Abstrak—Telah  dilakukan  kajian  geokimia  organik  melalui analisa biomarka terhadap sampel minyak pada sumur tua Blok Cepu,  Formasi  Wonocolo,  Jawa  Timur  untuk  mengetahui lingkungan  pengendapan  kuno  minyak  tersebut.  Analisa biomarka  dilakukan  dengan  metode  ekstraksi,  fraksinasi,  dan identifikasi  struktur  menggunakan  instrumen  Kromatografi Gas-Spektrometer Massa (KG-SM). Hasil identifikasi biomarka menunjukkan  adanya  biomarka  pristana  (Pr)  dan  fitana  (Ph) dengan  rasio  Pr/Ph  3.25  mengindikasikan  lingkungan pengendapan  oksidatif.  Keberadaan  senyawa  1,2,7-  dan  1,2,5- TMN,  senyawa  4,4,8,8,9-pentametil  decalin  dan  4,4,8,9,9- pentametil  decalin,  biomarka  4-metildibenzofuran,  serta biomarka  triterpenoid  pentasiklik  dengan  rasio  Ts/Tm+Ts sebesar 0.34 juga mendukung indikator lingkungan pengendapan  minyak  mentah  sumur  tua  Blok  Cepu,  Formasi Wonocolo yang bersifat oksidatif. Analisa biomarka yang telah dilakukan  menunjukkan  sampel  minyak  Blok  Cepu,  Formasi Wonocolo memiliki asal usul lingkungan pengendapan oksik.
Kata  Kunci—Alifatik,  Aromatik,  Biomarka,  KG-SM,  Minyak Cepu.

## I. PENDAHULUAN
NDONESIA  merupakan  salah  satu  negara  dengan penghasil minyak bumi dan gas. Salah satu daerah utama produksi  minyak  bumi  yang  terletak  pada  zona  Rembang, cekungan Jawa Timur Utara adalah Blok Cepu [1]. Produksi minyak bumi di Indonesia terus menurun dari tahun ke tahun sekitar 4% per tahunnya. Kemampuan produksi minyak bumi yang mengalami penurunan tersebut diakibatkan oleh sumur yang  sudah  tua  dan  sumber  daya  yang  terletak  di  daerah frontier.  Namun,  konsumsi  BBM  terus  meningkat  tiap tahunnya  terutama  pada  bidang  transportasi  dengan persentase  paling  besar,  dan  diikuti  oleh  bidang  industri. Penurunan  produksi  minyak  yang  tidak  sebanding  dengan kenaikan konsumsi sehingga menyebabkan Indonesia masih melakukan  impor  minyak  bumi  [2-3].  Pemerintah  telah menyiapkan  berbagai  kebijakan  dan  program  untuk meningkatkan  eksplorasi  minyak  bumi  agar  cadangan minyak bumi nasional bertambah.
Salah  satu  cara  dalam  meningkatkan  produksi  minyak bumi  adalah  eksploitasi  minyak  bumi  secara  besar-besaran, namun  hal  tersebut  dapat  mengurangi  ketersediaan  sumber daya  minyak  bumi  dalam  negeri.  Solusi  lain  untuk meningkatkan produksi minyak bumi yaitu dengan rektivasi sumur-sumur  tua  yang  telah  ditinggalkan  dan  sudah  tidak produktif  lagi.  Kegiatan  eksplorasi  minyak  bumi  dan reaktivasi  sumur  tua  membutuhkan  informasi  geokimia organik  selain  aspek  geologi  dan  geofisika.  Informasi geokimia  dapat  digunakan  sebagai  gambaran  mengenai
hubungan  lingkungan  pengendapan  dengan  karbon  organik yang berdasarkan distribusi senyawa penanda biologisnya [4- 7].  Penelitian-penelitian  sebelumnya  yang  juga  melibatkan informasi  geokimia  dalam  proses  reaktivasi  maupun eksplorasi sumur minyak  telah dilaporkan oleh Hakimi  dkk (2011) pada Cekungan Masila, Eastern Yemen [8].
