangakar  Formation  at  well  location  is presently at a stage of early to main oil generation, no gas generation with thermal maturity ranging from 0.5- 1.3% Ro. The modeled burial history suggests that maximum burial occurred in the Pliocene.
Keywords: Talangakar Formation, Geochemistry, Source Rock, Shale, Coal, Burial History.

## 1. PENDAHULUAN
Penelitian  ini  dilakukan  di  Blok  Tungkal bagian  dari  Cekungan  Sumatera  Selatan (Gambar 1). Pada area penelitian  terdapat
empat  struktur,  tiga  struktur  sudah  dibor yaitu  Struktur  PLT,  Struktur  LGR  dan Struktur  CRH.  Sumur  PLT-3  dibor  pada puncak Struktur PLT dan

## GEOLOGY
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB)
Institut Teknologi Bandung (ITB)
Gambar 1. Peta lokasi daerah penelitian yang dibatasi kotak merah (MontD’Or, 2011). mendapatkan  minyak  yang  ekonomis, sedangkan  Sumur  LGR-1  dan  CRH-1 dibor  pada  puncak  struktur  dan  hanya mendapat  jejak  minyak  ( trace  oil  show ). Struktur  BKS  merupakan  salah  satu prospek  struktur  yang  belum  dibor  dan menjadi  target  eksplorasi  pengeboran. Tujuan utama dari penelitian ini antara lain untuk  mengetahui  kualitas  dan  kuantitas batuan induk, asal lingkungan pengendapan, tipe material organik, tingkat  kematangan,  waktu  pembentukan hidrokarbon  dan  memprediksi  karakter batuan induk pada daerah penelitian.
Cekungan  Sumatera  Selatan  termasuk  ke dalam cekungan busur belakang ( Back Arc Basin )  yang  terbentuk  akibat  interaksi antara lempeng Indo-Australia dan lempeng Mikro-Sunda (Gambar 2).
Cekungan  ini  terdiri  dari  sedimen  Tersier yang  terletak  tidak  selaras  di  atas permukaan batuan  metamorfik  dan batuan beku Pra-Tersier (Pulunggono dkk., 1992).  Stratigrafi  daerah  penelitian  secara umum  dapat  dikenal  satu  daur  besar ( megacycle )  yang  terdiri  dari  suatu transgresi  dan  diikuti  regresi.  Formasi yang terbentuk selama fase transgresi
dikelompokkan  menjadi  Kelompok  Telisa (Formasi  Talangakar,  Formasi  Baturaja, dan Formasi Gumai). Kelompok Palembang diendapkan selama fase regresi (Formasi Airbenakat, Formasi Muaraenim, dan  Formasi  Kasai),  sedangkan  Formasi Lemat  diendapkan  sebelum  fase  transgresi utama (Gambar 3).
Batuan  induk  lakustrin  diendapkan  pada kompleks  separuh  terban  ( half-graben ), sedangkan batubara dan serpih secara luas pada  batas  separuh  terban.  Selain  itu  pada batugamping Formasi Baturaja, dan serpih dari  Formasi  Gumai  memungkinkan  juga untuk  dapat  menghasilkan  hidrokarbon pada area lokalnya (Bishop, 2001). Batuan reservoir antara lain pada batuan dasar dan batupasir  pada  Formasi  Lahat,  Formasi Talangakar, Formasi Baturaja, dan Formasi  Gumai.  Batuan  penutup  berupa lapisan  serpih  yang  cukup  tebal  yaitu Formasi  Gumai.  Jebakan  hidrokarbon utama  diakibatkan  oleh  adanya  antiklin dari  arah  barat  laut  ke  tenggara.  Migrasi hidrokarbon  ini  terjadi  secara  horizontal dan  vertikal  dari  batuan  induk  serpih  dan batubara pada Formasi Lahat dan Talangakar.
Gambar 2. Kerangka tektonik Cekungan Sumatera Selatan (Pulunggono dkk., 1992).
Geokimia  petroleum  adalah  aplikasi  dari prinsip  kimia  untuk  mempelajari  asal, pembentukan, migrasi, akumulasi, dan
perubahan hidrokarbon yang   dapat dijadikan sebagai acuan dalam
Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (MontD’Or, 2011).
