doi: 10.14710/teknik.v42i3.35821               Copyright © 2021, TEKNIK, p-ISSN: 0852-1697, e-ISSN: 240-9919
Analisis Kematangan Batuan Induk Hidrokarbon di Formasi Naintupo, Sub-Cekungan Tarakan, Provinsi Kalimantan Utara
FX Anjar Tri Laksono 1* , Fendy Kusdiantoro 2 , János Kovács 3 , Widhiatmoko Herry Purnomo 4
1 Departemen Teknik Geologi Fakultas Teknik, Universitas Jenderal Soedirman, Jl. Mayjen Sungkono KM 5, Blater, Kalimanah, Purbalingga, Indonesia 53371
2 Divisi Eksplorasi, Medco E&P Indonesia The Energy 53 rd Fl.SCBD Lot 11A Jl. Jend. Sudirman, Kav. 52-53 Jakarta,  Indonesia 12190
1,3 Department of Geology and Meteorology, Faculty of Sciences, University of Pecs Ifjúság str. 6, Pécs, Hongaria 7624
4 Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Jenderal Soedirman, Jl. Mayjen Sungkono KM 5, Blater, Kalimanah, Purbalingga, Indonesia 53371

## Abstrak
Sub-Cekungan  Tarakan  yang  terletak  di  Provinsi  Kalimantan  Utara  diperkirakan  memiliki  potensi hidrokarbon  sekitar  dua  miliar  barel  oil  equivalent  (BOE).  Tujuan  dari  penelitian  ini  adalah menganalisis  kematangan  batuan  induk  dan  potensi  hidrokarbon  di  Formasi  Naintupo,  Sub-Cekungan Tarakan.  Metode  yang  digunakan  dalam  kajian  ini  adalah  analisis  Total  Organic  Carbon  (TOC), Vitrinite Reflectance (Ro), Hydrogen Index (HI), Tmax, Potential Yield (PY), S1, Oxygen Index (OI), dan Oil Production Index (OPI). Hasil kajian ini adalah Formasi Naintupo merupakan batuan induk efektif menghasilkan  hidrokarbon  dengan  nilai  TOC  antara  1,02-5,92  wt.%,  HI  52-115  mgHC/gr  TOC,  Ro 0,62%-1,84%,  Tmax  436 o C-468 o C,  S1  0,17-0,32,  dan  OPI  sebesar  0,15-0,4.  Jenis  hidrokarbon  dengan potensi  terbesar  adalah  gas  bumi.  Potensi  gas  bumi  terbesar  berada  di  Sumur  South  Sembakung-1, Tanjung  Bimau-1,  Sesayap  E-1,  dan  Tanjung  Kramat-1.  Hasil  analisis  menunjukkan  bahwa  Formasi Naintupo berpotensi menghasilkan gas bumi di Sub-Cekungan Tarakan.
Kata kunci : TOC;Ro; formasi Naintupo; hidrokarbon; sub-cekungan Tarakan

## Abstract
[Title: The Maturity Analysis of Hydrocarbon Source Rock in the Naintupo Formation, Tarakan Sub- Basin,  North  Kalimantan  Province] The  Tarakan  Sub-Basin,  located  in  North  Kalimantan  Province,  is estimated  to  have  the  hydrocarbon potential  of around  two  billion  barrels  of  oil  equivalent  (BOE).  This study  aims  to  analyze  the  maturity  of  the  source  rock  and  the  hydrocarbon  potential  in  the  Naintupo Formation,  Tarakan  Sub-Basin.  The  method  used  in  this  study  is  the  analysis  of  Total  Organic  Carbon (TOC),  Vitrinite  reflectance  (Ro),  Hydrogen  Index  (HI),  Tmax,  Potential  Yield  (PY),  S1,  Oxygen  Index (OI),  and  Oil  Production  Index  (OPI).  This  research  shows  that  the  Naintupo  Formation  is  an  effective source  rock  with  TOC  between  1.02-5.92  wt.%,  HI  52-115  mg  HC/gr  TOC,  Ro  0.62%  -1.84%,  Tmax 436oC  -468oC,  S1  0.17-0.32,  and  OPI  0.15-0.4.  The  type  of  hydrocarbon  with  the  greatest  potential  is natural gas. The largest natural gas potential is in the South Sembakung-1, Tanjung Bimau-1, Sesayap E- 1,  and  Tanjung  Kramat-1  Wells.  This  study  concludes  that  the  Naintupo  Formation  has  the  potential  to produce the natural gas in the Tarakan Sub-Basin.
Keywords : TOC; Ro; Naintupo formation; hydrocarbon; Tarakan Sub-Basin

## 1. Pendahuluan
Sub-Cekungan  Tarakan  di  Kalimantan  Utara diperkirakan  memiliki  potensi  hidrokarbon  sebesar  dua miliar barrel  of  oil  equivalent (BOE)  tetapi  potensi
------------------------------------------------------------------
*) Penulis Korespondensi. E-mail: anjar.trilaksono@unsoed.ac.id
doi: 10.14710/teknik.v42i3.35821               Copyright © 2021, TEKNIK, p-ISSN: 0852-1697, e-ISSN: 240-9919 Gambar 1 Daerah penelitian Sub-Cekungan Tarakan, Kota Tarakan, Provinsi Kalimantan Utara (Zetra dkk., 2019).
tersebut  belum  dimanfaatkan  secara  maksimal  (Hidayati, 2018).  Di  Sub-Cekungan  Tarakan  pernah  terdapat eksploitasi minyak dan gas bumi yang cukup besar, tetapi usaha  eksplorasi  kembali  untuk  menemukan  sumber- sumber  migas  baru  di  Sub-Cekungan  tersebut  hampir tidak  pernah  dilakukan.  Eksplorasi  migas  di  Sub- Cekungan  Tarakan  sangat  diperlukan  untuk  mencari sumber-sumber  minyak  dan  gas  baru,  sehingga  dapat menambah kapasitas produksi migas di Tarakan (Widjaja & Noeradi, 2016).
Oleh  sebab  itu,  tujuan  penelitian  ini  adalah menganalisis  kematangan  batuan  induk  dan  potensi hidrokarbon  di  Formasi  Naintupo,  Sub-Cekungan Tarakan.  Analisis  kematangan  batuan  induk  yang  sering dilakukan dalam kegiatan eksplorasi hidrokarbon meliputi Total Organic  Carbon (TOC), Ro ( Vitrinite Reflectance ), dan  REP ( Rock Eval Pyrolisis ) (Al-Areeq, 2018). Ketiga analisis  tersebut  penting  karena  informasi  mengenai konsentrasi  material  organik,  kematangan  material organik,  dan  tipe  material  organik  sangat  diperlukan untuk mengetahui besarnya potensi dan jenis hidrokarbon yang  dapat  dihasilkan  (Curiale,  2017;  Nainggolan  dkk., 2018).  Ketepatan  dalam  melakukan  analisis  kematangan batuan  induk,  nantinya  akan  berpengaruh  terhadap penentuan  akumulasi  hidrokarbon  terbesar  pada  sub- cekungan tersebut (Laksono dkk., 2021; Xue dkk., 2019).