Beberapa  biomarka  hidrokarbon  alifatik  dan  hidrokarbon aromatik  dari  sedimen  geologi  yang  telah  dilaporkan  oleh peneliti sebelumnya, dapat memberikan informasi mengenai lingkungan  pengendapan  sampel  geologi  [9-10].  Penentuan indikator lingkungan pengendapan telah ditunjukkan dengan rasio  pristana/fitana  (Pr/Ph)  dalam  biomarka n -alkana  dan beberapa  biomarka  aromatik  seperti  trimetilnaftalena  dan metildibenzofuran  [6],  [11-12].  Analisa  biomarka  dalam penelitian  ini  sangat  diharapkan  dalam  kegiatan  eksplorasi minyak mentah maupun reaktivasi sumur tua yang dianggap sudah tidak produktif. Salah satu sumur tua minyak mentah yang diteliti berada di lokasi Blok Cepu, Formasi Wonocolo, Jawa  Timur.  Informasi  yang  didapatkan  dari  penelitian  ini diharapkan dapat mendukung keberlanjutan proses produksi dan  reaktivasi  sumur  tua  di  lokasi  Blok  Cepu,  Formasi Wonocolo, Jawa Timur.

## II. METODE PENELITIAN

## A. Alat dan Bahan
Alat yang digunakan dalam penelitian ini meliputi neraca analitik, kolom kromatografi, pipet pasteur, erlenmeyer, gelas beker, kromatografi lapis tipis (KLT), botol vial, gelas ukur, labu  alas  bulat soxhlet ,  labu  evaporator,  seperangkat  alat soxhlet ,  corong  pisah,  lampu  UV  254  nm,  seperangkat  alat rotari  evaporator  vakum  Buchi  R-210,  dan  seperangkat instrumentasi  Kromatografi  Gas-Spektrometer  Massa  (KG- SM) Agilent GCMSD5975C.
Sampel minyak mentah yang digunakan pada penelitian ini berasal dari sumur  tua  Blok Cepu dengan kode W110 pada kedalaman 400 meter yang terletak dalam formasi Wonocolo. Bahan-bahan yang digunakan yaitu silika gel GF 254 ukuran 60 mesh untuk kromatografi kolom, kapas, seasand , alumunium foil,  serbuk  Cu,  akuades,  kertas  saring,  batu  didih,  gas nitrogen, HCl, beberapa pelarut organik meliputi n -heksana, diklorometana, metanol, dan aseton.

## B. Ekstraksi Minyak Mentah Blok Cepu
Sebanyak  50  mL  sampel  minyak  Cepu  dimasukkan  ke dalam  corong  pisah  untuk  dilakukan  pemisahan  antara lapisan  minyak  dan  air.  Campuran  dikocok  dan  dibiarkan beberapa saat hingga terbentuk dua (2) lapisan. Kedua lapisan

## Karakter Geokimia Organik Minyak Mentah Sumur Tua Blok Cepu, Formasi Wonocolo, Jawa Timur
Awalia Wardatil Firdaus, Yulfi Zetra, dan R.Y Perry Burhan Departemen Kimia, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
e-mail : yzetra@gmail.com
I
yang  berbeda  tersebut  menunjukkan  bahwa  lapisan  atas merupakan  minyak  dan  lapisan  bawah  merupakan  air. Minyak  yang  telah  terpisah  dari  air  sebanyak  2.16  gram dilanjutkan untuk analisa berikutnya.
Minyak  selanjutnya  dilarutkan  dalam  pelarut n -heksana berlebih,  untuk  dipisahkan  antara  lapisan  bitumen  dan malten. Minyak dibiarkan pada temperatur kamar selama 24 jam dalam pelarut n -heksana. Jika terbentuk endapan, maka endapan  yang  merupakan  fraksi  bitumen  dipisahkan menggunakan kertas saring Whatman, sedangkan filtrat yang merupakan fraksi malten diambil untuk dianalisa lebih lanjut. Proses  pemisahan  antara  bitumen  dan  malten  ini  berhasil memisahkan  0.16  gram  fraksi  bitumen.  Fraksi  malten  yang diperoleh sebesar 2.77 gram, selanjutnya difraksinasi secara kromatografi  kolom  untuk  pemisahan  fraksi  hidrokarbon alifatik dan hidrokarbon aromatik.

