## Analisis Geokimia Hidrokarbon Dan Estimasi Perhitungan Volume Hidrokarbon Pada Batuan Induk Aktif, Cekungan Jawa Timur Utara
Syahronidavi Al Ghifari, Yoga Aribowo, Reddy Setyawan *

## Departemen Teknik Geologi Fakultas Teknik Universitas Diponegoro

## Abstrak
Cekungan  Jawa  Timur  Utara  termasuk  dalam  cekungan  yang  berpotensi  untuk  dilakukannya kegiatan  eksplorasi  dan  eksploitasi  minyak  dan  gas  bumi.  Tujuan  dari  penelitian  ini  adalah mengetahui  potensi  batuan  induk,  jenis  hidrokarbon,  tingkat  kematangan,  lingkungan pengendapan,  hubungan  sedimentasi  dengan  penurunan  dan  kematangan  serta  mengetahui jumlah  hidrokarbon  tergenerasi  dan  terekspulsi.  Metode  yang  digunakan  pada  penelitian  ini berupa metode deskriptif analitis dengan menganalisis data geokimia penapisan, data biomarker, data  peta isopach setiap  formasi  dan  data  petrofisika.  Berdasarkan  hasil  analisis,  Formasi Tawun,  Formasi  Tuban  berpotensi  menjadi  batuan  induk  potensial  sebagai  batuan  induk biogenik.  Formasi  Kujung  dan  Formasi  Ngimbang  berpotensi  menjadi  batuan  induk  efektif, menghasilkan hidrokarbon campuran minyak dan gas serta gas prone dengan tipe kerogen II/III dan  III.  Formasi  yang  telah  memasuki  jendela  kematangan  berada  pada  kedalaman  lebih  dari 2.200 m. Lingkungan pengendapan Formasi Ngimbang pada daerah fluvial-deltaik ( lower delta plain ).  Lingkungan  pengendapan  Formasi  Kujung  pada  daerah mixed  shallow  lacustrine dominated and open marine yaitu pada  bagian delta plain . Estimasi volume hidrokarbon yang tergenerasi  pada  Formasi  Ngimbang  sebesar  14  BBOE  ( billion  barrel  oil  of  equivalent )  dan Formasi  Kujung  sebesar  3,39  BBOE.  Volume  hidrokarbon  ekspulsi  pada  Formasi  Ngimbang sebesar 5,62 BBOE – 8,43 BBOE dan Formasi Kujung sebesar 1,36 BBOE – 2,04 BBOE. Kata  kunci: Cekungan  Jawa  Timur  Utara;  analisis  geokimia  penapisan;  biomarker;  estimasi volume hidrokarbon.

## Abstract
The  North  East  Java  Basin  is  included  in  a  basin  that  has  potential  forthe  exploration  and exploitation of oil and gas. The study was conducted on wells SAG-1 to SAG-5, North East Java Basin.  The  purpose  of  this  study  was  to  determine  the  potential  source  rock,  type  of hydrocarbon  and  kerogen,  maturity  degree,  depositional  environment,  relationship  between decreased sedimentation and maturity, and estimate for volume of hydrocarbon generation and expulsion. The  descriptive  analytical  methods  used  in  this  study  were  used  to  analyse geochemical  data  penapisan,  biomarkers,  isopach  maps  of  each  formation,  and  petrophysical data. According to the analysis, the Tawun Formation and the Tuban Formation are potentially potential  biogenic  source  rocks.  Ngimbang  Formation  and  Kujung  Formation  potentially become effective source rocks, producing mixed oil and gas, and gas prone with kerogen type II/III  and  III.  Maturity  oil  window  at  depth  2.200  m.  Ngimbang  Formation  depositional environment was fluvial-deltaic (lower delta plain). The depositional environment of the Kujung Formation  was mixed with  shallow lacustrine dominance and  open marine on the delta plain. Estimated  volumes  of  hydrocarbongeneration  at  the  Ngimbang  Formation  amounted  to  14 BBOE  (million  barrel  of  oil  equivalent)  and  Kujung  Formation  amounted  to  3.39  BBOE. Volumetric hydrocarbon expulsion at the Ngimbang Formation is 5.62 BBOE – 8.4 BBOE and Kujung Formation is 1.36 BBOE – 2.04 BBOE.
Keywords : North  East  Java  Basin;  geochemical  penapisan  analysis;  biomarker;  estimated volume of hydrocarbons.
* ) Korespondensi: reddysetyawan.23@gmail.com Diajukan : 24 Februari 2023 Diterima : 24 November 2023 Diterbitkan  : 16 April 2024 DOI: 10.14710/jgt.6.3.2023.162-173