Lokasi  penelitian  terletak  di  Blok  Simenggaris, Sub-Cekungan Tarakan, Kota Tarakan, Provinsi Kalimantan  Utara  pada  11  sumur  eksplorasi  minyak  dan gas  bumi  yaitu  Sumur  Tanjung  Tiram-1,  Bangkudulis-1, Pulau Fanny-1, Sesayap E-1, Pidawan-1, Tanjung Bimau- 1,  Tanjung  Kramat-1,  South  Sembakung-1,  Sembakung- 2,  Sebuku-1,  dan  Daino-1  (Gambar  1).  Studi  tentang kematangan  batuan  induk  hidrokarbon  pernah  dilakukan oleh  Xiaoa  dkk.  (2019)  yang  menyatakan  bahwa  Nilai TOC  untuk  pembentukan  minyak  bumi  antara  0,6%- 0,9%. Jika di atas 0,9% gas lebih dominan terbentuk, jika
dibawah  0,6%  belum  terbentuk  senyawa  kompleks hidrokarbon.  Berdasarkan  integrasi  antara  peta  struktur kedalaman dengan peta isopach terdapat dua  lokasi  yang berpotensi  migas  yang  semuanya  berada  di  lepas  pantai tenggara  Pulau  Tarakan  dengan  jebakan  berupa  struktur antiklin  yang  dikontrol  oleh  sesar  (Heriyanto,  2018; Sukanta,  2018).  Hasil  kajian  tersebut  mendukung kesimpulan  penelitian  yang  pernah  dilakukan  oleh (Husein,  2017;  Lentini,  2018)  yang  menyatakan  bahwa kemungkinan terdapat potensi migas yang cukup besar di lepas pantai Pulau Tarakan. Penelitian sebelumnya hanya berfokus  pada  daerah onshore yang  memang  bukan  hal baru.  Selama  ini  produksi  minyak  dan  gas  di  Tarakan berpusat  di  sekitar  delta.  Menurut  Ronoatmojo  & Burhannudinnur  (2018),  Formasi  Tabul  tersusun  atas batulempung,  batulanau,  dan  batupasir  yang  diendapkan di lingkungan transisi selama Akhir Miosen.
Selama  ini  penelitian  mengenai  Sub-Cekungan Tarakan hanya fokus pada pencarian reservoir utama dan pengembangannya ke arah lepas pantai. Akan tetapi, studi batuan  induk  untuk  menentukan  formasi  batuan  efektif dan  jenis  hidrokarbon  yang  paling  potensial  dengan menggunakan  data  geokimia  seperti  TOC,  Ro,  dan  REP belum  pernah  dilakukan.  Jika  selama  ini  Formasi  Tabul menjadi reservoir utama di Sub-Cekungan Tarakan, maka ada  kemungkinan  Formasi  Naintupo  yang  berumur  lebih tua dapat menjadi batuan induknya. Hal tersebut menjadi celah  penelitian  yang  perlu  dilakukan  kajian  lebih  lanjut karena  memiliki  implikasi  terhadap  pengembangan eksplorasi hidrokarbon Cekungan Tarakan.

## 2. Bahan dan Metode
Dalam  penelitian  ini  dilakukan  analisis Total Organic  Carbon (TOC),  Vitrinite  Reflectance  (Ro), Hydrogen  Index  (HI),  Tmax,  Potential  Yield  (PY),  Oil Production Index (OPI), Oxygen Index, dan S1 Formasi Naintupo  di  Sumur  Tanjung  Tiram-1,  Bangkudulis-1,
Tabel 1 Tipe kerogen dan asal material organik menurut Purnama dkk. (2020) dan Rahmola (2018)
Tipe Maseral Kerogen Asal Material Organik Alginit I Alga airtawar Eksinit II Polen, spora Kutinit II Lapisan lilin tanaman Resinit II Resin tanaman Liptinit II Lemak tanaman, alga laut Vitrinit III Material tumbuhan tingkat tinggi Inertinit IV Arang, material teroksidasi Tabel 2 Tipe kerogen, potensi hidrokarbon, dan jumlah hidrogen menurut Millayanti dkk. (2019) Tipe Potensi Hidrokarbon Jumlah Hidrogen I Minyak Melimpah II Minyak dan gas Sedang III Gas Sedikit IV Tidak berpotensi Tidak ada
Sesayap  E-1,  Pulau  Fanny-1,  Tanjung  Kramat-1, Tanjung  Bimau-1,  Pidawan-1,  South  Sembakung-1, Sembakung-2, Sebuku-1, dan Daino-1. Analisis terhadap  data  tersebut  akan  memberikan  informasi mengenai formasi batuan dan kedalaman lapisan batuan yang  dapat  menjadi  batuan  induk  efektif  hidrokarbon dan  jenis  hidrokarbon  yang  dihasilkan  (Abdullah  dkk., 2017; Chen dkk., 2017).
TOC  merupakan  berat  rata-rata  material  organik dalam 100 gram batuan (Laksono dkk., 2020; Spacapan dkk., 2018). Menurut Walters (2017) batuan induk dapat dikelompokkan  menjadi  5  jenis  berdasarkan  jumlah material organik (TOC) yaitu: poor source rock dengan nilai  sebesar  0-0,5  wt.%  TOC, fair  source  rock dengan nilai  antara  0,5-1  wt.%  TOC, good  source  rock dengan nilai 1-2  wt.% TOC, very good source rok dengan  nilai sebesar 2-4 wt.% TOC, dan excellent dengan nilai lebih dari 4 wt.% TOC.
Batuan  yang  memiliki  komposisi  TOC  kurang dari  0,5  wt.%  diartikan  sebagai  batuan  yang  memiliki potensi  hidrokarbon  dapat  diabaikan  (Dembicki,  Jr., 2017).  Batuan  yang  mempunyai  komposisi  TOC  antara 0,5  wt.%-1,0  wt.%  memiliki  kemampuan  yang  terbatas (Wicaksana,  2018;  Winegardner  &  Testa,  2020). Kerogen  dalam  batuan  yang  mempunyai  TOC  kurang dari 1% secara umum telah teroksidasi, sehingga potensi untuk  membentuk  hidrokarbon  terbatas.  Batuan  yang memiliki komposisi TOC lebih dari 1 wt.% mempunyai potensi  hidrokarbon  yang  besar.  Sementara  untuk  TOC lebih  dari  2  wt.%  menandakan  lingkungan  sangat reduksi  dengan  potensi  hidrokarbon  yang  sangat  baik (Curiale & Curtis, 2016; Hartwig dkk., 2012).
Dalam  kasus-kasus  tertentu  batuan  mempunyai harga  TOC  tinggi,  tapi  mempunyai  potensi  rendah karena  komposisi  kerogen  berupa  material  kayuan ( woody )  atau  telah  teroksidasi  kuat  (Rizqi  &  Husein, 2017; Spigolon dkk., 2015). Tipe kerogen secara umum
menurut  Purnama  dkk.  (2020)  dan  Rahmola  (2018) dapat  diklasifikasikan  menjadi    4  tipe  seperti  yang disajikan  dalam  Tabel  1.  Kaitan  antara  tipe  kerogen, jenis hidrokarbon yang dihasilkan, dan jumlah hidrogen menurut  Laksono  &  Manullang  (2020)  dan    Millayanti dkk. (2019) adalah seperti yang tersaji dalam Tabel 2.
Vitrinite reflectance adalah indikator kematangan yang dilambangkan dengan Ro ( Reflectance in  oil ).  Nilai vitrinite  reflectance dapat  diketahui  dari kemampuan  kerogen  memantulkan  cahaya  (Subroto, 2018).  Metode  untuk  mengetahui vitrinite  reflectance dilakukan  dengan  cara  analisis  kerogen.  Sebelum kerogen  dianalisis,  sampel  harus  dipreparasi  terlebih dahulu  dengan  cara  dibersihkan  kemudian  diselubungi resin  dan  permukaannya  dihaluskan.  Pantulan  diukur dengan menggunakan cahaya (546 nm) pada permukaan kerogen  kemudian  diamati  dengan  menggunakan mikroskop  fotometer  (Xiao  dkk.,  2019;  Yang  &  Zou, 2019).  Semakin  matang  suatu  kerogen  maka  akan memiliki  nilai  pantulan  yang  besar.  Kerogen  pada tahapan  diagenesis  hanya  sedikit  memantulkan  cahaya sehingga  memiliki  nilai  Ro  dibawah  0,5%  (immature) (Halim  dkk.,  2017).  Ketika  struktur  kerogen  semakin memadat  dan  teratur  dalam  proses  katagenesis  akan semakin  memantulkan  cahaya.  Pada  proses  katagenesis akan  memiliki  kisaran  nilai vitrinite  reflectance sekitar 0,6%-1,35% dan mencapai maksimum pada nilai sekitar 0,8%-1% yang merupakan nilai pembentukan maksimal minyak  bumi.  Sedangkan  pada  proses  metagenesis, memiliki  nilai  Ro  diatas  2%  (Widagdo  dkk.,  2021;  Sha dkk.,  2020).  Skala vitrinite  relectance yang  digunakan sebagai  parameter  kematangan  batuan  induk  menurut Wang dkk. (2016) dapat dilihat pada Tabel 3.
