## POTENSI GAS BIOGENIK DAN TERMOGENIK DI WILAYAH EKSPLORASI CEKUNGAN KUTAI BAGIAN SELATAN, LEPAS PANTAI KALIMANTAN TIMUR
YUDHI ARTHA 1 , EDDY. A. SUBROTO 2
1. PT. Saka Energi Indonesia, Menara Energi Lt 12, Jakarta, Email: yudhiarta@gmail.com
2. Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia.
Sari –  Cekungan  Kutai  bagian  selatan  saat  ini  masih  lebih  sedikit  dieksplorasi  dibandingkan  dengan  wilayah Mahakam dan lainnya yang berada di bagian utara dari cekungan ini. Penelitian ini berfokus untuk mengetahui potensi batuan induk aktif yang dapat menghasilkan hidrokarbon dan besar volume yang dapat dihasilkan, serta migrasinya yang dapat mendorong kembali kegiatan eksplorasi pada wilayah ini. Metode dari penelitian ini melakukan evaluasi geokimia  sebagai  penapisan  dari  batuan  induk  yang  berpotensi  untuk  menghasilkan  hidrokarbon  biogenik  dan termogenik. Pirolisis Rock-Eval, analisis biomarker berupa gas kromatografi – spektrometri massa (GC-MS) yang dievaluasi  dari  sembilan  sumur  eksplorasi  digunakan  untuk  menentukan  kuantitas,  kualitas,  kematangan  dan lingkungan  pengendapan  material  organik.  Pemodelan  cekungan  secara  1D  dan  3D  dengan  menggunakan  hasil evaluasi geokimia dan geologi, untuk menentukan adanya akumulasi dan jejak hidrokarbon termogenik di sekitar wilayah penelitian melalui analisis migrasi. Analisis isotop, gradien termal dan laju sedimentasi digunakan untuk menentukan lingkungan dan pola aktivitas mikroorganisme anaerob dalam pembentukan gas biogenik, serta analisis geofisika  meliputi  interpretasi  dan  pemetaan  struktur  bawah  permukaan  menggunakan  seismik  2D  dan  3D  serta menentukan distribusi  dari potensi batuan induk  dan  sejarah  migrasinya.  Data  geokimia  dan  isotop  menunjukkan bahwa  gas  biogenik  terbentuk  dari  Miosen  Akhir  sampai  sekarang,  kuantitas  material  organik  endapan  dari  yang sedang  hingga  baik  sekali  (0.51  -  7.31  %  berat  karbon  organik  total  (TOC))  merepresentasikan  aktivitas mikroorganisme  dengan  laju  sedimentasi  yang  cukup  tinggi  rata-rata  6,2  x  10 7 ton/tahun.  Gas  termogenik, bagaimanapun diharapkan dari lapisan Oligosen Akhir hingga Miosen Awal dari sedimen setelah lisu disepanjang Cekungan  Kutai.  Hasil  analisis  menunjukkan  bahwa  gas  dihasilkan  sebesar  135,85  triliun  kaki  kubik  untuk termogenik, dan 5,67 triliun kaki kubik untuk biogenik.
Kata kunci : Cekungan Kutai, TOC, gas termogenik, gas biogenik.
Abstract - Kutai Basin is currently less explored than the Mahakam area and others in the northern part of this Basin. Therefore, this research focuses on knowing the potential of active source rock that can produce hydrocarbons and the volume that can be produced and its migration that can encourage exploration activities in this area. The method of this research is to conduct a geochemical evaluation as a screening of source rock which has the potential to generate  biogenic  and  thermogenic  hydrocarbons.  Rock-Eval  Pyrolysis,  biomarker  analysis  in  the  form  of  Gas Chromatography-Mass  Spectrometry  (GC-MS)  evaluated  from  eight  exploration  wells  was  used  to  determine  the quantity,  quality,  maturity  and  environment  of  organic  material  deposition.  1D  and  3D  basin  modelling  using geochemical  and  geological  evaluations  to  determine  the  presence  of  thermogenic  hydrocarbon  shows  and accumulations  around  the  study  area  through  migration  analysis.  Isotope  analysis,  thermal  gradient  and sedimentation velocity are used to determine the environment and activity of anaerobic microorganisms in generating of biogenic gases as well as geophysical analysis including interpretation and mapping of subsurface structures using 2D and 3D seismic and determining the distribution of potential source rock and its migration history. Geochemical data indicates that biogenic gas have been generated from within Late Miocene until recent, sedimentary section where quantity of organic matter fair to excellent (0.51 – 7.31 %wt total organic carbon (TOC)) which represent the results of micro-organism activities where sedimentation rates avg 6,2 x 107 ton/year. Thermogenic gas; however, is expected from Late Oligocene to Early Miocene series of post rift sediment throughout the Kutai Basin. The results of the analysis show that the gas produced is 135.85 tcf feet for thermogenic, and 5.67 tcf.
Key words : Kutai Basin, TOC, thermogenic gas, biogenic gas.

## 1.  PENDAHULUAN
Pertumbuhan  industri  yang  pesat  saat  ini memberikan  dampak  semakin  meningkatnya kebutuhan  akan  minyak  dan  gas  bumi, sehingga berdampak pada kegiatan eksplorasi yang  semakin  intensif.  Kegiatan  eksplorasi ditujukan  untuk  memperoleh  cadangan

## BULLETIN OF
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB) Institut Teknologi Bandung (ITB)
hidrokarbon  baru  meliputi  evaluasi  batuan induk,  migrasi  hidrokarbon,  reservoir  dan pemerangkapan hidrokarbon. Berbagai metode dan  teknik  eksplorasi  dikembangkan  untuk mencari  cadangan  hidrokarbon  yang  baru maupun  mengoptimalkan  penemuan  yang sudah  ada.  Sejalan  dengan  upaya  tersebut, optimalisasi studi tentang proses pembentukan hidrokarbon  tidak  hanya  dilakukan  pada daerah frontier saja,  melainkan  juga  pada daerah  yang  sudah  tergolong  matang  untuk mencari berbagai alternatif prospek eksplorasi lainnya.
Menurut  Priyono  (2007),  Indonesia  memiliki lebih dari enam puluh cekungan sedimen yang ada di lepas pantai maupun di darat, dan enam belas cekungan di antaranya telah berproduksi. Cekungan–cekungan  ini  berdasarkan  per sebarannya  dibagi  menjadi  dua  bagian,  yaitu bagian  barat  dan  bagian  timur.  Bagian  timur memiliki  sekitar  38  cekungan  sedimen  yang masih berada pada tahap operasi dan eksplorasi, sedangkan  bagian  barat  memiliki  sekitar  22 cekungan  yang  telah  berproduksi.  Salah  satu cekungan  sedimen  penghasil  minyak  dan  gas bumi  yang  telah  berproduksi  di  Kalimantan hingga  saat  ini  adalah  Cekungan  Kutai, Kalimantan Timur.