## C. Fraksinasi Minyak Mentah Blok Cepu
Fraksinasi minyak mentah Blok Cepu memiliki beberapa tahapan, tahapan yang pertama yaitu preparasi kolom. Silika gel ditimbang sebanyak 80 gram kemudian  ditambahkan n - heksana  150  mL  dan  dicampur  hingga  menjadi  bubur. Kromatografi kolom yang telah terisi oleh susunan kapas dan seasand kemudian ditambahkan dengan bubur silika gel yang telah  diaktivasi,  dan  susunan  teratas  diisi  dengan seasand kembali.  Kolom  dielusi  dengan  pelarut n -heksana  secara berulang-ulang [13-14].
Sampel  minyak  yang  telah  diekstrak  diambil  sebanyak 0.81 gram kemudian dimasukkan ke kolom kromatografi dan dielusi  dengan  pelarut n -heksana,  diklorometana,  dan metanol secara bertahap. n -Heksana digunakan sebagai eluen untuk  mendapatkan  fraksi  hidrokarbon  alifatik,  sedangkan diklorometana digunakan sebagai eluen untuk mendapatkan fraksi  hidrokarbon  aromatik,  dan  metanol  digunakan  untuk mendapatkan  fraksi  polar  [15].  Fraksi-fraksi  yang  telah didapatkan kemudian diuapkan pelarutnya dengan alat rotari evaporator  vakum  [16].  Fraksi  aromatik  yang  telah dievaporasi  kemudian  dilakukan  proses  desulfurisasi menggunakan  serbuk  Cu.  Desulfurisasi  dilakukan  untuk menghilangkan senyawa belerang yang dimungkinkan masih terdapat  dalam  fraksi  hidrokarbon  aromatik.  Metode desulfurisasi  dilakukan  dengan  cara  mengalirkan  fraksi hidrokarbon aromatik pada serbuk Cu dalam kolom kecil [17- 18].  Kemudian  Cu  berikatan  dengan  sulfur  bebas  yang terdapat dalam fraksi hidrokarbo-n aromatik dan membentuk CuS melalui prinsip reaksi reduksi-oksidasi.
Masing-masing  fraksi  hidrokarbon  aromatik  hasil desulfurisasi  dan  fraksi  hidrokarbon  alifatik  hasil  evaporasi kemudian  dikeringkan  dari  pelarut  dengan  cara  meniupnya dengan aliran gas Nitrogen. Selanjutnya kedua fraksi tersebut dianalisa dan diidentifikasi struktur biomarkanya menggunakan gabungan alat Kromatografi Gas- Spektrometer Massa (KG-SM).

## D. Analisa dengan KG-SM
Identifikasi  biomarka  dianalisis  menggunakan  metode Kromatografi  Gas-Spektroskopi  Massa  (KG-SM)  Agilent GCMSD5975C  dengan  gas  helium  (He)  sebagai  gas pembawa.  Analisa  kedua  sampel  fraksi  tersebut  dilakukan sesuai  dengan  kondisi  operasioal  sebagai  berikut:  suhu isotermal 70°C selama 1 menit, kenaikan suhu yang pertama
dari  70°C  menjadi  100°C  dengan  kecepatan  10°C/menit. Kenaikan  suhu  kedua  dari  100°C  menjadi  180°C  dengan kecepatan  1°C/menit,  kemudian  suhu  dinaikkan  kembali menjadi 315°C dengan kecepatan 5°C/menit. Suhu isotermal akhir  315°C  selama  7  menit.  Gas  helium  (He)  digunakan sebagai  gas  pembawa.  Spektrometer  massa  dijalankan dengan  energi  electron  70  eV.  Hasil  yang  telah  diperoleh selanjutnya dilakukan analisa dengan Enhanced Chemstation software .  Hasil  yang  didapatkan  diidentifikasi  berdasarkan fragmentogram  m/z  tertentu,  perbandingan  pola  waktu retensi,  dan  fragmentasi  spektrum  massa  yang  didapatkan dengan  hasil  penelitian  yang  telah  dipublikasikan  oleh peneliti  sebelumnya.  Senyawa-senyawa  biomarka  yang diperoleh  dapat  dijadikan  sebagai  informasi  mengenai lingkungan  pengendapan  suatu  sampel  bahan  organik. Kelimpahan  senyawa  biomarka  dapat  diketahui  dari perhitungan area puncak dengan mode integrasi manual.