Kebanyakan  kerogen  memasuki  pembentukan minyak pada nilai Ro sekitar 0,6%. Puncak pembentukan minyak bumi sampai sekitar Ro 0,9%, dan akhir  dari  pembentukan  minyak  pada  nilai  Ro  sekitar

## TEKNIK, 42 (3), 2021, 263
doi: 10.14710/teknik.v42i3.35821               Copyright © 2021, TEKNIK, p-ISSN: 0852-1697, e-ISSN: 240-9919
Tabel 3 Tingkat kematangan batuan induk berdasarkan vitrinite reflectance Ro (%) Tingkat Kematangan <0,6 immature 0,6-0,65 early mature 0,65-0,90 peak mature 0,9-1,35 late mature >1,35 postmature
1,35%.  Kemudian  pada  nilai  Ro  sekitar  1,5%  mulai terjadi  pembentukan  gas.  Tingkat  kematangan  termal yang sangat baik pada Ro antara 0,7% dan 0,8% (G. C. Wang dkk., 2018).
Rock  eval  pyrolisis merupakan  analisis komponen  hidrokarbon  pada  batuan  induk  dengan  cara melakukan  pemanasan  bertahap  pada  sampel  batuan induk  dalam  keadaan  tanpa  oksigen  pada  kondisi atmosfer  inert  dengan  temperatur  yang  terprogram. Analisis rock eval pyrolisis dilakukan dengan menggunakan  pemanas  (oven)  yang  dinyalakan  pada suhu  atmosfer  inert  (Helium)  yaitu  25 o C/menit.  Hasil analisis rock eval pyrolisis dapat menentukan hidrokarbon bebas di dalam sampel, senyawa hidrokarbon  dan  oksigen  yang  menguap  sejak  proses cracking material  organik  di  dalam  sampel  (kerogen) (Słowakiewicz dkk., 2020).
Proses  analisis rock  eval  pyrolisis dapat dijelaskan  sebagai  berikut:  selama  3  menit  pertama sampel yang telah dihancurkan dan dikeringkan dipanasi dengan  oven  pada  suhu  200 o C,  sehingga  hidrokarbon bebas  menguap.  Jumlah  hidrokarbon  bebas  yang menguap  diukur  sebagai  puncak  S1.  Kemudian temperatur  dinaikkan  lagi  dari  200 o C  hingga  mencapai 550 o C dengan kenaikan 25 o C/menit. Ini merupakan fase penguapan  hidrokarbon  berat  (>C40)  dan  juga  proses pemecahan  rantai  karbon  organik  yang  tidak  menguap. Hidrokarbon  yang  dikeluarkan  tersebut  diukur  sebagai puncak  S2.  Temperatur  pada  puncak  S2  tersebut merupakan  temperatur  pematangan  kerogen  yang disebut  Tmax.  Setelah  mencapai  suhu  550 o C,  secara perlahan  temperatur  diturunkan.  Pada  temperatur  antara 300 o C-390 o C  CO 2 akan  dikeluarkan  dari  kerogen. Perangkap  tersebut  dipanaskan  dan  CO 2 dilepaskan  dan dideteksi  oleh  TCD  sejak  proses  pendinginan  oven pyrolisis (S3) (Aziz dkk., 2020).
Hasil analisis rock eval pyrolisis berupa data S1, S2,  S3  dan  Tmax.  S1  merupakan  total  hidrokarbon bebas  yang  terdapat  di  dalam  sampel  dan  biasa dinyatakan dalam satuan  miligram  hidrokarbon per satu gram  batuan.  Sementara  itu,  S2  merupakan  total hidrokarbon  yang  dihasilkan  melalui cracking material
organik  yang  tidak  menguap  (Liu  dkk.,  2020).  Data  S3 merupakan  total  CO 2 dalam  miligram  CO 2 per  gram batuan  yang dihasilkan selama pyrolisis kerogen (Sokol dkk., 2014).
Tmax  adalah  temperatur  maksimum  untuk melepas  hidrokarbon  dari  proses  pemecahan  kerogen yang  terjadi  selama pyrolisis (puncak  S2).  Jika  Tmax menunjukkan  nilai  kurang  dari  435 o C  maka  perubahan material  organik  masih  berupa  biogenic  gas,  sedangkan nilai Tmax antara 435 o C-470 o C menunjukkan perubahan material  organik  telah  menghasilkan  minyak  atau  gas bumi,  dan  jika  nilai  suhu  maksimum  lebih  dari  470 o C maka  perubahan  material  organik  telah  menghasilkan dry  gas (Bojesen-Koefoed  dkk.,  2020;  Laksono, Ramadhan, dkk., 2020).
HI  atau  indeks  hidrogen  adalah  parameter  yang digunakan  untuk  menjelaskan  asal  material  organik misalnya  dari  darat,  transisi,  atau  marine.  Persamaan  1 digunakan  untuk  menentukan  indeks  hidrogen  (Ogala dkk., 2019)
(1)
dimana HI adalah indeks hidrogen (mgHC/gr TOC), S2 adalahjumlah  hidrokarbon  tidak  menguap,  dan  TOC adalah jumlah karbon organik (wt.%).
Oil  Production  Index (OPI)  atau  sering  disebut dengan Production Index (PI) menunjukkan perbandingan  antara  jumlah  relatif  hidrokarbon  bebas dengan  jumlah  total  hidrokarbon  yang  ada  (Adeoye dkk.,  2020;  Chen  dkk.,  2020).  Indeks  produksi  dapat dicari  dengan  menggunakan  persamaan  2  (Craig  dkk., 2018).
(2)
dimana  PI  adalah  indeks  produksi  minyak  bumi sedangkan S1 adalah jumlah hidrokarbon bebas.
Potential Yield (PY) atau potensi hasil menunjukkan jumlah total hidrokarbon yang terdapat di source rock baik yang berupa komponen volatil maupun yang  berupa  kerogen. Potential  Yield dapat  dicari menggunakan persamaan 3 (Cheng dkk., 2018)
(3)
dimana  PY  adalah Potential  Yield atau  potensi  hasil minyak bumi.
Skala  nilai  penentuan  potensi  batuan  induk dengan  menggabungkan  semua  parameter  seperti  TOC, vitrinite  reflectance ,  hingga rock  eval  pyrolisis dapat ditunjukkan dalam Tabel 4, 5, dan 6.