Cekungan Kutai merupakan cekungan Tersier yang  telah  terbentuk  setidaknya  pada pertengahan  Eosen  yang  terbuka  di  bagian timur garis pantai Kalimantan Timur saat ini. Penelitian  dilakukan  di  bagian  selatan cekungan ini yang saat ini masih lebih sedikit dieksplorasi  dibandingkan  dengan  wilayah Mahakam  dan  lainnya  yang  berada  di  bagian utara dari cekungan ini.
Akumulasi  hidrokarbon  terbaru  ditemukan pada  tahun  2014  melalui  sumur  GL-04, kedalaman total 9.678 kaki (2.949 meter), yang ditemukan pada Formasi Sepinggan. Pada saat ini  wilayah  ini  terdapat  satu  lapangan, lapangan  GL-04,  yang  menghasilkan  gas dengan cadangan sebesar 500 miliar kaki kubik dari  Formasi  Sepinggan.  Setelah  penemuan lapangan  tersebut,  hingga  kini  belum ditemukan  lagi  akumulasi  hidrokarbon  pada wilayah  tersebut.  Analisis  batuan  induk  aktif
yang  dapat  menghasilkan  hidrokarbon  dan perhitungan  volume  yang  dihasilkan  akan mendorong  kembali  kegiatan  eksplorasi  pada wilayah ini.
Penelitian  ini  berkonsentrasi  pada  penentuan potensi hingga kematangan batuan induk serta volume dari hidrokarbon yang dihasilkan pada umur  Oligosen  Akhir  hingga  Miosen  Awal untuk  gas  termogenik,  dan  menentukan lingkungan  serta  pola  aktivitas  mikro- organisme  anaerob  dalam  pembentukan  gas biogenik pada interval Pliosen sampai kepada perhitungan  gas  yang  dapat  dihasilkan.  Data sumur  pengeboran  dan  seismik  2D  dan  3D dimanfaatkan  untuk  menentukan  persebaran dari batuan induk yang berpotensi serta sejarah migrasinya.
Secara administratif daerah penelitian terletak di  Selat  Makassar,  terletak  sekitar  40  km  di timur  lepas  pantai  Balikpapan,  Provinsi Kalimantan  Timur (Gambar  1) .  Kedalaman laut sekitar 20 sampai 50 meter. Potensi alam dan  posisinya  yang  dekat  dengan  Balikpapan menjadikan  daerah  ini  mempunyai  nilai ekonomi yang tinggi.
Gambar 1. Lokasi daerah penelitian.
Batuan  induk  di  wilayah  penelitian  ini  terdiri dari lapisan umur Oligosen Akhir dan Miosen Awal  berupa  fasies  batupasir  berselingan dengan  serpih,  mengandung  material  organik laut  dalam  yang  terdiri  atas  lapisan  fragmen- fragmen  batubara  yang  dominan,  serpihan kayu,  resinit,  dan  serpihan  organik  lainnya.
Laminasi  batubara  menunjukkan  struktur kutikula  dari  fragmen-fragmen  daun  yang dibawa  melalui  arus  turbidit  sampai  ke  laut dalam  pada  saat lowstand .  Lapisan  batuan induk aktif ini memiliki ketebalan sekitar 4.000 kaki  (1.219  meter)  dengan  kekayaan  material organik sedang hingga baik (rata-rata 1,76%), dan cenderung gas prone (kerogen tipe III).

## 2. DATA DAN METODOLOGI
Penelitian  diawali  dengan  melakukan  peren canaan  dan  studi  pustaka  mengenai  daerah penelitian,  kemudian  dilanjutkan  dengan pengumpulan  data,  baik  data  primer  maupun data sekunder. Penentuan data yang digunakan dimulai  dengan  memilih  sumur-sumur  yang menembus  lapisan  yang  diperkirakan  sebagai batuan  induk  dengan  menggunakan  data  log listrik, serbuk bor dan data inti batuan.
Data  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini terdiri atas:
1. Data  sumur  berupa  deskripsi  serbuk  bor, sampel  batuan  inti,  kromatografi  gas,  log listrik  ( caliper ,  sinar  gama,  tahanan  jenis, sonik,  berat  jenis, neutron dan checkshot ) dari sembilan sumur eksplorasi.
2. Data  analisis  geokimia  berupa  kekayaan material organik (karbon organik total dari sembilan sumur), pirolisis Rock-Eval (tujuh sumur),  reflektansi  vitrinit  (sembilan sumur), deskripsi litologi (sembilan sumur), GC-MS (satu sumur) dan hasil laboratorium untuk tipe kerogen (dua sumur).
3. Enam  puluh  tiga  lintasan  seismik  2D terproses dengan total panjang 1.841,36 km dan  satu  survei  seismik  3D  dengan  luas 544,91 km 2 .
Tahap  selanjutnya  berupa  pengolahan  dan analisis  data  dilakukan  berdasarkan  referensi yang  ada  dan  dikontrol  dengan  geologi regional  serta  laporan-laporan  sebelumnya. Analisis  geokimia  dilakukan  untuk  meng identifikasi  kuantitas,  kualitas,  tingkat  kema tangan serta asal material organik dari batuan induk.  Penentuan  asal  atau  lingkungan  peng endapan  dari  material  organik  batuan  induk menggunakan  dua  pendekatan  analisis  bio marker  yaitu  analisis  data  alkana  normal  dan isoprenoid  dari  kromatografi  gas  (GC)  dan
analisis  data  sterana  dan  triterpana  dari kromatografi  gas-spektrometri  massa  (GC- MS) serta data isotop karbon stabil. Setelah itu integrasi dari keseluruhan analisis ini (geologi dan  geofisika)  digunakan  untuk  pemodelan cekungan  1D  dan  3D  dan  sejarah  pemen damannya  untuk  mengetahui  waktu (timing) dari hidrokarbon terekspulsi dan pola migrasi.
Penentuan  volume  hidrokarbon  dari  batuan induk  aktif  dengan  menggunakan  metode Waples  (1985).  Beberapa  tahapan  yang  di gunakan  dalam  menghitung  volume  hidro karbon  yaitu  menentukan  distribusi  batuan induk  sehingga  dapat  ditentukan  volume batuan induk, berat total material organik yang terkandung  dalam  batuan  induk,  koefisien densitas  batuan  induk,  fraksi  gas  dan  indeks hidrogen. Perkalian data dari tahapan tersebut akan  menghasilkan  berat  total  hidrokarbon yang dapat dihasilkan oleh batuan induk aktif, tentunya  dikontrol  oleh  rasio  volume  serpih yang  potensial  dan  rasio  transformasi hidrokarbon  yang  dihasilkan  dari  pemodelan cekungan  untuk  hidrokarbon  yang  efektif terekspulsi.