eksplorasi  dan  produksi  minyak  dan  gas bumi  (Hunt,  1996).  Biomarker  dalam geokimia  petroleum  berdasarkan  Peters dkk.,  (1993)  adalah  senyawa  organik kompleks yang tersusun atas unsur karbon (C), hidrogen (H), dan unsur lainnya yang ditemukan dalam minyak, bitumen, batuan,  dan  sedimen  serta  menunjukkan sedikit  atau  tanpa  perubahan  dalam strukturnya  dari  molekul  organik  asalnya. Beberapa jenis biomarker dapat diandalkan untuk  menentukan  kematangan.  Untuk alkana  normal  ( n-alkanes ),  kematangan dapat  ditentukan  dari  nilai Carbon Preference  Index (CPI).  Nilai  CPI  yang kurang dari 1 dikategorikan belum matang, sedangkan  nilai  CPI  lebih  besar  dari  1 dikategorikan  sudah  matang  (Peters  dkk., 2005).  Mengacu  pada  Peters  dkk.,  (2005), sterana  dan  triterpana  juga  digunakan untuk  menunjukkan  kematangan  yang berkaitan  dengan  tahap  pembentukan minyak dan nilai pantulan vitrinit.
Perbedaan lingkungan pengendapan dicirikan  oleh  perbedaan  organisme  asal material  dan  biomarker.  Secara  umum, organisme  asal  material  organik  dapat digolongkan  menjadi  bakteri,  alga,  alga laut,  dan  tumbuhan  tinggi.  Sterana  C 27 , C 28 ,  C 29 dapat  menentukan  lingkungan pengendapan sekaligus mengorelasi beberapa  sampel  dengan  diplot  dalam sebuah  diagram  terner.  Philp  (1985) memberikan patokan nilai rasio pristana/fitana kurang dari 1 maka lingkungan pengendapan reduksi,
sedangkan rasio pristana/fitana lebih besar dari 1 lingkungan pengendapan oksidasi.
Pemodelan  cekungan  dilakukan  untuk memahami proses pembentukan, perpindahan,  dan  pengisian  hidrokarbon dengan  mengintegrasikan  data  geologi, geofisika  dan  geokimia  ke  dalam  suatu model. Komponen sejarah  dari
kematangan termal dari model dikalibrasikan  dengan  bermacam-macam parameter  yang  diukur  pada  batuan  (data temperatur,  pantulan  vitrinit,  data  Rock- Eval,  data apatite  fission  track ,  data inklusi  fluida)  dan  juga  yang  diukur  pada sampel minyak seperti parameter kematangan biomarker.

## 2. METODOLOGI PENELITIAN
Permasalahan  dalam  penelitian  dapat dijawab dengan menggunakan diagram alir pekerjaan (Gambar  4). Data  yang  akan digunakan  terdiri  dari  dua  tahapan  yaitu: metode  perolehan  data  dan  metode pemrosesan data. Dalam metode perolehan data  yang  akan  digunakan  adalah  data dasar yang berupa data log sumur dan data sumur  seperti  data  temperatur,  data biostratigrafi  dan  lain-  lain.  Ada  dua perolehan data yang penting yaitu: pertama perolehan  data  dari  log  sumur  dan  kedua perolehan  data  analisis  sampel  batuan  dan biostratigrafi  semua  data  ini  digunakan sebagai  data  masukan  dan  kalibrasi  dalam pemodelan  kematangan.  Jika  kalibrasi pemodelan  belum  sesuai  maka  dilakukan pemodelan  ulang  dan  jika  telah  sesuai maka  dilanjutkan  dengan  proses  terakhir yaitu analisis kematangan. Metode pemrosesan  data  ada  dua  tahap  penting yaitu: pertama, data seismik yang digunakan untuk pemetaan struktur sampai konversi  peta  struktur  ke  kedalaman sehingga  diketahui  ketebalannya.  Kedua, data  analisis  geokimia  berdasarkan  pada data  terproses  yang  didapat  dari  hasil analisis sampel geokimia seperti nilai TOC dan  HI  yang  digunakan  untuk  keperluan pemodelan. Metode penafsiran data adalah dengan melakukan kajian statistik sederhana termasuk
plotsilang antarparameter  data  geokimia  sumur  dan melakukan pemodelan kematangan dengan program perangkat lunak.
Gambar 4. Diagram alir yang digunakan untuk menjawab permasalahan di daerah penelitian.
Data  yang  dibutuhkan  untuk  melakukan pemodelan  cekungan  1D  ini  antara  lain pertama, data stratigrafi termasuk kedalaman,  ketebalan,  dan  variasi  litologi. Kedua,  data  biostratigrafi  atau  dapat digantikan  oleh  data  umur  absolut  per kedalaman  dan  ketiga,  data  temperatur yang  didapatkan  dari  laporan  pengeboran, data  talikawat  log  sumur,  data  uji kandungan lapisan atau data aliran bahang masa kini (Hantschel dan Kauerauf, 2009). Pemodelan  cekungan  terdapat  beberapa proses  berurutan  antara  lain  pemodelan pemendaman,  pemodelan  temperatur  dan pemodelan kematangan.