## III. HASIL DAN PEMBAHASAN

## A. Identifikasi Biomarka
Fraksi hidrokarbon alifatik dan hidrokarbon aromatik yang telah dianalisa dengan kromatografi gas-spektrometer massa (KG-SM) ditunjukkan dalam bentuk Total Ion Chromatogram (TIC).  Kelompok  biomarka  teridentifikasi berdasarkan  fragmentogram  m/z  spesifik,  data  spektrum massa  dan  pola  waktu  retensi.  Selain  itu  identifikasi  juga dilakukan  dengan  membandingkan  data  senyawa  yang diperoleh  dengan  data  senyawa  yang  telah  dipublikasikan oleh  peneliti  terdahulu  [19].  Identifikasi  pada  fraksi hidrokarbon alifatik menunjukkan adanya beberapa kelompok  biomarka,  diantaranya  biomarka n -alkana, isoprenoid  asiklik,  sesquiterpenoid,  triterpenoid  pentasiklik dan sterana.
Sedangkan biomarka hidrokarbon aromatik yang teridentifikasi  dalam  sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu, Formasi  Wonocolo  meliputi  kelompok  biomarka  derivat naftalena,  derivat  fenantrena,  aromatik  heterosiklik,  derivat bifenil, derivat krisena, dan aromatik triterpenoid pentasiklik. Beberapa biomarka yang telah teridentifikasi tersebut sangat berperan dalam menentukan indikator lingkungan pengendapan sampel minyak sumur tua Blok Cepu, Formasi Wonocolo yang dianalisa.

## B. Biomarka sebagai Indikator Lingkungan Pengendapan
Penentuan  indikator  lingkungan  pengendapan  juga  dapat diketahui melalui keberadaan beberapa biomarka, yaitu baik biomarka alifatik, maupun aromatik seperti yang terjadi pada indikator yang lain. Keberadaan biomarka isoprenoid asiklik berupa  pristana  (Pr)  dan  fitana  (Ph)  yang  teridentifikasi berdasarkan fragmentogram m/z 57 dengan spektrum massa seperti  ditunjukkan  pada  Gambar  1  dan  Gambar  2.  Pada kedua  gambar  tersebut  dapat  menunjukkan  lingkungan pengendapan  pada  sampel  minyak  sumur  tua  Blok  Cepu. Biomarka pristana (Pr) dan fitana (Ph) tersebut berasal dari senyawa  fitol  yang  merupakan  rantai  samping  dari  klorofil [11].  Pristana  dihasilkan  dari  senyawa  fitol  pada  saat lingkungan pengendapan oksik, sedangkan fitana dihasilkan pada  saat  lingkungan  pengendapan  yang  reduktif,  dimana proses  pembentukan  kedua  senyawa  tersebut  dapat  dilihat pada Gambar 3 [11].
Indikator lingkungan pengendapan juga dapat ditunjukkan dengan rasio Pr/Ph. Nilai rasio Pr/Ph >1 menunjukkan bahwa sampel bahan organik berasal dari lingkungan pengendapan oksik,  sedangkan  jika  nilai  rasio  Pr/Ph  <  1  menunjukkan lingkungan pengendapan anoksik (reduktif) [17], [20], [21]. Hasil penelitian terhadap sampel minyak mentah Blok Cepu, Formasi Wonocolo diperoleh nilai Pr/Ph sebesar 3.25 seperti ditunjukkan pada Tabel 1.
Oleh  sebab  itu,  diperolehnya  nilai  Pr/Ph  yang  >  1 mengindikasikan  bahwa  sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu terendapkan dalam lingkungan pengendapan oksidatif.
Parameter  lain  yang  juga  digunakan  sebagai  indikator lingkungan  pengendapan  adalah  perbandingan  antara  rasio Pr/ n -C 17 dan  rasio  Ph/ n -C 18 . Hasil  rasio Pr/ n -C 17 sebesar 10 dan nilai rasio Ph/ n -C 18 sebesar 0.83 seperti ditunjukkan pada Tabel  1.  Hasil  kedua  rasio  tersebut  menunjukkan  bahwa sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu,  Formasi  Wonocolo terendapkan pada lingkungan oksik [10], [22].