Potensi  gas  biogenik  dianalisis  dengan menggunakan  fungsi  gradien  termal  dan kecepatan  sedimentasi.  Jendela  gas  biogenik (Gambar  2) dapat  dihitung  dengan  meng kalikan  fungsi  laju  sedimentasi  (meter/juta tahun)  dengan  gradien  termal  ( 0 C/kilometer) untuk menghitung heating rate ( 0 C/juta tahun) yang  ditunjukkan  pada.  Gas  biogenik  yang terbentuk  dari  proses  metanogenesis  terjadi pada  suhu  rendah  yaitu  di  bawah  80 0 C. Rentang  suhu  ini  sangat  baik  untuk  bakteri anoksik  hidup  dan  beraktivitas.  Nilai  TOC yang lebih besar dari 1% wt dan berada pada lingkup zona jendela gas biogenik berdasarkan perkalian  fungsi  tersebut,  digunakan  dalam menghitung potensi gas yang dapat dihasilkan dengan  menggunakan  diagram “maximum methane yield” dari konsep yang diusung oleh Clayton  (1992)  yang  ditunjukkan  pada Gambar 3 .
Gambar  2. Jendela  gas  biogenik  (Clayton,
1992).
Gambar  3. Diagram  fungsi  maksimum  gas biogenik yang dihasilkan terhadap  volume  batuan  induk (Clayton, 1992).
Tahapan  dari  alir  kerja  untuk  analisis  potensi dari gas termogenik dan biogenik diurai secara terperinci dan ditunjukkan pada Gambar 4 .

## 3. ANALISIS DATA
Analisis  geokimia  dilakukan  pada  sembilan sumur  untuk  mengidentifikasi  potensi  batuan induk di wilayah penelitian. Lapisan dari umur Oligosen  hingga  Pliosen  menunjukkan umumnya memiliki kekayaan material organik yang cukup baik, rata – rata di atas 1%. Potensi yang dihasilkan bila dilihat dari data pirolisis Rock-Eval  untuk  Potential  Yields  (S 1 +S 2 ) menunjukkan  rata-rata  lebih  dari  5  mgHC/g. Hal  ini  dapat  dilihat  pada Gambar  5 dan Gambar 6 .
Gambar 4. Alur kerja yang digunakan dalam penelitian  untuk  analisis  (A) potensi  gas  termogenik  dan  (B) gas biogenik.
Gambar 5. Diagram potensi kekayaan dan tipe batuan  induk  (plot  antara  kurva TOC terhadap HI).
Gambar  6. Diagram  potensi  kekayaan  dan potensi  hidrokarbon  yang  dapat dihasilkan.
Dari diagram kurva silang antara TOC dan HI menunjukkan  rentang  kandungan  material organik antara 0.2% - 20% dengan kekayaan yang  sedang  hingga  baik  sekali.  Serpih batubaraan  yang  ditemukan  memiliki  tingkat karbon  organik  lebih  dari  50%.  Tipe  kerogen cenderung gas (tipe III) ditunjukkan dari nilai indeks  hidrogen  rata  –  rata  di  bawah  200 mgHC/g TOC.
Hasil  laboratorium  berupa  tipe  kerogen (Kerogen Composition / TAI) pada sumur GL- 05  mengindikasikan  fasies  yang  berpotensi menghasilkan  gas  ( gas  prone )  pada  delapan sampel serbuk bor (interval kedalaman 940 – 2.708  meter)  dari  Miosen  Tengah  sampai Akhir.  Komposisi  dari  material  organik dominan  mengandung  vitrinit  dan  inertinit.
Sementara pada sumur GL-06 mengindikasikan  fasies  yang  berpotensi menghasilkan  gas (gas  prone) pada  sembilan sampel serbuk bor (interval kedalaman 125 – 2.907  meter)  dari  Oligosen  Akhir  hingga sekarang  dengan  sedikit  kerogen  tipe  minyak (oil  prone) yang  tergabung.  Komposisi  dari material  organik  dominan non-fluorescent amorphous  debris (NFA)  atau  komponen tumbuhan  tingkat  tinggi  dengan  relatif oil prone  kerogen (OPK)  yang  sangat  kecil mengandung (kutikula, serbuk sari, spora, resin, dan lainnya), dan fluorescene amorphous (alga dan tumbuhan tingkat rendah lainnya).
Hampir dari semua sampel dapat dikategorikan sebagai  batuan  induk  yang  berpotensi  baik terhadap kekayaan dan kemampuannya untuk menghasilkan  hidrokarbon,  dengan  indikasi terhadap sumur-sumur dibawah ini:
1. Lapisan  Miosen  Akhir  di  sumur  GL-05 pada interval 940 - 1.940 meter dan sumur GL-02 pada interval 1.940 - 2.865 meter, 2. Lapisan  Miosen  Tengah  di  sumur  GL-05 pada  interval  1.960 - 2.708  meter,  sumur GL-04  pada  kedalaman  di  bawah  2.447 kaki dan sumur GL-02 pada interval 2.874
- 3.090 meter,
3. Lapisan  Miosen  Awal  di  sumur  GL-03 pada  interval  1.840 - 2.770  meter,  sumur GL-01 pada interval 2.356 – 2.685 meter,
4. Lapisan  Oligosen  Akhir  di  sumur  GL-03 pada  interval  2.785  –  3.455  meter  dan sumur GL-01 pada interval 2.705 – 3.375 meter.
Hasil  evaluasi  pada Gambar  7 di  atas menunjukkan  bahwa  potensi  batuan  induk yang  didapat  dari  sumur-sumur  di  wilayah penelitian dapat dianalisis sebagai berikut:
- Potensi  batuan  induk  pada  wilayah penelitian  ditemukan  pada  setiap  lapisan yang ada di sumur. Berdasarkan nilai rata- rata  Indeks  Hidrogen  dengan  nilai  tidak lebih  dari  200  mgHC/g  TOC  dapat dikategorikan  kapabilitas  daerah  ini umumnya cenderung menghasilkan gas.
- Seluruh  lapisan  menunjukkan  umumnya memiliki  kekayaan  material  organik  yang baik dengan nilai TOC rata-rata sebesar 1%
TOC  dan potential  yields (S 1 +S 2
berdasarkan analisis Rock-Eval) menunjukkan angka rata - rata lebih dari 2 mg/g batuan.