doi: 10.14710/teknik.v42i3.35821               Copyright © 2021, TEKNIK, p-ISSN: 0852-1697, e-ISSN: 240-9919
Tabel 4 Potensi pembentukan hidrokarbon berdasarkan parameter geokimia batuan induk (Xiao dkk., 2019) Potensial TOC (wt.%) S1 S2 Bitumen (ppm) Hidrokarbon (ppm) Buruk < 0,5 < 0,5 < 2,5 < 500 < 300 Sedang 0,5-1 0,5-1 2,5-5 500-1000 300-600 Baik 1-2 1-2 5-10 1000-2000 600-1200 Sangat baik 2-4 2-4 10-20 2000-4000 1200-2400 Sempurna >4 >4 >20 >4000 >2400 Tabel 5 Tipe kerogen dan jenis hidrokarbon yang dihasilkan menurut G. C. Wang dkk. (2018) Kerogen HI (mgHC/gr TOC) S2/S3 Atom H/C Jenis Hidrokarbon I > 600 > 15 > 1,5 Minyak bumi II 300-600 10-15 1,2-1,5 Minyak bumi II/III 200-300 5-10 1-1,2 Minyak dan gas bumi III 50-200 1-5 0,7-1 Gas bumi IV <50 <1 <0,7 Tidak berpotensi Tabel 6 Kematangan suhu menurut P. C. Wang dkk. (2016) Potensial Ro (%) Tmax( o C) TAI Bitumen/TOC  Bitumen (mg/gr rock) PI Belum matang < 0,6 <435 1,5-2,6 < 0,05 < 50 < 0,1 Awal matang 0,6-0,65 435-445 2,6-2,7 0,05-0,1 50-100 0,1-0,15 Puncak matang 0,65-0,9 445-450 2,6-2,7 0,15-0,25 150-250 0,25-0,4 Akhir matang 0,9-1,35 450-470 2,9-3,3 - - >0,4 Terlalu matang >1,35 >470 >3,3 - - -

## 3. Hasil dan Pembahasan
Data  geokimia  Formasi  Naintupo  ada  di  6  sumur eksplorasi. Formasi Naintupo di Sumur South Sembakung-1  berada  di  kedalaman  9352-11.000  ft, Sembakung-2  pada  kedalaman  8400-10.000  ft,  Tanjung Kramat-1 pada kedalaman 5623-7590 ft, Tanjung Bimau- 1  pada  kedalaman    5085-6890  ft,  Daino-1  pada kedalaman    6930  ft-7730  ft,  dan  Sesayap  E-1  pada kedalaman  9490  ft-10.500  ft.  Berdasarkan  analisis terhadap  data-data  geokimia,  Formasi  Naintupo  yang berada di Sumur South Sembakung-1, Tanjung Kramat-1, Tanjung Bimau-1, dan Sesayap E-1 memiliki potensi gas bumi yang cukup baik, sedangkan di Sumur Sembakung- 2  memiliki  sedikit  potensi  gas.  Di  Sumur  South Sembakung-1, Tanjung Kramat-1, Tanjung Bimau-1, dan Sesayap E-1 secara umum memiliki TOC tergolong baik- sangat  baik  karena  nilai  rata-ratanya  sekitar  1  wt.% hingga  diatas  4  wt.%  terutama  di  Sumur  Daino-1. Sementara  itu,  di  Sumur  Sembakung-2  memiliki  TOC hanya 0,99 wt% yang tergolong sedang atau cukup. Nilai HI  di  ke  6  sumur  eksplorasi  menunjukkan  jenis  kerogen III  yang didominasi  vitrinit atau tumbuhan berkayu  yang berasal  dari  darat,  OPI  rata-rata  diatas  0,1%  yang tergolong sudah memungkinkan menghasilkan hidrokarbon jenis gas bumi, serta Tmax dan Ro tergolong mature  dengan  nilai  lebih  dari  435 o C  untuk  Tmax  dan 0,6%  untuk  Ro.  Salah  satu  contoh  diagram  analisis
geokimia Formasi Naintupo di Sumur Sesayap E-1 dapat ditunjukkan dengan Gambar 2 dan 3.
Gambar 2 menunjukkan bahwa Formasi Naintupo  di  Sumur  Sesayap  E-1  yang  berada  di kedalaman  9490-10.500  ft  dan  ditandai  dengan  kotak berwarna  merah  mempunyai  indeks  nilai  TOC  antara 1,41-1,76  wt.%,  sementara  nilai  OPI  sebesar  0,22-0,65, dan S1 sebesar 0,42-2,18. Pada gambar tersebut sumbu x merupakan nilai TOC, OPI, dan S1, sedangkan sumbu y menunjukkan  kedalaman  formasi  batuan  dalam  satuan feet  (ft).  Sedangkan  pada  Gambar  3  menunjukkan indeks  nilai  HI,  Tmax,  dan  Ro  Formasi  Naintupo  di Sumur  Sesayap  E-1  pada  kedalaman  9490  ft-10.500  ft secara  berturut-turut  sebesar  52  mgHC/gr  TOC  sampai 106 mgHC/gr TOC, 464oC-471oC dan 0,78%-0,82%.
Berdasarkan  penjelasan  di  atas  dapat  diketahui bahwa Formasi Naintupo memiliki kelimpahan  material organik  yang  tergolong  baik,  mempunyai  tipe  kerogen III yang memungkinkan dapat menghasilkan hidrokarbon jenis gas bumi, memiliki tingkat kematangan yang tergolong mature sehingga kemungkinan  besar  telah  terjadi  proses  produksi hidrokarbon  yang diperkuat berdasarkan  nilai OPI  yang lebih dari 0,1. Hal tersebut menandakan bahwa mungkin telah  terjadi  ekspulsi  hidrokarbon  jenis  gas  bumi  dalam volume  yang  cukup  besar.  Jadi  berdasarkan  bukti-bukti tersebut  memungkinkan  Formasi  Naintupo  dapat menjadi batuan induk efektif.
doi: 10.14710/teknik.v42i3.35821               Copyright © 2021, TEKNIK, p-ISSN: 0852-1697, e-ISSN: 240-9919
Gambar 2 Diagram analisis TOC, OPI, dan S1 Formasi Naintupo di Sumur Sesayap E-1 ditunjukkan dengan kotak berwarna merah.
Gambar 3 Diagram analisis HI, Tmax, dan Ro Formasi Naintupo di Sumur Sesayap E-1 ditunjukkan dalam kotak bergaris merah.
doi: 10.14710/teknik.v42i3.35821               Copyright © 2021, TEKNIK, p-ISSN: 0852-1697, e-ISSN: 240-9919
Gambar 4 Diagram hubungan antara nilai PY dan TOC Formasi Naintupo.
Gambar 5 Diagram hubungan Tmax dan Hydrogen Index Formasi Naintupo.
Diagram  hubungan antara potential yield dengan TOC  dapat  mengetahui  persebaran  potensi  hidrokarbon yang  dihasilkan  oleh  suatu  formasi  batuan  pada  sumur- sumur  eksplorasi  yang  ada  di  daerah  penelitian. Potential  yield adalah  hasil  penjumlahan  antara  S1  dan S2. S1 merupakan total hidrokarbon bebas yang terdapat di dalam sampel dan dinyatakan dalam satuan miligram hidrokarbon  per  satu  gram  batuan.  Sementara  itu,  S2 adalah  total  hidrokarbon  yang  dihasilkan  oleh  cracking material  organik  yang  tidak  menguap,  dengan  kata  lain dapat  diartikan  sebagai  indikasi  kuantitas  potensi hidrokarbon  yang  dapat  dihasilkan  kerogen  melalui
pematangan.  Gambar  4  di  bawah  ini  adalah  diagram hubungan  antara potential  yield dengan  TOC  Formasi Naintupo di 6 sumur eksplorasi.
Diagram  di  atas  dapat  memberikan  informasi bahwa pengeplotan nilai PY dan TOC Formasi Naintupo di 6 sumur eksplorasi yaitu Daino-1, South Sembakung- 1,  Sembakung-2,  Tanjung  Kramat-1,  Tanjung  Bimau-1, dan Sesayap E-1 lebih banyak terakumulasi pada bagian bawah dari garis trend . Hal tersebut ditunjukkan dengan nilai-nilai TOC dan PY di 6 sumur eksplorasi yang lebih banyak  berada  di  bagian  bawah  garis  trend.  Akumulasi yang  bersifat  demikian,  dapat  diinterpretasikan  bahwa
Tabel 7 . Data geokimia Formasi Naintupo di Sumur Sembakung, Sesayap, dan Kramat
Kedalaman (ft) Formasi Sumur TOC (wt%)  HI (mg)  Ro (%)  Tmax( o C) PI PY 9580 Naintupo S.Sembakung 1,14 53 0,8 463 0,22 0,77 9800 Naintupo S.Sembakung 1,19 53 0,82 462 0,23 0,82 10.180 Naintupo S.Sembakung 1,11 46 0,85 467 0,24 0,67 10.480 Naintupo S.Sembakung 1,16 54 0,9 470 0,26 0,85
Formasi  Naintupo  cenderung  berpotensi  menghasilkan gas  bumi.  Pembuatan  diagram  hubungan  antara  TOC dan  PY  pada  Gambar  4  berdasarkan  klasifikasi parameter geokimia batuan induk (Hackley dkk., 2020). Pada  klasifikasi  tersebut  disebutkan  bahwa  nilai  TOC antara  0%-0,5%  tergolong poor atau  miskin  material organik.  Nilai  TOC  antara  0,5%-1%  dianggap mempunyai  material  organik  dalam  jumlah  yang sedang/ fair .  Nilai  TOC  antara  1%-2%  tergolong mempunyai keterdapatan material organik yang baik/ good .  Nilai  TOC  antara  2%-4%  dianggap mempunyai  keterdapatan  material  organik  dalam kategori  yang  sangat  baik/ very  good ,  sedangkan  nilai TOC  lebih  dari  4%  dianggap  memiliki  keterdapatan material organik
dalam
jumlah yang melimpah/ excellent .  Nilai  potential  yield  yang  berada dibawah  2  mgHC/gr  TOC  tergolong poor ,  nilai  PY antara  2-6  mgHC/gr  TOC  tergolong fair ,  nilai  PY antara 6-20 mgHC/gr TOC tergolong good , dan nilai PY lebih dari 20 mgHC/gr TOC tergolong excellent .