Selain  itu,  kelompok  biomarka  sesquiterpenoid  yang teridentifikasi  berdasarkan  m/z  123  juga  dapat  berperan dalam  penentuan  lingkungan  pengendapan  minyak  mentah Blok  Cepu.  Biomarka  sesquiterpenoid  yang  ditemukan
berupa  senyawa  4,4,8,8,9-pentametil  decalin  dan  4,4,8,9,9- pentametil  decalin  berdasarkan  spektrum  massa  yang ditunjukkan pada Gambar 4 dan Gambar 5.
Kedua senyawa tersebut merupakan kelompok C 15 bisiklik seskuiterpana, dimana kedua biomarka itu secara biogenesis lebih  mudah  terbentuk  pada  lingkungan  oksik  daripada lingkungan  anoksik  [23-24].  Hasil  tersebut  juga  didukung dengan  penelitian  yang  telah  dilakukan  oleh  Ji  dkk.  (2016) yang  telah  mengidentifikasi  senyawa-senyawa  tersebut dalam  sampel  batuan  Formasi  Yanchang,  Cekungan  Ordo, Cina.  Keberadaan  senyawa  pentametil  decalin  sebagai indikator lingkungan pengendapan oksik dapat memperkuat hasil rasio Pr/Ph yang juga menunjukkan lingkungan oksik.
Keberadaan  senyawa 18α(H),21β(H)-22,29,30-trisnorhopana (Ts)  dan  17α(H),21β(H)-22,29,30-trisnorhopana  (Tm)  dalam kelompok  biomarka  pentasiklik  triterpana  yang  dianalisa  melalui fragmentogram m/z 191 yang ditunjukkan dengan spektrum massa pada Gambar 6 dan Gambar 7. Adanya kedua senyawa tersebut juga dapat dijadikan sebagai indikator lingkungan pengendapan minyak.
Salah  satu  parameter  biomarka  pentasiklik  triterpana melalui  rasio  Ts/Tm+Ts  <  1  dapat  mengindikasikan  bahwa lingkungan  pengendapan  oksik  [23-25].  Oleh  sebab  itu, diperolehnya rasio Ts/Tm+Ts sebesar 0.34 seperti pada Tabel 2 mengindikasikan sampel minyak Blok Cepu yang dianalisa terendapkan pada lingkungan oksik [23-25].
Gambar 1. Spektrum massa dan struktur biomarka pristana.
Gambar 2. Spektrum massa dan struktur biomarka fitana.
Tabel 1.
Data interpertasi senyawa n -alkana dan isoprenoid Waktu Retensi (menit) Nama Senyawa Intensitas (%) 19.595 n -C 17 10 20.112 Pristana (Pr) 100 22.593 n -C 18 36.73 22.891 Fitana (Ph) 30.70 Pr/Ph = 100/30.70 = 3.25 Pr/ n -C 17 = 100/10 = 10
Ph/ n -C 18 = 30.70/36.73
Gambar 3. Proses diagenetik pristana dan fitana dari fitol.
Selain biomarka hidrokarbon alifatik, indikator lingkungan pengendapan  juga  dapat  ditentukan  melalui  keberadaan biomarka  hidrokarbon  aromatik  [27].  Salah  satu  kelompok biomarka  hidrokarbon  aromatik  yang  dapat  berperan  dalam penentuan  indikator  lingkungan  pengendapan  adalah biomarka trimetilnaftalena. Keberadaan senyawa trimetilnaftalena  berupa  isomer  1,2,7-trimetilnaftalena  dan 1,2,5-trimetilnaftalena  (seperti  pada  Tabel  3)  juga  potensial digunakan sebagai indikator lingkungan pengendapan oksik [28-29].
Biomarka  hidrokarbon  aromatik  lainnya  yang  berpotensi dalam  memberikan  data  tambahan  mengenai  lingkungan pengendapan  minyak  mentah  Blok  Cepu  yaitu  melalui keberadaan  senyawa  4-metildibenzofuran  yang  dianalisa berdasarkan fragmentogram m/z 182 dengan spektrum massa seperti pada Gambar 8. Dominasi biomarka 4- metildibenzofuran  dengan  kelimpahan  tinggi  seperti  pada
Tabel  4,  dapat  menunjukkan  lingkungan  pengendapan bersifat  oksik  sebagaimana  dilaporkan  oleh  peneliti sebelumnya [30].