- Parameter kematangan untuk batuan induk yang  efektif  ditentukan  oleh  data reflektansi  vitrinit  (di  atas  0,5%  Ro)  dan didukung dengan nilai Tmax di atas 435 0 C, sehingga  dapat  ditentukan  bahwa  lapisan batuan  induk  pada  interval  Miosen  Akhir dan  Tengah  menunjukkan  nilai  yang konsisten  untuk Tmax dan  Ro  bahwa kondisi  kematangannya  masuk  pada rentang  belum  matang (immature) hingga agak  matang (marginally  mature) ,  dan pada  lapisan  Miosen  Akhir  menunjukkan bahwa kondisi kematangannya masuk pada rentang  agak  matang (marginal  mature) hingga awal matang (early mature).
Gambar 7. Diagram plot kurva silang antara Indeks Hidrogen dan Tmax untuk menentukan kematangan dan tipe dari batuan induk.
Berdasarkan  Huang  dan  Menschein  (1979) menggunakan komposisi sterana C 27 , C 28 dan C 29 untuk mendapatkan informasi paleoekologi. Hasil  plot  dari  diagram  segitiga  komposisi sterana  menunjukkan  bahwa  batuan  induk Miosen  Tengah  dan  Awal  berasal  dari lingkungan  pengendapan  darat (terrestrial) . Hal tersebut ditunjukkan dengan melimpahnya material  sterana  C 29 yang  diperkirakan  akibat adanya material organik dari lingkungan darat dengan  pengaruh  tumbuhan  tingkat  tinggi (higher plants) dapat dilihat pada Gambar 8 .
Gambar  8. Interpretasi  lingkungan  peng- endapan  batuan  induk  Miosen Awal  dan  Tengah  dengan diagram segitiga sterana (Huang dan Menschein, 1979).

## Sejarah Pemendaman
Sejarah  pemendaman  dapat  membantu pemahaman  tentang  evolusi  dari  suatu cekungan  karena  memberikan  gambaran kecepatan  penurunan  dan  sedimentasi  dari waktu ke waktu.
Pemodelan  sejarah  pemendaman  dari  sumur GL-04  menggunakan  parameter  dari  analisis geologi termasuk umur tiap interval, ketebalan, komposisi  litologi  dan  data  geokimia  sebagai masukan. Komposisi litologi dibuat
berdasarkan  hasil  perhitungan  persentase litologi tiap umur. Pada model sumur GL-04, data geokimia yang digunakan sebagai properti batuan induk dengan besar TOC senilai 1,76% berdasarkan jumlah rata-rata material organik dan  nilai  Indeks  Hidrogen  sebesar  200 mgHC/TOC, tergolong kerogen tipe III.
Model  sejarah  pemendaman  Sumur  GL-04 ditumpangkan  dengan  model  reflektansi vitrinit untuk memberikan sejarang pematangan batuan induk dari waktu ke waktu (Gambar  9) .  Model  ini  menunjukkan  bahwa awal dari pengendapan di area penelitian mulai pada  49  juta  tahun  lalu  (Satyana  dkk.,  1999) dan lapisan awal sedimen ini berakhir pada 23 juta  tahun  lalu.  Pada  periode  ini  intensitas pengisian  sedimen  singkat,  dalam  arti  bahwa pengisian  cekungan  berhubungan  dengan pergerakan  sesar  utama  dari  pembentukan terban. Sedimentasi berlanjut dengan intensitas relatif  menurun  hingga  18  juta  tahun  lalu,
kemudian  pemendaman  berlanjut  cepat  pada saat tektonik terjadi, dan proses kompresi tetap terjadi hingga saat ini. Lapisan kedua (umur 23 juta tahun lalu) ini mulai masuk pada jendela pembentukan  minyak  pada  pertengahan Miosen,  kemudian  masuk  pada  jendela pembentukan gas pada umur 1,6 juta tahun lalu sebelum sekarang. Lapisan ketiga mulai masuk jendela minyak pada pertengahan hingga awal Miosen  dan  berlangsung  hingga  sekarang. Model  sejarah  pemendaman  ini  yang ditumpangi  dengan  data  Ro  juga  diproses untuk  sumur  bayangan (pseudo) yang diposisikan di area sekitar dapur.
Gambar 9. Model sejarah pemendaman sumur GL-04 (atas) dan sumur bayangan (bawah)  dengan  ditumpangi  data reflektansi vitrinit.
Model sejarah pemendaman sumur GL-04 juga ditumpangkan  dengan  data  rasio  transformasi dari  kerogen  untuk  memberikan  transformasi dari  kerogen  dari  waktu  ke  waktu (Gambar 10) . Model menunjukkan bahwa kerogen mulai berubah  menjadi  bitumen  pada  akhir  Eosen, kemudian  berlanjut  hingga  awal  Oligosen dengan  rasio  sekitar  80%  yang  terubah. Perubahan kerogen berlanjut dari 80 – 90% di Miosen  Tengah.  Mulai  dari  Miosen  Tengah
hingga sekarang kerogen telah terubah hingga 100% menjadi bitumen.
Gambar 10. Model sejarah pemendaman pada sumur  GL-04  (atas)  dan  sumur bayangan (bawah) yang ditumpangi data rasio transformasi kerogen.

## Analisis Potensi Gas Biogenik
Cekungan  Kutai  memiliki  peranan  penting sebagai  penghasil  hidrokarbon,  beberapa  di antaranya telah menjadi lapangan minyak dan gas  yang  komersial.  Pada  umumnya  litologi pada  bagian  dangkal (shallow) atau  lapisan umur  Miosen  Akhir  hingga  Pleistosen, tersusun  oleh  perselingan  dari  batupasir  dan batulempung /batulanau/serpih dengan sisipan batubara dan batugamping. Kasus gas dangkal (shallow  gas) terjadi  pada  fase  atas  (20 - 50 meter  bawah  dasar  laut)  saat  aktivitas pengeboran  yang  merupakan  gas  biogenik (Yuniardi  dkk.,  2015).  Studi  telah  banyak dilakukan untuk mengetahui batas kandungan dan penyebarannya. Saat ini gas biogenik telah menjadi  target  komersial  dalam  menunjang peningkatan produksi gas untuk dalam negeri, sehingga  analisis  ini  berfokus  pada  gas biogenik  yang  dihasilkan  melalui  proses mikrobial pada zona dangkal.
Metode yang digunakan untuk analisis potensi gas biogenik pada wilayah penelitian ini mulai dari  analisis  persebaran  material  organik karbon,  laju  sedimentasi,  gradien  termal,  laju pemanasan (heating  rate) hingga  pemetaan wilayah yang potensial penghasil gas biogenik.