Sementara itu, untuk  mengetahui persebaran tipe kerogen,  besarnya  kematangan,  dan  memperkuat  jenis potensi  hidrokarbon  yang  dihasilkan  oleh  Formasi Naintupo di 6 sumur eksplorasi dapat dilakukan dengan membuat  diagram  hubungan  antara  Tmax  dan  HI. Diagram  hubungan  antara  Tmax  dan  HI  Formasi Naintupo  di  6  sumur  eksplorasi  dapat  dilihat  seperti pada Gambar 5.  Pada Gambar 5 dapat diketahui bahwa akumulasi pengeplotan  nilai  Tmax dan HI lebih banyak berada di tipe kerogen III dengan kematangan cenderung mature.  Hal  tersebut  dapat  diinterpretasikan  bahwa  tipe kerogen  yang  terdapat  di  Formasi  Naintupo  lebih didominasi  tipe  kerogen  III  yang  biasanya  berasal  dari tumbuhan  berkayu  atau  tumbuhan  tingkat  tinggi  yang umumnya  banyak  hidup  di  darat.  Sehingga  dapat diartikan  pula  Formasi  Naintupo  lebih  banyak mendapatkan  suplai  material  organik  yang  berasal  dari darat  atau  terestrial.  Selain  itu,  di  Formasi  Naintupo terdapat  pula  kerogen  tipe  II  walaupun  dalam  jumlah yang  tidak  sebanyak  tipe  kerogen  III.  Artinya  selain adanya  suplai  material  organik  dari  darat,  pembentukan Formasi  Naintupo  juga  mendapatkan  pengaruh  dari suplai material organik laut dangkal. Hal tersebut karena
tipe kerogen II biasanya berasal dari tipe maseral eksinit, kutinit,  resinit,  dan  liptinit.  Tipe  maseral  eksinit  seperti polen dan spora. Tipe maseral kutinit seperti lapisan lilin pada  tanaman.  Tipe  maseral  resinit  seperti  resin tanaman,  sedangkan  tipe  maseral  liptinit  seperti  lemak tanaman  atau  alga  laut.  Pembuatan  diagram  hubungan antara  Tmax  dan  HI  berdasarkan  klasifikasi  parameter geokimia  batuan  induk  menurut  Peters  dkk.  (2005). Dalam klasifikasi tersebut disebutkan bahwa nilai indeks hidrogen antara 50-200  mgHC/gr TOC didominasi oleh tipe kerogen III. Nilai HI antara 200-300 mgHC/gr TOC didominasi  tipe  kerogen  II/III,  nilai  HI  antara  300-600 mgHC/gr TOC didominasi tipe kerogen II, dan nilai HI lebih dari 600 mgHC/gr TOC didominasi tipe kerogen I. Nilai Tmax kurang dari 435 o C tergolong immature , nilai Tmax  antara  435 o C-470 o C  tergolong mature ,  dan  nilai Tmax lebih dari 470 o C tergolong postmature .
Tabel  7  dan  8  menunjukkan  data  geokimia Formasi  Naintupo  di  Sumur South Sembakung-1, Sembakung-2, Sesayap E-1, Tanjung Kramat-1, Tanjung Kramat-1, Daino-1, dan Tanjung Bimau-1. Berdasarkan data  tersebut  rata-rata  kematangan  hidrokarbon  yang sesuai  untuk  pembentukan  minyak  bumi  terjadi  pada kedalaman  antara  8000-10.000  ft.  Hal  itu  berarti  batas kematangan  Formasi  Naintupo  berada  pada  kedalaman tersebut.
Hasil  kajian  ini  memperkuat  penelitian  Husein (2017)  dan  Nugroho  dkk.  (2018)  yang  menyatakan bahwa  Formasi  Naintupo  adalah  salah  satu  formasi batuan yang berpotensi menghasilkan hidrokarbon selain Formasi  Tabul,  Meliat,  dan  Tabalar.  Akan  tetapi,  pada penelitian  sebelumnya  hanya  menggunakan  data geofisika  dan  geologi  permukaan  yang  tingkat kepastiannya  masih  sangat  rendah.  Melalui  data geokimia  bawah  permukaan  ini  maka  hipotesis  pada penelitian sebelumnya  menjadi terbukti. Selain itu  studi ini berhasil menjawab pertanyaan penelitian Wijaya dkk. (2012) yang belum dapat memastikan jenis hidrokarbon di  Formasi  Naintupo.  Tipe  kerogen  III  yang mendominasi  kandungan  material  organik  di  Formasi Naintupo  menunjukkan  bahwa  jenis  hidrokarbon  yang paling berpotensi adalah gas bumi.
Tabel 8 . Data geokimia Formasi Sembakung, Sesayap, Kramat, Daino, dan Bimau
Kedalaman (ft)  Formasi Sumur TOC (wt%) HI (mg) Ro (%)  Tmax( o C)  PI PY 10.800 Naintupo S.Sembakung 1,01 57 0,92 473 0,24 0,76 10.980 Naintupo S.Sembakung 1,09 48 0,92 472 0,26 0,7 8400 Naintupo Sembakung 1,05 112 0,72 451 0,19 1,46 8600 Naintupo Sembakung 1,04 134 0,75 455 0,21 1,75 9800 Naintupo Sembakung 0,94 56 0,8 457 0,19 0,68 9990 Naintupo Sembakung 0,96 51 0,81 455 0,22 0,63 9490 Naintupo Sesayap 1,41 106,3 0,78 464 0,22 1,92 9790 Naintupo Sesayap 1,76 78,4 0,72 464 0,3 1,97 10.200 Naintupo Sesayap 1,59 52,8 0,79 471 0,45 1,53 10.490 Naintupo Sesayap 1,63 70,5 0,82 466 0,65 3,33 5623 Naintupo Kramat 0,68 79 0,52 436 0,16 0,64 5629 Naintupo Kramat 0,79 113 0,57 434 0,17 1,07 5636 Naintupo Kramat 1,91 225 0,53 434 0,07 4,62 5643 Naintupo Kramat 0,91 107 0,64 433 0,13 1,12 5649 Naintupo Kramat 1,9 67 0,64 435 0,13 1,47 5841 Naintupo Kramat 1,59 60 0,51 427 0,29 1,35 5905 Naintupo Kramat 1,26 100 0,52 436 0,13 1,44 6003 Naintupo Kramat 0,75 85 0,52 435 0,3 0,91 6069 Naintupo Kramat 1,23 118 0,52 438 0,09 1,6 6095 Naintupo Kramat 1,26 104 0,55 437 0,1 0,59 6233 Naintupo Kramat 0,64 83 0,56 438 0,13 1,5 6315 Naintupo Kramat 0,68 68 0,56 429 0,36 0,72 6397 Naintupo Kramat 1,2 106 0,54 439 0,08 1,38 6400 Naintupo Kramat 1,67 125 0,57 427 0,25 2,79 6414 Naintupo Kramat 0,83 100 0,52 429 0,2 1,04 6561 Naintupo Kramat 0,98 95 0,54 439 0,09 1,03 6725 Naintupo Kramat 0,98 79 0,54 438 0,13 0,88 6889 Naintupo Kramat 1,32 129 0,56 441 0,08 1,85 6906 Naintupo Kramat 0,85 106 0,49 434 0,21 1,14 7041 Naintupo Kramat 0,88 83 0,52 435 0,18 0,89 7053 Naintupo Kramat 0,68 106 0,49 440 0,12 0,82 7135 Naintupo Kramat 0,82 63 0,56 439 0,12 0,59 7217 Naintupo Kramat 