Oleh  sebab  itu,  ditemukannya  dominasi  senyawa  4- metildibenzofuran  dalam  sampel  minyak  yang  dianalisa, mengindikasikan  bahwa  minyak  sumur  tua  Blok  Cepu, Formasi  Wonocolo  yang  dianalisa  terendapkan  pada pembentukan lingkungan oksidatif.

## IV. KESIMPULAN/RINGKASAN
Indikator  lingkungan  pengendapan  minyak  mentah  Blok Cepu  melalui  keberadaan  biomarka  1,2,7-trimetilnaftalena dan  1,2,5-trimatilnaftalena, senyawa  4,4,8,8,9-pentametil decalin  dan  4,4,8,9,9-pentametil  decalin,  dan  biomarka  4- metildibenzofuran,  serta  hasil  perbandingan  rasio  Pr/Ph  = 3.25  dan  rasio  Ts/(Tm+Ts)  =  0.34  mengindikasikan  bahwa minyak mentah Blok Cepu, Formasi Wonocolo, Jawa Timur terendapkan pada lingkungan pengendapan oksidatif.
Gambar 4. Spektrum massa dan struktur senyawa 4,4,8,8,9-pentametil decalin.
Gambar 5. Spektrum massa dan struktur senyawa 4,4,8,9,9-pentametil decalin.
Gambar  6.  Spektrum  massa  dan  struktur  biomarka  18α(H),21β(H)- 22,29,30-trisnorhopana (Ts).
Gambar  7.  Spektrum  massa  dan  struktur  biomarka  17α(H),21β(H)- 22,29,30-trisnorhopana (Tm).

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis  mengucapkan  terima  kasih  kepada  penambang minyak  sumur  tua  Blok  Cepu,  Formasi  Wonocolo,  Jawa Timur atas kesediaannya memberikan sampel minyak untuk menjadi  obyek  penelitian  ini.  Ucapan  terima  kasih  juga kepada  LPPM  ITS  yang  telah  memberikan  bantuan  dana penelitian, sehingga penulisan publikasi ini dapat diselesaikan.  Penulis  juga  tak  lupa  menyampaikan  ucapan terima kasih kepada Tim Laboratorium Geokimia Molekuler, Departemen  Kimia,  Fakultas  Sains  dan  Analitika  Data, Institut  Teknologi  Sepuluh  Nopember  Surabaya  yang  telah memberikan fasilitas penelitian, sehingga penelitian ini dapat terlaksana.

## DAFTAR PUSTAKA
[1]  R. W. van Van Bemmelen, The Geology of Indonesia. Vol. IA: General Geology  of  Indonesia  and  Adjacent  Archipelagoes ,  1st  ed.  United Stated of Amerika: US Government Printing Office, 1949.
[2]  A. Sugiyono, “Outlook Energi Indonesia 2015-2035: Prospek Energi Baru Terbarukan,” J Energi Dan Lingkung , vol. 12, pp. 87–96, 2016.
[3]  Suharyati et  al. , Indonesia  Energy  Outlook  2019 ,  1st  ed.  Jakarta: Secretary General of the National Energy Council, 2019.
[4]  R. P. Philp, “Geochemistry in the search for oil,” Chem.  Eng. News , vol. 64, no. 6, pp. 28–43, 1986, doi: 10.1021/cen-v064n006.p028.
[5]  W.  K.  Seifert  and  J.  M.  Moldowan,  “Use  of  biological  markers  in petroleum exploration,” Methods geochemistry Geophys. , vol. 24, pp. 261–290, 1986.
[6]  M. Li, T. Wang, N. Zhong, W. Zhang, A. Sadik, and H. Li, “Ternary diagram of fluorenes, dibenzothiophenes and dibenzofurans: Indicating depositional environment of crude oil source rocks,” Energy  Explor. Exploit. , vol. 31, no. 4, pp. 569–588, 2013.
[7]  B. M. S. Yandoka, W. H. Abdullah, M. B. Abubakar, M. H. Hakimi, A. Jauro, and A. K. Adegoke, “Organic geochemical characterisation of  shallow  marine  cretaceous  formations  from  Yola  Sub-basin, Northern Benue Trough, NE Nigeria,” J. African Earth Sci. , vol. 117, pp. 235–251, 2016.