Analisis litofasies dilakukan
dengan menggunakan  data  serbukbor  yang  diambil dari  sumur  GL-08  pada  interval  Pliosen  – Pleistosen.  Pola  pengendapan  terdiri  dari perselingan batulempung, batugamping, batupasir  dan  batulanau  dengan  sisipan batubara yang memiliki karakteristik endapan yang belum terkompaksi. Karakter foraminifera planktonik dan bentonik menunjukkan  lingkungan  laut  lepas (middle sublittoral) dengan  hadirnya Ammonia,
Calcarina,
Elphidium,
Pseudorotalia , termasuk bentonik besar seperti Amphistegina, Operculina dan Peneroplis .
Kandungan  material  organik  pada  lapisan interval Pliosen – Pleistosen ini berkisar 0,75 – 1,83%  yang  secara  umum  termasuk  kategori batuan induk yang baik. Analisis tipe kerogen dari  interval  ini  ditentukan  berdasarkan  nilai Indeks Hidrogen berkisar 7 – 46 mgHC/g TOC yang  menunjukkan  tipe  kerogen  III.  Serpih interval lapisan ini dalam tahap belum matang dinilai dari nilai Ro 0,31% dan Tmax berkisar antara 405 – 409 0 C.
Fungsi dari laju sedimentasi dan gradien termal merupakan komponen utama dalam menentukan laju pemanasan yang efisien untuk proses methanogenesis dari aktivitas mikroba. Gas  biogenik  terbentuk  pada  temperatur  di bawah  80  derajat  celcius  atau heating  rate antara  7  derajat/juta  tahun  dan  dengan  18 derajat/juta  tahun.  Pengolahan  data  untuk menentukan  laju  sedimentasi  dan  gradien termal  pada  wilayah  penelitian  menggunakan delapan sumur yang ditunjukkan pada Tabel 1 .
Sumur  GL-08  menunjukkan  laju  pemanasan yang baik dibandingkan dengan sumur lainnya. Hal ini menunjukkan bahwa laju sedimen yang cepat  ditandai  dengan  penebalan  yang diakibatkan  oleh  tektonik  pada  saat  Oligosen Akhir  di  sumur  GL-08  yang  lebih  dalam,
menyebabkan  preservasi  mikroba  dalam pembentukan  gas (methanogenesis) menjadi lebih  efisien.  Gradien  termal  di  daerah penelitian cukup baik, berada pada rentang 25 hingga 45 0 C.
Tabel 1. Laju sedimentasi dan gradien termal untuk  delapan  sumur  di  daerah penelitian.
Sampel iso-tube yang  didapatkan  dari  data sumur  GL-08  menunjukkan  komposisi  CH 4 yang tinggi hingga 99% dengan nilai isotop gas ( d 13 C) yang sangat ringan rentang -62 hingga - 65  permil  yang  menunjukkan  gas  biogenik. Nilai  isotop  gas  hanya  terdiri  dari  CH 4 yang dominan dan C 2 H 6 dalam jumlah yang sangat kecil menginterpretasikan tipe gas merupakan biogenik  murni  dan  bukan  golongan termogenik (wet gas) .
Klasifikasi  hidrokarbon  untuk  gas  biogenik berdasarkan  lingkungan  pengendapannya dapat  menggunakan  diagram  klasifikasi genetik  dari  gas  hidrokarbon  yang  diusulkan oleh  Schoell  (1983)  yang  ditunjukkan  pada Gambar  11 .  Hasil  plot  untuk  data  isotop sumur  GL-08  dan  GL-04  menunjukkan lingkungan  laut  atau  gas  biogenik  yang tergenerasi dari proses reduksi CO 2 .
Gambar 11. Diagram klasifikasi genetik dari hidrokarbon gas (Schoell, 1983).
Hasil  dari  nilai  laju  sedimentasi  dan  gradien termal  dapat  dipetakan  sehingga  dapat dianalisis  area  yang  berpotensi  untuk membentuk  gas  biogenik  berdasarkan  nilai heating  rate pada  wilayah  penelitian,  yang ditunjukkan pada Gambar 12 dan Gambar 13 .
Gambar 12. Peta laju sedimentasi (atas) dan gradien  termal  (bawah)  pada wilayah penelitian.
Berdasarkan  nilai heating  rate yang  tinggi (area hijau) menunjukkan area tersebut sangat besar kemungkinan berpotensi untuk menghasil gas biogenik karena didukung oleh ekosistem yang baik untuk kehidupan mikroba. Selain  itu  lapisan  tudung  yang  tebal  menjaga gas yang dihasilkan dari proses metanogenesis akan terpreservasi dengan baik.
Gambar 13. Klasifikasi area yang berpotensi menghasilkan  gas  biogenik berdasarkan  nilai  heating  rate (Scheneider, 2016).

## 4. ESTIMASI VOLUME HIDROKARBON
Hasil  dari  pemodelan  sejarah  pemendaman satu  dimensi  dari  sumur  GL-04  digunakan sebagai  informasi  untuk  membuat  model cekungan  3D  berdasarkan  reflektansi  vitrinit, temperatur,  dan  parameter  data  geokimia. Berdasarkan  model  ini  maka  sejarah pemendaman,  kematangan,  pembentukan hidrokarbon  dan  waktu  ekspulsi  untuk  tiap interval dapat diketahui.
Peta  kematangan  yang  dibuat  pada  interval Oligosen  Akhir  dan  Miosen  Awal  yang umumnya  diketahui  berpotensi  di  Cekungan Kutai.  Menurut  Magon  dan  Dow  (1997) jendela  pembentukan  minyak  pada  Ro  0,6%, dan 0,8% pada gas. Pada penelitian ini Ro 0,6% setara dengan temperatur 104 0 C dan 0,8% pada temperatur  134 0 C.  Pada  interval  Oligosen Akhir  menunjukkan  bahwa  90%  area penelitian mengalami rentang kematangan dari awal  matang (early  mature) kearah  darat hingga  terlalu  matang (over  mature) ke  arah cekungan (Gambar 14) .
Nilai  kematangan  berdasarkan  temperatur memiliki  tren  yang  sama  dengan  nilai kematangan  berdasarkan  Ro.  Kematangan pada  interval  Miosen  Awal  memiliki  rentang kematangan  dari  awal  matang (early  mature) hingga lewat matang (late mature) ditunjukkan pada Gambar 15 .
Gambar  14. (a)  Peta  kematangan  interval berdasarkan  Ro,  (b)  Peta kematangan berdasarkan temperatur,  dan  (c)  Peta  3D kematangan  terhadap  struktur kedalaman pada interval Oligosen Akhir. Gambar  15. (a)  Peta  kematangan  interval berdasarkan  Ro,  (b)  Peta kematangan berdasarkan temperatur,  dan  (c)  Peta  3D kematangan  terhadap  struktur kedalaman pada interval Miosen Awal.