## 3. ANALISIS DAN PEMBAHASAN
Kekayaan  batuan  induk  pada  Formasi Talangakar  bervarisi  dengan  nilai  TOC dari  0,4-90%  TOC,  dari  nilai  ini  maka batuan  induk  memiliki  tingkat  kekayaan cukup hingga sangat bagus. Sampel batuan pada  sumur  LGR-1  mayoritas  belum matang  sedangkan  pada  sumur  CRH-1 sebagian  belum  matang  dan  sebagian sudah  matang (Gambar  5A  dan  5B). Plotsilang data Tmax dan HI menunjukkan nilai  Tmax  bervariasi  mulai  dari  400-450 0 C  yang  mengindikasikan  bahwa  batuan induk  memiliki  tingkat  kematangan  dari belum  matang  hingga  puncak  matang. Sumur LGR-1 sebagian belum matang  dan
sebagian  telah  matang,  sedangkan  ketiga sampel  sampel  batuan  pada  sumur  CRH-1 telah memasuki tingkat kematangan puncak matang (Gambar 6A dan 6B ).
Lingkungan  pengendapan  dapat  diketahui salah satunya dengan menganalisis komposisi  maseral  pada  batuan  induk. Berdasarkan  komposisi  maseral  pada batuan  induk  yang  terdiri  dari  kelompok vitrinit,  kelompok  liptinit,  dan  kelompok inertinit.  Ketiga  maseral  ini  dibuat  plot terner untuk mengetahui lingkungan pengendapannya (Gambar 7).
Berdasarkan  komposisi  maseral  tersebut maka diinterpretasikan lingkungan pengendapan  batuan  induk  pada  Formasi Talangakar  berada  pada  sistem  fluvial hingga  delta.  Karakter  sampel  minyak  di sumur  PLT-3 (Gambar  8A  dan  8B) dan sampel  minyak  sumur  CRH-1  sama-sama memiliki  puncak  selubung  alkana  normal pada C 20 -C 25 . Sampel minyak sumur LGR- 1 (Gambar  8C) memiliki    puncak selubung  alkana  normal  kurang  dari  C 20 yang diinterpretasikan material organiknya berasal  dari  alga.  Sampel  minyak  pada sumur  CRH-1 (Gambar  8D) dan  kedua sampel sumur PLT diinterpretasikan material organiknya berasal dari darat.
Gambar 5. Plot antara Ro dan kedalaman (A) dan plot antara TOC (%) dengan S2  (B).
Keempat  sampel  minyak  pada Gambar 9A memiliki  nilai  CPI  berkisar  antara  1- 1,2  hal  ini  berarti  bahwa  keempat  sampel
minyak telah matang secara termal dengan nilai CPI lebih dari 1 (Peters dkk., 2005).
Gambar 6. Plot antara Tmax ( 0 C ) dan HI (mgHC/gTOC ) (A), plot antara TOC (%) dan S1/(S1+S2) (B) pada Formasi Talangakar.
Gambar 7. Plot terner antarkomposisi maseral vitrinit, liptinit dan inertinit pada sampel batuan di Formasi Talangakar.
Selain  itu  keempat  sampel  minyak memiliki  rasio  pristana/fitana  berkisar antara  3-7  yang  berarti  bahwa  lingkungan pengendapannya lebih bersifat oksik. Data plotsilang antara pristana terhadap fitana
juga menunjukkan  bahwa  keempat  sampel minyak  berasal  dari  batuan  induk  yang diendapkan  pada  lingkungan  darat  yang berada pada kondisi oksik (Gambar 9B).
Gambar 8. Sidik jari biomarker alkana normal sampel minyak dari hasil pengeboran sumur PLT-3 (A dan B), sumur LGR-1 (C), dan sumur CRH-1 (D).
Gambar 9. Plotsilang rasio pristana/fitana dengan (A) dan plotsilang pristana dengan rasio pristana/fitana (B).
Berdasarkan data sterana C 27 , C 28 , dan C 29 yang  dibuat  plot  terner  dapat  digunakan untuk mengetahui lingkungan pengendapan  (Huang  dan  Meinschein, 1979  dalam  Waples  dan  Curiale,  1999). Nilai  C 27 terkait  dengan  material  yang kaya dengan plankton, sedangkan C 28 kaya dengan fitoplankton  dan  C 29 kaya akan
material tumbuhan tingkat tinggi. Plankton berasal dari akuatik yang hidup relatif pada permukaan  air  bisa  di  air  laut  maupun  air tawar,  sedangkan  tumbuhan  tingkat  tinggi berasal dari darat sehingga dapat diinterpretasikan  lingkungan  pengendapan batuan  induk  tersebut  berada  pada  sistem fluvial hingga delta (Gambar 10).