0,72 94 0,58 442 0,07 0,73 7299 Naintupo Kramat 0,73 101 0,59 440 0,1 0,82 7381 Naintupo Kramat 0,78 73 0,65 443 0,08 0,62 7463 Naintupo Kramat 0,74 73 0,58 442 0,11 0,61 7545 Naintupo Kramat 0,79 78 0,67 444 0,09 0,68 6930 Naintupo Daino 13,2 13 1,3 543 0,07 850 7210 Naintupo Daino 2,59 6 1,34 463 0,23 170 7730 Naintupo Daino 1,97 18 1,35 440 0,13 460 5249 Naintupo Bimau 2,02 187 1,64 444 0,10 4,24 5413 Naintupo Bimau 1,75 184 1,07 445 0,13 3,72 5638 Naintupo Bimau 1,49 36,9 1,74 420 0,43 0,97 5741 Naintupo Bimau 1,43 158 0,48 447 0,14 2,64 5860 Naintupo Bimau 0,76 31,6 1,79 428 0,41 0,41 5955 Naintupo Bimau 0,69 68,1 2,38 447 0,35 0,73 6234 Naintupo Bimau 1,79 117 2,12 443 0,18 2,58 6562 Naintupo Bimau 1,15 186 2,1 445 0,08 2,34 6726 Naintupo Bimau 1,15 136,5 2,19 444 0,07 1,69 6785 Naintupo Bimau 0,92 54,3 2,19 427 0,36 0,79 6831 Naintupo Bimau 0,7 94,3 2,25 420 0,29 0,93

## TEKNIK, 42 (3), 2021, 269
doi: 10.14710/teknik.v42i3.35821               Copyright © 2021, TEKNIK, p-ISSN: 0852-1697, e-ISSN: 240-9919

## 4. Kesimpulan
Analisis  Ro  menunjukkan  bahwa  Formasi Naintupo  memiliki  kematangan  material  organik.  Nilai rata-rata  Ro  berada  pada  rentang  0,6%-1,35%.  Formasi Naintupo  mempunyai  keterdapatan  material  organik yang  baik  berdasarkan  nilai  TOC  rata-rata  yang  lebih dari  1  wt.%  namun  didominasi  tipe  kerogen  III  dengan nilai  rata-rata  HI  antara  50  mgHC/gr  TOC  hingga  200 mgHC/gr TOC. Oleh karena itu, jenis hidrokarbon yang paling  berpotensi  adalah  gas  bumi.  Potensi  gas  bumi terbesar  berada  di  Sumur South Sembakung-1,  Tanjung Bimau-1,  Sesayap  E-1,  dan  Tanjung  Kramat-1  dengan kedalaman antara 9394-11.000 ft atau dengan ketebalan rata-rata  1606  ft.  Hasil  analisis  menunjukkan  bahwa Formasi Naintupo berpotensi menghasilkan gas bumi di Sub-Cekungan Tarakan.

## Ucapan Terima Kasih
Terima  kasih  kepada  Universitas  Jenderal Soedirman  dan  Medco  E&P  Indonesia  yang  telah memfasilitasi  dan  memberikan  dukungan  dana  dalam pelaksanaan  penelitian  eksplorasi  potensi  gas  alam  di Sub-Cekungan Tarakan, Provinsi Kalimanatan Utara.

## Daftar Pustaka
Abdullah,  W.  H.,  Togunwa,  O.  S.,  Makeen,  Y.  M., Hakimi, M. H., Mustapha, K. A., Baharuddin, M. H., Sia, S. G., & Tongkul, F. (2017). Hydrocarbon Source  Potential  of  Eocene-Miocene  Sequence  of Western  Sabah,  Malaysia. Marine  and  Petroleum Geology , 83(1), 345-361.
https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2017.02.031
Adeoye, J. A., Akande, S. O., Adekeye, O. A., Sonibare,
W. A., Ondrak, R., Dominik, W., Erdtmann, B. D., &  Neeka,  J.  (2020).  Source  Rock  Maturity  and Petroleum  Generation  in  the  Dahomey  Basin  SW Nigeria: Insights  from Geologic and Geochemical Modelling. Journal  of  Petroleum  Science  and Engineering ,
195(2),
1-17.
https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107844 Al-Areeq,  N.  M.  (2018). Petroleum  Source  Rocks Characterization and Hydrocarbon Generation (p. 28) . London: Intech Open Publisher https://doi.org/10.5772/intechopen.70092
Aziz,  H.,  Ehsan,  M.,  Ali,  A.,  Khan,  H.  K.,  &  Khan,  A. (2020). Hydrocarbon Source Rock Evaluation  and Quantification of Organic Richness from Correlation of Well Logs and Geochemical Data: a Case Study from the Sembar Formation, Southern Indus  Basin,  Pakistan. Journal  of  Natural  Gas Science and Engineering , 81(2), 1-14. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103433
Bojesen-Koefoed,  J.  A.,  Alsen,  P.,  Bjerager,  M.,
Hovikoski,  J.,  Ineson,  J.,  Nytoft,  H.  P.,  Nøhr- Hansen,  H.,  Petersen,  H.  I.,  Pilgaard,  A.,  & Vosgerau, H. (2020). A mid-Cretaceous Petroleum Source-Rock  in  the  North  Atlantic  Region? Implications  of  the  Nanok-1  Fully  Cored Borehole,  Hold  with  Hope,  Northeast  Greenland. Marine  and  Petroleum  Geology ,  117(1),  1-12. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104414 Chen, Z., Lavoie, D., Mort, A., Jiang, C., Zhang, S., Liu, X.,  Reyes,  J.,  &  Armstrong,  D.  (2020).  Source Rock  Kinetics  and  Petroleum  Generation  History of the Upper Ordovician Calcareous Shales  of the Hudson  Bay  Basin  and  Surrounding  Areas. Fuel , 270(1), 1-16.
https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.117503 Chen, Z., Liu, X., Guo, Q., Jiang, C., & Mort, A. (2017). Inversion of Source Rock Hydrocarbon Generation  Kinetics  from  Rock-Eval  Data. Fuel ,
194(1), 91-101. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.12.052
Cheng, B., Chen, Z., Chen, T., Yang, C., & Wang, T. G. (2018).  Biomarker  Signatures  of  the  Ediacaran– Early  Cambrian  Origin  Petroleum  from  the Central  Sichuan  Basin,  South  China:  Implications for  Source  Rock  Characteristics. Marine  and Petroleum Geology , 96(2), 577-590. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.05.012
Craig, J., Hakhoo, N., Bhat, G. M., Hafiz, M., Khan, M. R.,  Misra,  R.,  Pandita,  S.  K.,  Raina,  B.  K., Thurow, J., Thusu, B., Ahmed, W., & Khullar, S. (2018).  Petroleum  Systems  and  Hydrocarbon Potential of the North-West Himalaya of India and Pakistan.  In Earth-Science  Reviews ,  187(2),  109- 185.
https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2018.09.012 Curiale,  J.  A.  (2017). Total  Organic  Carbon  (TOC) (p.