## PENDAHULUAN
Tingginya  tingkat  eksploitasi  yang  tidak sebanding dengan tingkat kegiatan eksplorasi akan  menyebabkan  terjadinya  krisis  energi. Oleh karena itu, diperlukan kegiatan eksplorasi sumur potensial di Cekungan Jawa Timur  Utara.  Cekungan  Jawa  Timur  Utara menurut  Silaen  (2021)  merupakan  cekungan sedimen Tersier belakang busur yang terletak di  batas  bagian  tenggara  dari  Lempeng Eurasia.  Bagian  barat  diakhiri  dengan platform Madura  Utara  dan  dibagian  utara dibatasi oleh Tinggian Masalembo.
Cekungan  Jawa  Timur  Utara  termasuk dalam  cekungan  yang  berpotensi  untuk dilakukannya kegiatan eksplorasi dan eksploitasi  minyak  dan  gas  bumi.  Kegiatan eksploitasi  di  Cekungan  Jawa  Timur  Utara telah  banyak  dilakukan  oleh  beberapa perusahaan  industri.  Akibatnya,  tingginya tingkat  eksploitasi  tidak  sebanding  dengan tingkat  kegiatan  eksplorasi.  Oleh  karena  itu, diperlukan  kegiatan  eksplorasi  sumur  yang berpotensi  di  Cekungan  Jawa  Timur  Utara, agar  dapat  menambah  kapasitas  produksi minyak  dan  gas  bumi.  Kegiatan  eksplorasi yang  dilakukan  pada  umumnya  berupa evaluasi  batuan  induk,  reservoir,  batuan penutup,  serta  migrasi.  Hanya  saja,  kegiatan eksplorasi  yang  dilakukan  pada  suatu  sumur lebih  terfokus  kepada  batuan  reservoir  dan
cadangannya,  sedangkan  evaluasi  batuan induk sangat disederhanakan.
Penelitian dilakukan pada lapangan perusahaan  “Redox”  daerah  Sumur  SAG-1 hingga SAG-5, Cekungan Jawa Timur Utara. Penelitian  ini  dilakukan  untuk  menentukan potensi batuan induk pada lapangan REDOX berdasarkan  metode  geokimia  hidrokarbon. Batuan  induk  merupakan  batuan  sedimen halus  yang  terendapkan  pada  lingkungan anaerob  dengan  energi  rendah.  Batuan  induk dibagi  menjadi  tiga  jenis  menurut  Waples (1985),  yaitu  batuan  induk possible ,  batuan induk  potensial  dan  batuan  induk  aktif. Analisis  evaluasi  batuan  induk  berkaitan dengan analisis geokimia hidrokarbon, meliputi analisis screening (penapisan) geokimia,  biomarker,  sejarah  pemendaman hingga estimasi perhitungan volume hidrokarbon generasi dan eskpulsi. Kerogen merupakan fraksi material organik  dalam  batuan  yang  tidak  dapat  larut dalam  pelarut  organik  karena  molekulnya berukuran  besar  (Tissot  dan  Welte,  1984). Kerogen  tersusun  pula  oleh  unsur  nitrogen, sulfur  dan  oksigen  (Killops  dan  Killops, 2005).  Pembentukan    kerogen    melalui    dua tahapan  menurut  Agusta  (2014)  yaitu,  tahap polimerisasi merupakan pembentukan geopolimer  dari  geomonomer  yang  terjadi setelah organisme mati.
Gambar 1. Lokasi daerah penelitian Cekungan Jawa Timur Utara (lokasi penelitian berkotak merah)
Tujuan  dari  penelitian  yang  dilakukan yaitu;  (a)  mengetahui  karakteristik  potensi batuan  induk  pada  sumur  SAG-1  hingga SAG-5,  Cekungan  Jawa  Timur  Utara;  (b) mengetahui formasi yang berpotensi menjadi batuan induk aktif; (c) mengetahui lingkungan  pengendapan;  (d)  mengetahui hubungan tingkat sedimentasi terhadap penurunan  cekungan,  dan    (e)  mengetahui volume  hidrokarbon  yang  dihasilkannya. Oleh  karena  itu,  diharapkan  penelitian  ini dapat  bermanfaat  untuk  perusahaan  perihal penentuan formasi yang berpotensi menghasilkan  hidrokarbon  dan  memiliki tingkat keekonomisan tinggi.