Gambar 10. Plot terner distribusi sterana pada sampel minyak (Huang dan Meinschein, 1979 dalam Waples dan Curiale, 1999).
Gambar 11. Pemodelan kematangan pada sumur PLT-3 (A), LGR-1 (B), CRH-1 (C) dan BKS (D).
Pemodelan  sejarah  pemendaman  1D  telah dilakukan  pada  tiga  lokasi  sumur  yang telah dibor yaitu PLT-3, LGR-1, dan CRH- 1  dan  satu  titik  sumur  bayangan  pada puncak  struktur  BKS.  Pemodelan  ini dilakukan untuk mengetahui sejarah pemendaman  dan  suhu  yang  terjadi  dan yang paling utama adalah untuk mengetahui  waktu  dan  tipe  kematangan termal  batuan  induk.  Hasil  pemodelan kematangan  pada  sumur  PLT-3 (Gambar 11A) menunjukkan  bahwa  titik  sumur  ini telah  matang  di  beberapa  formasi.  Matang awal  Formasi  Lemat  terjadi  pada  Miosen Awal  (17  jtl),  Talangakar  Bawah  pada Miosen Awal (15 jtl) dan Talangakar Atas pada Miosen Awal (11 jtl). Jendela matang awal dengan nilai pantulan vitrinit sebesar 0.55-0.7% Ro dengan warna hijau tua dan jendela  matang  puncak  dengan  nilai pantulan vitrinit sebesar 0.7-1% Ro dengan warna  hijau  muda.  Matang  puncak  pada Formasi  Lemat  terjadi  pada  15  jtl, kedalaman  1150  m  pada  Talangakar Bawah  (14  jtl)  dan  kedalaman  1180  m pada Talangakar Atas (4 jtl). Pada saat ini Formasi  Talang  Akar  Atas  berada  dalam jendela matang awal, Formasi Talang Akar sebagian  matang  awal  dan  sebagian  telah masuk jendela matang puncak di kedalaman 1020 m dan Formasi  Lemat
seluruhnya  masuk  dalam  jendela  matang puncak.
Pada Gambar 13, seluruh formasi di sumur LGR-1  memiliki  nilai  pantulan  vitrinit kurang  dari  0.55%  Ro  yang  dikategorikan belum  matang  (Peters  dan  Cassa,  1994). Sumur  LGR-1 (Gambar  11B) dari  data ketebalan  stratigrafi  masa  kini  memiliki ketebalan yang paling tipis jika dibandingkan  dengan  sumur-sumur  yang lain.  Hal  inilah  yang  menjadi  salah  satu penyebab tidak matangnya batuan induk di lokasi ini.
Hasil  pemodelan  kematangan  pada  sumur CRH-1  menunjukkan  bahwa  titik  sumur ini  telah  matang  awal  dan  memasuki jendela minyak sejak umur Miosen Tengah di  Formasi  Lemat  (10  jtl)  dan  di  Formasi Talangakar  Bawah  (7  jtl).  Matang  puncak pada Formasi Lemat dimulai pada Miosen Akhir  (6  jtl)  di  kedalaman  1450  m, sedangkan pada Formasi  Talangakar Bawah  pada  Pliosen  (4  jtl)  di  kedalaman 1420  m (Gambar  11C). Nilai  pantulan vitrinit  berkisar  dari    0,6-0,9%    Ro sehingga  kemungkinan  besar  sumur  ini hanya  akan  membentuk  minyak  saja (Peters dan Cassa, 1994).
Sumur bayangan BKS tidak memiliki data geokimia  dan  temperatur  yang  digunakan sebagai  alat  kalibrasi,  oleh  karena  itu  data sumur  terdekat  yaitu  sumur  CRH-1 dijadikan acuan dalam melakukan pemodelan  pada  titik  ini.  Hasil  dari pemodelan  menunjukkan  bahwa  titik sumur  ini  telah  matang  dengan  nilai pantulan vitrinit berkisar dari 0,6-0,9% Ro dan  telah  membentuk  minyak  saja  (Peters dan  Cassa,  1994).  Titik  sumur  ini  telah memasuki jendela minyak matang awal
sejak  umur  Miosen  Awal  (16jtl)  pada Formasi  Lemat.  Matang  awal  pada Formasi  Talang  Akar  Bawah  sejak  14  jtl dan pada Formasi Talangakar Atas matang awal  sejak  6  jtl (Gambar  11D). Matang puncak  dimulai  pada  Formasi Lemat  pada 15  jtl.  Matang  puncak  pada  Formasi Talangakar  Bawah  dimulai  pada  10  jtl. Ringkasan  waktu  mulai  kematangan  dan kedalaman pada saat ini pada setiap sumur disajikan dalam Tabel 1.