5). New York: Springer Publishing. https://doi.org/10.1007/978-3-319-02330-4_3-1
Curiale,  J.  A.,  &  Curtis,  J.  B.  (2016).  Organic Geochemical  Applications  to  the  Exploration  for Source-Rock  Reservoirs  -  a  Review. Journal  of Unconventional Oil and Gas Resources , 13(1), 1- 31. https://doi.org/10.1016/j.juogr.2015.10.001 Dembicki,  Jr.,  H.  (2017). Source  Rock  Evaluation  in Practical Petroleum Geochemistry for Exploration and  Production (p.  129).  Amsterdam:  Elsevier
Publishing Company. https://doi.org/10.1016/b978-0-12-803350-
0.00003-9
Hackley,  P.  C.,  Dennen,  K.  O.,  Garza,  D.,  Lohr,  C.  D., Valentine, B. J., Hatcherian, J. J., Enomoto, C. B., &  Dulong,  F.  T.  (2020).  Oil-Source  Rock Correlation  Studies  in  the  Unconventional  Upper Cretaceous  Tuscaloosa  Marine  Shale  (TMS) Petroleum  System,  Mississippi  and  Louisiana,

## TEKNIK, 42 (3), 2021, 270
USA. Journal  of  Petroleum  Science  and Engineering , 190(1), 1-16. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107015
Halim, I., Amir, R. A., Nashir, M., Syafri, I., Ilmi, N. N., &  Raharjo,  W.  B.  (2017).  A  Comprehensive Geochemical  Study  Using  Pyrolysis  Analysis  and Migration Pathway Map  to Evaluate Source Rock Potential  in  Talang  Akar  Formation,  Jambi  Sub- Basin, South Sumatra, Indonesia. In AAPG Annual Convention  and  Exhibition (pp.1-17) . Houstan, USA:  AAPG  Datapages  Search  and  Discovery. https://www.searchanddiscovery.com/pdfz/docum ents/2017/10944halim/ndx_halim.pdf.html.
Hartwig,  A.,  di  Primio,  R.,  Anka,  Z.,  &  Horsfield,  B. (2012). Source Rock Characteristics and Compositional  Kinetic  Models  of  Cretaceous Organic Rich Black Shales Offshore Southwestern Africa. Organic  Geochemistry ,  51(2),  17-34. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2012.07.008 Heriyanto,  N.  (2018).  An  Overview  of  Hydrocarbon Maturity  and  Its  Migration  Aspects  in  Bunyu Island,  Tarakan  Basin.  In Indonesian  Petroleum Association Convention and Exhibition (pp. 1-22) . Jakarta,  Indonesia:  AAPG  Datapages  Search  and Discovery. https://doi.org/10.29118/ipa.1476.44562
Hidayati, S. (2018). Re-Visited Structural Framework of the  Tarakan  Sub-Basin  Northeast  Kalimantan  – Indonesia.  In Indonesian  Petroleum  Convention and  Exhibition (pp.  109-129).  Jakarta,  Indonesia: AAPG Datapages Search and Discovery. https://doi.org/10.29118/ipa.1717.07.g.109
Husein, S. (2017). Lithostratigraphy of Tabul Formation and  Onshore  Geology  of  Nunukan  Island,  North Kalimantan. Journal of Applied Geology , 2(1), 25- 35. https://doi.org/10.22146/jag.30255
Laksono,  F.A.T.,  &  Manullang,  S.F.  (2020).  Analisis
Struktur Geologi Daerah Cinangsi Gandrungmangu  Kabupaten  Cilacap. Media  Bina Ilmiah , 15(4), 4271–4278.
https://doi.org/https://doi.org/10.33758/mbi.v15i4. 776
Laksono, F.A.T., Permanajati, I., & Mualim, R. (2020). Analisis  Kualitas  Air  di  Lahan  Reklamasi Pertambangan Nikel Desa Mohoni, Petasia Timur, Morowali  Utara. Jurnal  Sains  Teknologi  & Lingkungan , 6(1), 96-104.
https://doi.org/10.29303/jstl.v6i1.142
Laksono,  F.A.T.,  Ramadhan,  G.,  Nurmajid,  R.W., Paramita, L.A.G., & Tsai, L.L.Y. (2020). Analisis Zona  Resapan  dan  Keluaran  Air  Tanah  di  Desa Kutayu,  Kabupaten  Brebes. Dinamika  Rekayasa , 16(2), 97-104. https://doi.org/10.20884/1.dr.2020.16.2.321
Laksono,  F.A.T.,  Tsai,  L.L.Y.,  &  Pilarczyk,  J.  (2021).
The  Sedimentological  Record  of  Upper  Holocene Tsunami  Event  in  Fengbin,  Taiwan. Geopersia , 11(1), 169–203.
https://doi.org/10.22059/geope.2020.301603.6485 48
Lentini, M. R. (2018). Aspects of the Neogene Tectonic History and Hydrocarbon Geology of the Tarakan Basin.  In Indonesian  Petroleum  Association Convention and Exhibition (pp. 241-251). Jakarta,
Indonesia: AAPG Datapages Search and Discovery. https://doi.org/10.29118/ipa.1757.241.251
Liu, D., Li, J., Liu, J. qi, & Zhang, L. (2020). Modeling Hydrocarbon  Accumulation  Based  on  Gas  Origin and  Source  Rock  Distribution  in  Paleozoic  Strata of  the  Ordos  Basin,  China. International  Journal
of Coal Geology , 225(1), 1-14.
https://doi.org/10.1016/j.coal.2020.103486
Millayanti,  A.,  Aprianto,  A.  R.,  Fauzan,  R.  F.,  & Anggara,  M.  U.  (2019).  Evaluation  of  Organic Matters,  Hydrocarbon  Potential  and  Thermal Maturity  of  Source  Rocks  Based  on  Geochemical and  Statistical  Methods:  Case  Study  Miocene  of the Seblat and Lemau Formation, Bengkulu Basin.
IOP Conference Series: Earth and Environmental Science 248 012075. https://doi.org/10.1088/1755-1315/248/1/012075
Nainggolan,  T.  B.,  Manai,  M.  N.  I.,  &  Subarsyah,  S. (2018).  Spectral  Decomposition  with  Continuous Wavelet  Transform  for  Hydrocarbon  Zone Detection  of  North  Bali  Waters. Bulletin  of  the
Marine Geology , 33(2), 79-92.
https://doi.org/10.32693/bomg.33.2.2018.556
Nugroho, S. H., Putra, P. S., Yulianto, E., & Noeradi, D. (2018).  Multivariate  Statistical  Analysis  for Characterization of Sedimentary Facies of Tarakan Sub-Basin, North Kalimantan.
Marine
Georesources and Geotechnology , 36(8), 907-917. https://doi.org/10.1080/1064119X.2017.1399178 Ogala, J. E., Kalaitzidis, S., Christanis, K., Omo-Irabor, O. O., Akinmosin, A., Yusuf, C. U., Pasadakis, N., Constantinopoulos,  M.,  &  Papaefthymiou,  H. (2019).  Geochemical  and  Organic  Petrological Study  of  Bituminous  Sediments  from  Dahomey Basin,  SW  Nigeria. Marine  and  Petroleum Geology , 99(1), 577-595.
https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.10.033 Purnama, D. I., Putra, Y. S., Muhardi, M., Hayati, N., & Triwerdhana,  A.  (2020).  Identifikasi  Potensi Batuan  Induk  pada  Formasi  Santul  di  Sub- Cekungan  Tarakan,  Kalimantan  Utara. Prisma Fisika , 8(1), 1-4.
https://doi.org/10.26418/pf.v8i1.39637
Rahmola,  W.  R.  P.  (2018).  The  Organic  Geochemistry of  Oil  Shale :  Potential  Source  Rock  of  Galugur

## TEKNIK, 42 (3), 2021, 271
Unit  in  Kapur  IX  Intramontane  Basin,  West Sumatra.  In Indonesian  Petroleum  Association Convention and Exhibition (pp. 227-247). Jakarta,
Indonesia: AAPG Datapages Search and Discovery. https://doi.org/10.29118/ipa19.sg.227 Rizqi, A. H. F., & Husein, S. (2017). Identifikasi Batuan
Sumber  Hidrokarbon  Formasi  Rambatan  di Daerah Pamulihan, Kecamatan Larangan Kabupaten  Brebes,  Jawa  Tengah.  In Seminar Nasional  Rekayasa  Teknologi  Industri  dan Informasi (pp.  244-250).  Yogyakarta,  Indonesia:
Institut Teknologi Nasional Yogyakarta. https://123dok.com/document/yn4o7pjz- identifikasi-hidrokarbon-formasi-rambatan- pamulihan-kecamatan-larangan-kabupaten.html.