[8]  M.  H.  Hakimi,  W.  H.  Abdullah,  and  M.  R.  Shalaby,  “Organic geochemical characteristics of crude oils from the Masila Basin, eastern Yemen,” Org. Geochem. , vol. 42, no. 5, pp. 465–476, 2011.
[9]  O.  Sonibare,  H.  Alimi,  D.  Jarvie,  and  A.  O.  Ehinola,  “Origin  and occurrence of crude oil in the Niger delta, Nigeria,” J. Pet. Sci. Eng. , vol. 61, no. 2–4, pp. 99–107, 2008.
[10]  L. Jiang and S. C. George, “Biomarker signatures of Upper Cretaceous
Latrobe Group hydrocarbon source rocks, Gippsland Basin, Australia: Distribution  and  palaeoenvironment  significance  of  aliphatic hydrocarbons,” Int. J. Coal Geol. , vol. 196, pp. 29–42, 2018.
[11]  S. D. Killops and V. J. Killops, Introduction to Organic Geochemistry , 2nd ed. Oxford: Wiley-Blackwell, 2013.
[12]  B. Krzysztof et al. , “Organic matter in upper Albian marine sediments in the High-Tatric units, central western Carpathians related to Oceanic Anoxic  Event  1d—Geochemistry,  microfacies  and  palynology,” Palaeogeogr.  Palaeoclimatol.  Palaeoecol. ,  vol.  454,  pp.  212–227, 2016.
[13]  M.  Li,  S.  Shi,  and  T.-G.  Wang,  “Identification  and  distribution  of chrysene,  methylchrysenes  and  their  isomers  in  crude  oils  and  rock extracts,” Org. Geochem. , vol. 52, pp. 55–66, 2012.
[14]  G. F. John, F. Yin, V. Mulabagal, J. S. Hayworth, and T. P. Clement, “Development  and  application  of  an  analytical  method  using  gas chromatography/triple quadrupole mass spectrometry for characterizing  alkylated  chrysenes  in  crude  oil  samples,” Rapid Commun. Mass Spectrom. , vol. 28, no. 8, pp. 948–956, 2014.
[15]  M. Stefanova, “Molecular indicators of the Oligocene Bobov Dol coal organic matter composition from bitumen analysis and preparative off- line thermochemolysis,” Int. J. coal Geol. , vol. 118, pp. 1–7, 2013.
[16]  J. Schwarzbauer, R. Littke, and V. Weigelt, “Identification of specific organic contaminants for estimating the contribution of the Elbe river to the pollution of the German Bight,” Org. Geochem. , vol. 31, no. 12, pp. 1713–1731, 2000.
[17]  R. Y. P. Burhan, J. M. Trendel, P. Adam, P. Wehrung, P. Albrecht, and A. Nissenbaum, “Fossil bacterial ecosystem at methane seeps: origin of  organic  matter  from  Be’eri  sulfur  deposit,  Israel,” Geochim. Cosmochim. Acta , vol. 66, no. 23, pp. 4085–4101, 2002.
[18]  H. Huang, B. F. J. Bowler, T. B. P. Oldenburg, and S. R. Larter, “The effect  of  biodegradation  on  polycyclic  aromatic  hydrocarbons  in reservoired oils from the Liaohe basin, NE China,” Org. Geochem. , vol. 35, no. 11–12, pp. 1619–1634, 2004.
[19]  W. Seifert, “K., and JM Moldowan, 1978,” Appl. steranes, terpanes, monoaromatics  to  Matur.  Migr.  source  crude  oils  Geochim. Cosmochim. Acta , vol. 42, pp. 77–95.
[20]  K.  E.  Peters,  K.  E.  Peters,  C.  C.  Walters,  and  J.  M.  Moldowan, The Biomarker  Guide ,  2nd  ed.,  vol.  1.  London:  Cambridge  University Press, 2005.
[21]  J. L. Coleman Jr, R. T. Ryder, R. C. Milici, and S. Brown, “Overview of  the  Potential  and  Identified  Petroleum  Source  Rocks  of  the Appalachian  Basin,  Eastern  United  States,”  in Coal  and  Petroleum Resources  in  the  Appalachian  Basin;  Distribution,  Geologic Framework,  and  Geochemical  Character ,  1st  ed.,  West  Virginia: Kentucky Publisher, 2014, p. 835.