## Ekspulsi dan Rasio Transformasi
Pemetaan ekspulsi pada saat ini untuk interval Oligosen  Akhir  menggunakan  beberapa parameter geokimia diantaranya TOC dan HI. Peta ekspulsi ini menggunakan satu nilai yang diambil  dari  nilai  rata-rata  untuk  interval tersebut dengan TOC 1.46% dan HI senilai 113 mgHC/g  TOC. Gambar  16 menunjukkan bahwa  tidak  ada  minyak  yang  tergenerasi  di wilayah  penelitian  ini  disebabkan  oleh  tipe kerogen  batuan  induk  yang  cenderung  gas. Garis  batas  merah  pada  peta  ekspulsi  gas menunjukkan  area  yang  mampu  mengekspel 0,01 bcf/km 2 gas. Nilai ini digunakan sebagai angka  terkecil  untuk  mengidentifikasi  dan digunakan untuk menentukan area dapur. Garis batas merah tersebut ditumpangkan pada peta rasio  transformasi  menunjukkan  bahwa  gas terekspulsi sekitar TR = 0,6.
Gambar  16. (a)  Peta  ekspulsi  gas,  (b)  Rasio transformasi pada interval
Oligosen Akhir.
Ekspulsi  yang  terjadi  saat  ini  pada  interval Miosen  Awal  memiliki  tren  yang  selaras dengan interval Oligosen Akhir (Gambar 17) . Peta ekspulsi ini menggunakan satu nilai yang diambil  dari  nilai  rata-rata  untuk  interval tersebut dengan TOC 1,75% dan HI senilai 110 mgHC/g  TOC.  Garis  batas  merah  pada  peta ekspulsi  gas  juga  menunjukkan  area  yang mampu  mengekspulsi  0,01  bcf/km 2 gas, menggunakan angka terkecil untuk
mengidentifikasi dan digunakan untuk menentukan  area  dapur  yang  ditumpangkan pada  peta  rasio  transformasi  menunjukkan bahwa gas terekspulsi sekitar TR = 0,35.
Gambar  17. (a)  Peta  ekspulsi  gas,  (b)  Rasio transformasi pada interval Miosen Awal.
Berdasarkan  dari  peta  ekspulsi,  lokasi  dapur yang  aktif  untuk  interval  Oligosen  Akhir berada  pada  bagian  timur  dari  wilayah penelitian  seluas  1.209  km2,  sementara interval  Miosen  Awal  seluas  211.5  km2.  Gas pada  interval  Oligosen  Akhir  mulai  ekspulsi
pada  14  juta  tahun  lalu,  dan  pada  interval Miosen  Awal  mulai  pada  9  juta  tahun  lalu seperti yang ditunjukkan pada Gambar 18 dan Gambar 19 .
Gambar  18. Dapur  yang  aktif  pada  interval Oligosen Akhir.
Gambar  19. Dapur  yang  aktif  pada  interval Miosen Awal.

## Estimasi Volume Hidrokarbon dari Batuan Induk Aktif
Perhitungan  volume  hidrokarbon  dari  batuan induk  aktif  ini  mengacu  pada  rumus  yang digunakan  oleh  Waples  (1985).  Persamaan dasar dari pembentukan hidrokarbon menggunakan  tiga  unsur  dari  data  geokimia yaitu TOC, pirolisis Rock-Eval dan kematangan, sehingga dari tiga unsur tersebut dalam perhitungan hidrokarbon dapat dirumuskan:
Volume hidrokarbon = (k) x (TOC) x (HI) x (f)
Total volume hk = (volume hidrokarbon/mil) x (kubik mil batuan induk)
Keterangan:
k
=  konstanta lapisan batuan induk TOC =   rata-rata nilai karbon organik total
HI =   rata-rata nilai Indeks Hidrogen f =  nilai  konversi  fraksional  untuk kematangan
Nilai  k  tergantung  kepada  satuan  yang diinginkan  untuk  volume  hidrokarbon  atas asumsi  tentang  densitas  batuan  induk  dan
hidrokarbon.  Jika  satuan  volume  yang diinginkan  adalah  “juta  barel  per  mil  kubik batuan  induk,”  dan  batuan  induknya  adalah serpih  dengan  densitas  2,3  g/cc,  dan hidrokarbon  yang  terbentuk  diharapkan minyak dengan 250 API (densitas = 0,9 g/cc), maka nilai k sekitar 0,7. Jika batuan induknya batugamping (densitas = 2,6 g/cc) maka nilai k sekitar 0,78.
Potensi  dari  kedua  interval  tersebut  dapat ditentukan  dengan  menggunakan  persamaan dari  teori  Waples  (1985),  dengan  diketahui nilai volume batuan induk aktif bersih (setelah dihitung  rasio  V shale senilai  70%),  koefisien densitas, TOC, rasio gas/oil, HI dan fraksi gas maka total volume hidrokarbon dapat dihitung.
Tabel 2. Laju sedimentasi dan gradien termal untuk  delapan  sumur  di  daerah penelitian.
Batuan  induk  aktif  dengan  kekayaan  material organik  yang  baik  (nilai  TOC  >1,5%)  dapat menghasilkan  hidrokarbon  dengan  nilai efisiensi  ekspulsi  sebesar  60  –    90%  (Cooles dkk., 1985). Estimasi perhitungan dengan nilai efisiensi  ekspulsi  60%  menunjukkan  total hidrokarbon pada interval Miosen Awal yang dapat  dihasilkan  adalah  13,10  triliun  kaki kubik  gas,  sedangkan  dengan  nilai  efisiensi ekspulsi  90%  maka  total  hidrokarbon  yang terbentuk adalah 19,65 triliun kaki kubik gas.
Untuk  Oligosen  Akhir  dengan  nilai  efisiensi 60%,  hidrokarbon  yang  dapat  dihasilkan adalah 77,48 triliun kaki kubik gas, sedangkan dengan nilai efisiensi ekspulsi 90% maka total hidrokarbon  yang  terbentuk  adalah  116,21 triliun kaki kubik gas.
Analisis migrasi
hidrokarbon dapat diperkirakan dengan melihat beberapa jebakan (closure) yang  telah  terisi  atau  tidak  dengan menurunkan  atau  menaikkan  faktor  risiko
geologi.  Penelitian  ini  menggunakan  interval Miosen  Akhir  yang  telah  terbukti (discovery) pada  beberapa  lapangan  di  sekitar  lokasi penelitian. Alur migrasi terlihat dari arah timur ke barat dan selatan. Namun dalam penelitian ini  terbatas  pada  alur  migrasi  saja  dan  tidak sampai pada perhitungan potensi atau prospek dari  reservoir  tersebut.  Peta  migrasi  juga ditumpangkan  dengan  data  lapangan  yang sudah  dikembangkan  atau  produksi  sebagai referensi dan menunjukkan model ini memiliki kesamaan  dengan  keadaan  saat  ini (Gambar 20) . Alur migrasi ini diharapkan dapat menjadi acuan untuk melakukan eksplorasi selanjutnya demi menambah cadangan dan meningkatkan produksi nasional.