## METODOLOGI
Sampel  analisis  geokimia  yang  digunakan dalam  sampel  ini  berasal  dari  serbuk  bor dengan  sampel  dari  litologi  serpih  dan batupasir.  Sampel  yang  digunakan  dalam penelitian ini antara lain:
a.  Data primer meliputi data TOC, rock eval pyrolysis ,  derajat  kematangan,  biomarker, karbon  isotop,  peta  ketebalan  dan  log sumur. Data-data geokimia ini didapatkan dari laporan perusahaan yang dilakukan di Geoservices.
b.  Data  sekunder  meliputi  peta  kedalaman, geologi  regional  Cekungan  Jawa  Timur Utara  dan  data  umur  pada  setiap  formasi batuan.  Peta  kedalaman  didapatkan  dari studi  internal  perusahaan,  sedangkan geologi  regional  berdasarkan  publikasi Satyana  (2010)  dan  Mudjiono  dkk. (2001).
Secara umum metode yang dipakai dalam penelitian  ini yaitu metode deskriptif  analitis yang  bertujuan  untuk  melakukan  evaluasi terhadap  data-data  yang  tersedia.  Metode deskriptif  analitis  yang  dilakukan  oleh penulis dalam penelitian ini, antara lain:
1. Analisis  Geokimia  Hidrokarbon:  Analisis geokimia  hidrokarbon  meliputi  analisis penapisan,  biomarker,  dan  perhitungan volume hidrokarbon.
2. Analisis  Peta Isopach formasi:  Analisis peta  ketebalan  Formasi  Kujung  dan Formasi Ngimbang dilakukan pada perangkat lunak petrel 2008.
3. Analisis  Petrofisika:  Analisis  petrofisika digunakan  untuk  menghitung  nilai  rata- rata  volume  serpih  dan  rata-rata  berat jenis  pada  setiap  formasi  yang  berpotensi untuk  menjadi  batuan  induk  efektif. Perhitungan  volume  hidrokarbon  potensi batuan  induk  aktif  menggunakan  metode Schmoker (1994).