[22]  Q. Guo, R. Littke, Y. Sun, and L. Zieger, “Depositional history of low- mature coals from the Puyang Basin, Yunnan Province, China,” Int. J. Coal Geol. , vol. 221, p. 103428, 2020.
[23]  R. Y. P. Burhan, Y. Zetra, P. Pusparatu, and Z. V. Nugraheni, “Upaya reproduksi  sumur  tua  cekungan  Wonocolo  melalui  karakterisasi geokimia organik,” Akta Kim. Indones. , vol. 4, no. 1, pp. 1–14, 2019.
[24]  H. P. Nytoft, O. J. Samuel, G. Kildahl-Andersen, J. E. Johansen, and M.  Jones,  “Novel  C15  sesquiterpanes  in  Niger  Delta  oils:  Structural
Tabel 2.
Data interpretasi senyawa pentasiklik triterpana Waktu Retensi (menit) Nama Senyawa Intensitas (%) 51.31 Ts: 18α(H),21β(H)- 22,29,30-trisnorhopana 14.17 52.22 Tm: 17α(H),21β(H)- 22,29,30-trisnorhopana 27.02
Ts/Tm = 14.17/27.80 = 0.52 Ts/(Tm+Ts) = 14.17/(27.80+14.17) = 0.34
Tabel 3. Kelimpahan senyawa trimetilnaftalena Waktu Retensi (menit) Nama Senyawa Intensitas (%) 16.17 1,2,7- TMN 65.54 17.16 1,2,5- TMN 59.48 Tabel 4. Kelimpahan senyawa metildibenzofuran Waktu Retensi (menit) Nama Senyawa Intensitas (%) 17.996 4-metildibenzofuran 100 18.359 3+2-metildibenzofuran 42.30 18.663 1-metildibenzofuran 45.37 Gambar 8. Spektrum massa dan struktur biomarka 4-metildibenzofuran.
identification and potential application as new markers of angiosperm input in light oils,” Org. Geochem. , vol. 40, no. 5, pp. 595–603, 2009.
[25]  H.  Amijaya  and  R.  Littke,  “Properties  of  thermally  metamorphosed coal from Tanjung Enim Area,  South Sumatra Basin,  Indonesia with special  reference  to  the  coalification  path  of  macerals,” Int.  J.  Coal
Geol. , vol. 66, no. 4, pp. 271–295, 2006.
[26]  A. K. Adegoke, W. H. Abdullah, and B. M. S. Yandoka, “Provenance and paleoenvironment of organic matter within the Fika sediments in Chad  (Bornu)  Basin,  northeastern  Nigeria:  An  integrated  organic geochemical and palynofacies approach,” Int. J. Coal Geol. , vol. 173, pp. 94–109, 2017.
[27]  L.  D.  C.  Gonzalez,  M.  Mastalerz,  and  J.  G.  Mendonça  Filho, “Application  of  organic  facies  and  biomarkers  in  characterization  of paleoenvironmental  conditions  and  maturity  of  sediments  from  the
Codó  Formation  in  the  west-central  part  of  the  São  Lu{\’\i}s  Basin, Brazil,” Int. J. Coal Geol. , vol. 225, p. 103482, 2020.
[28]  A. Armstroff, H. Wilkes, J. Schwarzbauer, R. Littke, and B. Horsfield, “Aromatic  hydrocarbon  biomarkers  in  terrestrial  organic  matter  of devonian to permian age,” Palaeogeogr. Palaeoclimatol. Palaeoecol. , vol. 240, no. 1–2, pp. 253–274, 2006.
[29]  R.  Y.  P.  Burhan,  A.  M.  Chairacita,  Y.  Zetra,  and  E.  Mutiara, “Biomarking study of aromatic hydrocarbon fraction crude oil Tarakan, North Kalimantan,” J. Tek. ITS , vol. 8, no. 2, pp. B32--B38, 2019.
[30]  Z.  Lu,  S.  Chen,  Q.  He,  Y.  Li,  J.  Zhang,  and  Q.  Wu,  “Relationship between methylphenanthrene distribution and organic matter maturity: a  case  study  of  Yangchang  Formation  Chang  7  source  rocks,  Erdos Basin, China,” Pet. Sci. Technol. , vol. 36, no. 20, pp. 1718–1724, 2018.