Gambar  20. Peta  migrasi  hidrokarbon termogenik  dan  lapangan produksi sekitar daerah penelitian.

## Estimasi Volume Gas Biogenik
Pemodelan dari heating rate yang merupakan hasil dari perkalian fungsi laju sedimentasi dan gradien  termal,  menunjukkan  bahwa  wilayah yang  lebih  dalam  atau  terisi  dengan  sedimen yang  tebal  memiliki  kemungkinan  besar sebagai  potensi  yang  baik (Gambar  21) . Klasifikasi  tersebut  dapat  dilihat  bahwa material organik berkembang pada lingkungan turbidite  fans ,  serpih  pada  distal (lobe  flank) , yang  berasal  dari  material  darat (terrestrial) . Inversi yang terjadi saat 23 juta tahun hingga sekarang mengakibatkan bagian yang terbuka (exposed) mengalami  erosi  dan  diendapkan kearah cekungan (basin ward) . Erosi tersebut membuat  ekosistem  mikroba  rusak  dan  gagal
untuk terjadinya metanogenesis, dan preservasi sebelumnya  yang  terjadi  juga  terbuka  dan hilang.  Dengan  demikian,  pada  area  yang merah  banyak  lapangan  teridentifikasi  yang berkembang adalah gas termogenik.
Gambar  21. Penentuan  area  yang  memiliki kemungkinan untuk menghasilkan gas biogenik. Perhitungan potensi biogenik dilakukan setelah persebaran dari material organik diketahui dan dipetakan, sehingga mendapatkan kualitas dan kuantitas  yang  tepat  untuk  mendefinisikan volume  biogenik  yang  dihasilkan.  Analisis persebaran  material  organik  menggunakan inversi dari log TOC (Passey dkk., 1990) pada sumur  GL-08  dan  seismik  3D  yang  berada pada wilayah penelitian.
Analisis persebaran TOC menggunakan kurva antara nilai impedansi akustik (AI) dari seismik 3D  dengan  nilai  TOC  (Passey  dkk.,  1990) (Gambar  22) ,  kurva  silang  menghasilkan hubungan perbandingan terbalik. Nilai AI yang tinggi menunjukkan nilai TOC rendah. Kurva silang menghasilkan persamaan untuk dilakukan konversi cube AI menjadi cube TOC dengan persamaan:
TOC = -1,99666e -12 (AI) 3 + 1,422e -7 (AI) 2 - 0,0032 (AI) + 25,2085
Gambar 22. A) Konfigurasi log TOC (Passey dkk., 1990) terhadap data sumur dan  sintetik  seismik  3D;  B) Kurva  silang  antara cube AI terhadap cube TOC; C) Pemodelan  distribusi  TOC  pada seismik 3D.
Semakin  besar  kedalaman  maka  jumlah  TOC semakin berkurang. Hal ini menunjukkan onset dari  proses decarboxylation yaitu  proses terubahnya atom karbon menjadi zat lain pada saat  meningkatnya  temperatur  (disini  terubah sebagai hidrokarbon), juga menurunnya kadar oksigen  dan  hidrogen  pada  saat  proses pematangan  dari  diagenesis,  katagenesis hingga metagenesis ditandai dengan meningkatnya  nilai  vitrinit.    Hal  ini  dapat dilihat  pada  diagram  kurva  silang  antara penurunan unsur karbon terhadap kematangan (Ro) yang diajukan oleh Raiswell dan Berner (1987) untuk menjelaskan batasan dari proses metanogenesis ditunjukkan pada Gambar 23 .
Gambar  23 .  Penurunan  rasio  karbon/sulfur sebagai fungsi dari kematangan untuk  sedimen  laut  lepas (setelah  Raiswell  dan  Berner, 1987).
Hasil penyebaran material organik (TOC) pada lapisan  interval  Pleistosen  sampai  Miosen Akhir dari hasil inversi seismik dan pemetaan menunjukkan  bahwa  persebaran  TOC  yang tinggi berada pada interval yang lebih dangkal (Gambar 24).
Perhitungan  volume  terbatas  pada  wilayah yang dicakupi oleh seismik 3D saja (Gambar 25) .  Kekayaan  material  organik  yang digunakan  di  atas  0,5  %  (Rice  dan  Claypool, 1981) yang merupakan potensi biogenik yang komersial.
Gambar 24. Peta persebaran material organik (TOC)  pada  daerah  penelitian untuk lapisan interval Pleistosen, Pliosen,  Miosen  Akhir  dan  100 ms di bawah Miosen Akhir.
Hasil  analisis  terhadap  persebaran  material organik  dan  klasifikasi  wilayah  yang berpotensi  untuk  menghasilkan  gas  biogenik, dapat  digunakan  untuk  menghitung  volume hidrokarbon  gas  dengan  menggunakan diagram  kurva  silang “maximum  yield  of biogenic  methane” yang  diusulkan  oleh Clayton  (1992)  yang  ditunjukkan  pada Gambar 26 .
Gambar  25. Area  yang  dihitung  sebagai volume  dari  potensi  gas biogenik yang dapat dihasilkan. Gambar 26. Metode perhitungan volume gas biogenik menggunakan diagram “maximum  yield  of  biogenic methane” Clayton (1992) .
Total  dari  volume  potensi  gas  biogenik  yang dapat dihasilkan untuk batas material organik lebih besar dari 0,5% dapat dilihat pada Tabel 3.
Tabel  3. Estimasi  total  volume  gas  biogenik yang dapat dihasilkan pada wilayah penelitian.
Hasil  dari  penelitian  ini  menunjukkan  bahwa potensi  gas  biogenik  dapat  diidentifikasi menggunakan  fungsi  laju  sedimen,  gradien termal  dan  analisis heating  rate .  Hal  ini
terbukti  dengan  adanya  gas  biogenik  yang ditemukan  di  lapangan  sekitar  wilayah penelitian  pada  lapisan  Pliosen  yang berkorelasi  dengan  analisis  data  seismik  dan sumur.  Mempertimbangkan  potensi  yang teridentifikasi lebih dari lima triliun kaki kubik gas,  biogenik  tidak  bisa  lagi  diremehkan sebagai  target  eksplorasi.  Gas  biogenik  akan menjadi target eksplorasi dan eksploitasi masa depan yang menguntungkan.