Ronoatmojo,  I.  S.,  &  Burhannudinnur,  M.  (2018). Anisotropic  Properties  Identification  of  Naintupo Formation, Tabul Formation and Tarakan Formation (Tarakan Sub-Basin) Using Anisotropic Parameters  Determination  Method  from  P-Wave Seismic  Diffraction  Function. IOP  Conference Series:  Earth  and  Environmental  Science 212 012075. https://doi.org/10.1088/1755- 1315/212/1/012075
Sha, J., Chen, J., Zhang, B., Chen, P., Zhang, S.,  Zeng, J., Liu, W., Wang, X., Zhang, P., Yao, D., Cao, J., &  Hu,  Y.  (2020).  Geochemistry  of  Source  Rock- Controlled  Late  Triassic  Coal:  an  Example  from the  Dabaoding  Coal  Mine  in  Panzhihua,  Sichuan Province,  Southwestern  China. International Journal of Coal Geology , 221(1), 1-30. https://doi.org/10.1016/j.coal.2020.103431
Słowakiewicz,  M.,  Gluyas,  J.,  Kowalski,  A.,  Edwards, T.,  Słama,  S.,  Mawson,  M.,  Tucker,  M.  E., Scovell,  P.,  &  Polonio,  I.  (2020).  A  New  and Working  Petroleum  Source  Rock  on  the  UK Continental  Shelf  (Upper  Permian,  Offshore Yorkshire). Marine  and  Petroleum  Geology , 121(2), 1-18. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104605 Sokol,  E.,  Kozmenko,  O.,  Smirnov,  S.,  Sokol,  I., Novikova, S., Tomilenko, A., Kokh, S., Ryazanova,  T.,  Reutsky,  V.,  Bul’bak,  T.,  Vapnik, Y., & Deyak, M. (2014). Geochemical Assessment of  Hydrocarbon  Migration  Phenomena:  Case Studies  from  the  South-Western  Margin  of  the Dead Sea Basin. Journal of Asian Earth Sciences , 93(2), 211-228. https://doi.org/10.1016/j.jseaes.2014.07.023
Spacapan, J. B., Palma, J. O., Galland, O., Manceda, R., Rocha,  E.,  D’Odorico,  A.,  &  Leanza,  H.  A. (2018).  Thermal  Impact of  Igneous  Sill- Complexes  on  Organic-Rich  Formations  and Implications for Petroleum Systems: a Case Study in  the  Northern  Neuquén  Basin,  Argentina.
Marine  and  Petroleum  Geology ,  91(1),  519-531. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2018.01.018
Spigolon,  A.  L. D.,  Lewan,  M. D., de Barros Penteado, H. L., Coutinho, L. F. C., & Mendonça Filho, J. G. (2015).  Evaluation  of  the  Petroleum  Composition and  Quality  with  Increasing  Thermal  Maturity  as Simulated  by  Hydrous  Pyrolysis:  a  Case  Study Using  a  Brazilian  Source  Rock  with  Type  I Kerogen. Organic  Geochemistry ,  83(1),  27-53. https://doi.org/10.1016/j.orggeochem.2015.03.001 Subroto, E. A. (2018). Petroleum Geochemistry Study in a  Sequence  Stratigraphic  Framework  in  the Simenggaris Block, Tarakan Basin, East Kalimantan,  Indonesia.  In Indonesian  Petroleum Association  Convention  and  Exhibition (pp.  421- 433). Jakarta, Indonesia: AAPG Datapages Search and Discovery. https://doi.org/10.29118/ipa.673.05.g.159
Sukanta,  U.  (2018).  Understanding  Hydrocarbon- Bearing  Reservoirs  and  Their  Critical  Factors  for Deep  Water  Exploration  in  the  Tarakan  Basin, North  East  Kalimantan,  Indonesia.  In Indonesian Petroleum Association Convention and Exhibition (pp. 155-175). Jakarta, Indonesia: AAPG Datapages Search and Discovery.
https://doi.org/10.29118/ipa.2405.09.g.155
Walters, C. C. (2017). Origin of Petroleum. In Hsu, C.S. (Ed). Springer Handbook of Petroleum Technology (pp.  359-379).  New  York:  Springer Publishing  Company.  https://doi.org/10.1007/978- 3-319-49347-3_10
Wang, G. C., Sun, M. Z., Gao, S. F., & Tang, L. (2018). The  Origin,  Type  and  Hydrocarbon  Generation Potential  of  Organic  Matter  in  a  Marine- Continental  Transitional  Facies  Shale  Succession (Qaidam Basin, China). Scientific Reports , 8(1), 1- 15. https://doi.org/10.1038/s41598-018-25051-1
Wang,  P.  C.,  Li,  S.  Z.,  Guo,  L.  L.,  Jiang,  S.  H., Somerville, I. D., Zhao, S. J., Zhu, B. D., Chen, J., Dai,  L.  M.,  Suo,  Y.  H.,  &  Han,  B.  (2016). Mesozoic  and  Cenozoic  Accretionary  Orogenic Processes  in  Borneo  and  Their  Mechanisms.
Geological Journal , 51(1), 464-489.
https://doi.org/10.1002/gj.2835
Wicaksana,  H.I.,  Laksono,  F.A.T.,  &  Alam,  A.R. (2018).  The  Problematical  Solution  of  Shale  Gas Explitation  as  Alternative  Energy  for  National Independent Oil and Gas. In Indonesian Petroleum Association  Convention  and  Exhibition (pp.  30- 38).  Jakarta,  Indonesia:  AAPG  Datapages  Search and Discovery. https://doi.org/10.29118/ipa.0.13.se.030
Widagdo,  A.,  Purwasatriya,  E.B.,  Laksono,  F.A.T.,  & Waluyo,  S.  (2021).  Posisi  Artefak  Batuan  pada Teras  Sungai  Klawing  di  Daerah  Bobotsari,
Kabupaten Purbalingga, Jawa Tengah. Media Bina Ilmiah , 15(7), 4861–4866.
https://doi.org/10.33758/mbi.v15i7.953
Widjaja,  P.  H.,  &  Noeradi,  D.  (2016).  3D  Properties Modeling  to  Support  Reservoir  Characteristics  of W-ITB Field in Madura Strait Area. Bulletin of the Marine Geology , 25(2), 77-88.
https://doi.org/10.32693/bomg.25.2.2010.27 Wijaya, P. H., Noeradi, D., Permadi, A. K., Usman, U., &  Djaja,  A.  W.  (2012).  Oil  and  Gas  Potential  on the Basis of Wells and Seismic Profiles Integration in  Offshore  Area  of  Tarakan  Basin,  East Kalimantan. Jurnal Geologi Kelautan , 10(3), 117- 132. http://dx.doi.org/10.32693/jgk.10.3.2012.221 Winegardner,  D.  L.,  &  Testa,  S.  M.  (2020). Hydrocarbon Chemistry in Restoration of Contaminated Aquifers (p. 42). Boca Raton: CRC Press. https://doi.org/10.1201/9781420033014-6
Xiao, H., Li, M., Liu, J., Mao, F., Cheng, D., & Yang, Z.
(2019).  Oil-Oil  and  Oil-Source  Rock  Correlations in  the  Muglad  Basin,  Sudan  and  South  Sudan: New  Insights  from  Molecular  Markers  Analyses. Marine and Petroleum Geology , 103(1), 351-365. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2019.03.004
Xue,  C.,  Wu,  J.,  Zhong,  J.,  Zhang,  S.,  Zhang,  B.,  Hao, B.,  &  Wang,  D.  (2019).  Characteristics  of  the Marine-Terrigenous  Interdepositional  Shale:  a Case Study of Taiyuan Formation in Linxing Area of  Ordos  Basin. Advances  in  Geo-Energy Research,
2(1), 72-85. https://doi.org/ 10.26804/ager.2018.01.07
Yang, Z., & Zou, C. (2019). Exploring Petroleum Inside Source  Kitchen:  Connotation  and  Prospects  of Source  Rock  Oil  and  Gas. Petroleum  Exploration and Development , 46(1), 181-193. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(19)30018-7