Tabel 1. Rangkuman  waktu  mulai  matang  dan  kedalaman  tingkat  kematangan  pada saat ini.

## 4. KESIMPULAN
Tipe batuan induk ada dua yaitu serpih dan batubara. Sampel batuan pada sumur LGR- 1  dan  CRH-1  memiliki  tipe  kerogen  dari Tipe  II,  Tipe  II/III,  dan  Tipe  III. Lingkungan  pengendapan  dari  plot  terner liptinit,  inertinit,  dan  vitrinit  pada  batuan induk  kedua  sumur  mempunyai  bervariasi dari  sistem  fluvial  hingga  delta  dengan mayoritas didominasi vitrinit yang mencirikan  lingkungan  darat  dengan kondisi  anaerob  dengan  reaksi  redoks. Data  keempat  sampel  minyak  berasal  dari lingkungan pengendapan darat dan kemungkinan  diendapkan  pada  sistem fluvial hingga delta. Tiga sampel pada dua sumur  memiliki  tingkat  matang  akhir untuk  sumur  LGR-1  dan  PLT-3  DST#1 dan  DST#4.  Data  sterana  sampel  minyak menunjukkan  lingkungan  yang sama dengan  sampel  batuan  yang  berada  pada lingkungan  fluvial  hingga  delta.  Hasil penelitian  menunjukkan  bahwa  batuan induk  berasal  dari  Formasi  Talangakar yang  dibuktikan  dengan  data  maseral  dan biomarker  yang  menunjukkan  lingkungan pengendapan  fluvial  hingga  delta.  Selain itu,  dari  pemodelan  kematangan  juga menunjukkan  bahwa  Formasi  Talangakar sebagian besar telah matang secara termal.

## DAFTAR PUSTAKA
Bishop,  M.  G.  (2001).  South  Sumatra Basin  Province,  Indonesia:  The Lahat/Talangakar-Cenozoic Total
Petroleum  System,  U.  S.  Geological Survey, Denver, Colorado.
De  Coster,  G.  L.  (1974).  The  Geology  of the  Central  and  South  Sumatera Basins, Proceedings 3 rd Annual Convention,  Indonesian  Petroleum Association, Jakarta, Indonesia, Juni,
77-110.
Diessel, C.F.K. (1986). On the Correlation
between Coal Facies and Depositional Environments, Proceeding  of  20 th Symposium  of Department  of  Geology,  University Newcastle, NSW, 19-22.
Espitalie,  J.,  Deroo,  G.,  dan  Marquis,  F.
(1985).  Rock  Eval  Pyrolysis  and  its Applications.  Institut  Français  du
Pétrole no. 27299.
Hunt,      J.M.      (1996).
Petroleum Geochemistry  and  Geology,  Second edition. W.H. Freeman, San Francisco.
Kingston,  D.R.,  Dishroon  C.P.,  dan Williams,  P.A.  (1996).  Global  Basin Classification System: American Association  of  Petroleum  Geologists
Bulletin, 67 , 217-219.
MontD’Or.  (2011).  South  Sumatera
Basin: Technical Report of Tungkal Blocks, Indonesia, PT Core Laboratories Indonesia, Tidak dipublikasikan, MOTL-11021.
Peters,  K.E.  dan  Cassa,  M.R.  (1994).  The Petroleum  System-From  Source  To Trap,  American  Association  of Petroleum  Geologists  Memoir  60,
The American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, Oklahoma, USA, 93-120. Peters, K.E., Walters, C.C., dan Moldowan, J.M. (2005). The Biomarker  Guide:  Cambridge,  U.S.,
Cambridge  University  Press,  180- 251.
Philp, R.P., (1985). Fossil Fuel Biomarker, Elsevier  Science  Publishers  B.V., New York, 294.
Pulunggono, A., Agus, H.S., dan Kosuma,
C.G. (1992). Pre-Tertiary and Tertiary Fault System as a
Framework  of  the  South  Sumatra Basin,  A  Study  of  SAR-Maps, Proceeding  21 st Annual  Convention and Exhibition, Indonesian Petroleum Association, Jakarta,
Indonesia, Juli, 339-360.
Waples,  D.W.  dan.  Curiale,  J.A.  (1999).
Treatise of the Handbook of Petroleum Geology, American
Association  of  Petroleum  Geologist,
8-71.