Berdasarkan  analisis  keseluruhan  interval lapisan,  total  volume  gas  yang  dihasilkan  di Cekungan  Kutai  bagian  selatan  ini  sebesar 141.52  triliun  kaki  kubik  dari  batuan  induk aktif. Menurut Kementrian Energi dan Sumber Daya  Mineral  (2018),  total  volume  gas  yang ditemukan  di  Cekungan  Kutai  sebesar  7,48 triliun kaki kubik dari batuan induk serpih pada lapangan  yang  produktif,  sehingga  rasio akumulasi  gas  yang  dihasilkan  adalah  5,28% dari  total  volume  seluruh  lapisan.  Rata-rata rasio efisiensi akumulasi hidrokarbon di dunia adalah 7,8% (Magoon dan Dow, 1994), dengan acuan  tersebut  maka  masih  ada  potensi eksplorasi  untuk  menemukan  cadangan  yang tersisa.

## 5. KESIMPULAN
- Batuan  induk  yang  memiliki  potensi menghasilkan  hidrokarbon  ditemukan  di semua  lapisan  berdasarkan  data  geokimia pada  sumur.  Indeks  Hidrogen  rata-rata tidak  lebih  dari  200  mgHC/g  TOC, menunjukkan tipe kerogen yang cenderung gas (gas prone) . - Batuan induk memiliki kekayaan rata-rata di atas 1,0 wt% karbon organik dan potensi yang dihasilkan (S 1 +S 2 ) lebih besar dari 2 mg/g.  Hal  ini  menunjukkan  bahwa  setiap interval batuan induk memiliki berpotensi yang baik untuk menghasilkan hidrokarbon yang  berada  dalam  wilayah  batas kematangan di cekungan.
- Nilai kematangan yang efektif pada batuan induk  ditentukan  dari  besar  Ro  sekitar 0,5%  dan  Tmax  lebih  besar  dari  435 0 C. Beberapa  lapisan  berada  pada  awal kematangan ditunjukkan pada lapisan:
• Lapisan Miosen Akhir (Sumur GL-02; Ro 0,49% dan Tmax 463 0 C)
• Lapisan  Miosen  Tengah  (Sumur  GL- 01; Ro 0,61% dan Tmax 482 0 C)
• Lapisan Miosen Awal (Sumur GL-03; Ro 0,56% dan Tmax 448 0 C)
• Lapisan  Oligosen  Akhir  (Sumur  GL- 03; Ro 0,64% dan Tmax 448 0 C)
- Berdasarkan data model Ro dan temperatur pada  analisis  model  cekungan  1D menunjukkan  batuan  induk  matang  pada lapisan Oligosen Akhir dan Miosen Awal. Pada  lapisan  Oligosen  Akhir,  gas terekspulsi  sekitar  14  juta  tahun  lalu  dan Miosen Awal pada 9 juta tahun lalu.
- Kedua lapisan batuan induk menghasilkan gas  sebesar  116,21  triliun  kaki kubik dari lapisan  Oligosen  Akhir  dan  19,64  triliun kaki kubik pada Miosen Awal.
- Gas  biogenik  yang  merupakan  hasil aktivitas  mikrobial  dapat  dihitung  dalam skala  cekungan  menggunakan  fungsi  laju sedimentasi dan gradien termal. Gas yang dapat  dihasilkan  dari  area  penelitian sebesar 5,67 triliun kaki kubik.
- Total  volume  gas  yang  ditemukan  di Cekungan  Kutai  ini  sebesar  7,48  triliun kaki  kubik  dari  batuan  induk  serpih, sehingga  rasio  akumulasi  gas  yang dihasilkan adalah 5,28% dari total volume seluruh  lapisan.  Rata-rata  rasio  efisiensi akumulasi  hidrokarbon  di  dunia  adalah 7,8%,  dengan  acuan  tersebut  maka  masih ada  potensi  eksplorasi  untuk  menemukan cadangan yang tersisa.

## ACKNOWLEDGMENT
Penulis berterimakasih kepada manajemen dan pekerja New Venture dan Eksplorasi PT. Saka Energi  Indonesia  dan  para  pengajar  Program Studi  Teknik  Geologi,  Fakultas  Ilmu  dan Teknologi  Kebumian,  Institut  Teknologi Bandung (ITB).

## DAFTAR PUSTAKA
Clayton,  C.  (1992):  Source  volumetrics  of biogenic  gas  generation.  In:  Vially,  R. (editor)  and  Editions  Technip, Bacterial Gas , Paris, 191-204.
Huang,  W.Y.  dan  Meinschein,  W.G.  (1979): Sterols as ecological indicators, Petroleum
Geochemistry .  2004.  A.H  Satyana,  Pre- Convention short course IAGI, Bandung. Magoon,  L.B.  dan  Dow,  W.G.  (1994):  The petroleum  system,  dalam  Magoon,  L.B. and  Dow,  W.G.,  eds.,  The Petroleum System  -  From  Source  to  Trap: AAPG Memoir , 60 , 3-24.
Passey,  Q.,  R.,  Creany,  S.,  Kulla,  J.,  B., Moretti, F., J., dan Stroud, J., D. (1990): A practical model for organic richness from porosity and resistivity logs, The American Association  of  Petroleum  Geologist Bulletin , 74 , 1777-1794. Priyono,  R.  (2007): Industri  migas  nasional. Kumpulan  makalah  seminar  geologi, industri  migas  saat  ini,  masa  depan  dan problematikanya.  Aula  Barat  ITB, Bandung.
Rice,  D  D,  dan  Claypool,  G  E.  (1981): Generation,  accumulation,  and  resource potential of biogenic gas. AAPG Bulletin ,
65 (1), 5-25.
Satyana, A.H., Nugroho, D., dan Surantoko I. (1999): Tectonic controls on hydrocarbon habitats  of  Barito,  Kutei,  and  Tarakan Basins,  Eastern  Kalimantan,  Indonesia: major  dissimilarities  in  adjoining  basins, Journal  of  Asian  Earth  Sciences, 17 ,  99- 122.
Schneider, F., Dubille, M., and Montadert, L.
(2016):  Modeling  of  microbial  gas generation:  Application  to  the  eastern Mediterranean “biogenic
play”,
Geologica  Acta , 14 (4), 403 – 417. Schoell, M. (1983): Genetic characterization of natural  gases, American  Association  of Petroleum Geologists , 67 , 2225 – 2238. Waples,  D.W.  (1985): Geochemistry  in Petroleum  Exploration .  International Human Resources Development Corporation.  Boston,  Reidel  Publishing Company, 31-180.
Yuniardi,  Y.,  Mardiana,  U.,  Abdulah,  F.
(2015): Potensi gas biogenik di Cekungan
Kutai  bagian  selatan,  Kalimantan  Timur, Jurnal Geologi dan Sumberdaya Mineral , 16 , 231-239.