## HASIL Evaluasi Batuan Induk
Analisis  geokimia  penapisan  dilakukan terhadap empat sumur Cekungan Jawa Timur Utara  meliputi  sumur  SAG-1  hingga  sumur SAG-4,  pada  sumur  SAG-2  hanya  terdapat data  TOC  dan  data  derajat  kematangan. Berdasarkan  hasil  analisis  TOC  pada  sumur SAG-1,  maka  diinterpretasi  bahwa  formasi yang  berpotensi  untuk  menjadi  batuan  induk yaitu  Formasi  Tawun,  Formasi  Tuban, Formasi  Kujung  serta  Formasi  Ngimbang (Peters  dan  Cassa,  1994).    Rata-rata persentase TOC pada sumur SAG-1  Formasi Tawun  sebesar  18,14%,  Formasi  Tuban Anggota  Rancak  sebesar  2,25%,  Formasi Tuban  Anggota  Tuban  sebesar  1,21%, Formasi  Kujung  sebesar  1,2%  dan  Formasi Ngimbang  sebesar  1,22%.  Plot  silang  antara data  HI  terhadap  kedalaman  serta  data  TOC terhadap  HI,  maka  diindikasikan  bahwa Formasi  Tawun,  Formasi  Tuban,  Formasi Kujung  dan  Formasi  Ngimbang  umumnya berpotensi  untuk  menghasilkan  hidrokabon gas  hingga mixed .  Sumur  SAG-1  Formasi Tawun umumnya merupakan tipe kerogen III (65-137  mgHC/g)  (Peters  dan  Cassa,  1994). Formasi  Tuban  Anggota  Rancak  termasuk dalam  kerogen  tipe  I  (HI  >  600  mgHC/g). Formasi  Tuban  Anggota  Tuban claystone termasuk dalam tipe kerogen II/IIIb (HI 300– 600  mgHC/g) dan tipe III (51–167  mgHC/g) (Gambar  3).  Formasi  Ngimbang  termasuk dalam tipe kerogen II/IIIb (245-256
mgHC/g).  Berdasarkan  analisis  data  Tmaks terhadap  kedalaman,  diinterpretasi  bahwa formasi  yang  telah  matang  yaitu  Formasi Ngimbang  (430–450°C).  Formasi  Tawun (375–430°C) dan Tuban (380–395°C) termasuk tidak matang.
Formasi  yang  berpotensi  untuk  menjadi batuan  induk  pada  sumur  SAG-2  yaitu Formasi Tawun, Formasi Tuban dan Formasi
Kujung. Berdasarkan data  Ro  sumur  SAG-2, terdapat beberapa sampel yang telah mencapai  tingkat  kematangan  awal,  seperti Formasi Tuban Anggota Tuban bagian bawah (Ro=0,66) dan Formasi Kujung (Ro = 0,7).
Berdasarkan hasil analisis penapisan pada sumur  SAG-3,  maka  diinterpretasi  bahwa Formasi  yang  berpotensi  untuk  menjadi batuan induk yaitu Formasi Kujung (TOC 1,0 –  2,31%)    dan  Formasi  Ngimbang  Anggota Ngimbang  Basal  (TOC  2,3  –  6,32%). Berdasarkan  hasil  analisis  HI  terhadap kedalaman  dan  HI  terhadap  TOC  sumur SAG-3, diinterpretasi bahwa Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang berpotensi
menghasilkan  hidrokarbon.  Dilihat  dari  tipe kerogen,  Formasi  Kujung  termasuk  tipe kerogen III (HI 91 – 197 mgHC/g) dan II/IIIb (HI  201–295  mgHC/g)  yang  menghasilkan minyak  atau  campuran  minyak  dan  gas, sedangkan Formasi Ngimbang tipe III (HI 50 –  200  mgHC/g)  menghasilkan  minyak. Tingkat  kematangan  pada  Formasi  Kujung termasuk dalam kategori tidak matang hingga matang  tingkat  awal  (Tmaks  435-445). Tingkat kematangan pada Formasi Ngimbang termasuk  dalam  matang  awal  hingga  puncak kematangan (Tmaks 450  -  470°C;  Ro  0,65  – 0,9) (Peters dan Cassa, 1994).
Hasil  analisis  penapisan  sumur  SAG-4 mengindikasikan bahwa Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang berpotensi menjadi
batuan induk dan menghasilkan hidrokarbon.
Formasi Kujung umumnya memiliki
persentase  kurang  dari  1%  dengan  variasi antara 0,37% hingga 1,98%, sedangkan pada Formasi  Ngimbang  umumnya  memiliki persentase  TOC  lebih  dari  1%  yang  berkisar antara  0,72%  hingga  1,96%.  Berdasarkan hasil  analisis  HI  terhadap  kedalaman  dan  HI terhadap TOC, umumnya pada sumur SAG-4 Formasi  Kujung  dan  Formasi  Ngimbang menghasilkan  hidrokarbon  berupa  gas prone atau mixed  oil  and  gas dan  sedikit menghasilkan oil prone (Gambar 3). Formasi Kujung  menghasilkan  hidrokarbon  berupa tipe  III gas  prone ,  dengan  nilai  HI  berkisar 86  –  196  mgHC/g.  Hidrokarbon  tipe  II campuran oil dan  gas  terdapat  pada  Kujung bawah dengan nilai HI sebesar 220 mgHC/g - 278  mgHC/g.  Hidrokarbon  tipe  I oil  prone dengan nilai HI antara 328 – 417 mgHC/g.
Berdasarkan data Tmaks, maka diinterpretasi tingkat kematangan pada Formasi  Kujung  dan  Formasi  Ngimbang Anggota  Ngimbang  Carbonate  pada  sumur SAG-4  yang  bersifat  tidak  matang  hingga puncak kematangan. Formasi Kujung memiliki variasi Tmaks antara 429˚C hingga 438˚C,  sedangkan  pada  Formasi  Ngimbang memiliki variasi antara 429˚C hingga 446˚C. Rangkuman  hasil  analisis  TOC  dan  Tmaks dapat dilihat pada  Gambar 2.
Gambar 2. Distribusi persebaran data sumur gabungan daerah Jawa Timur Utara.
Sumur  SAG-1  sangat  berpotensi  untuk dilakukannya pengeboran minyak dan gasbumi,  sedangkan  pada  sumur  SAG-3  dan SAG-4  diinterpretasi  bahwa  batuan  induk yang menjadi target dalam proses pengeboran yaitu  pada  Formasi  Ngimbang.  Sumur SAG- 2 tidak dapat diinterpretasi lebih jauh, karena proses  pengeboran  pada  sumur  tersebut dilakukan  dengan  kedalaman  yang  kurang dalam,  sehingga  data  TOC  pada  Formasi Ngimbang tidak tersedia.

## Analisis Biomarker
Penentuan  lingkungan  pengendapan  dapat menggunakan  parameter  data  GC  meliputi rasio  Pr/Ph,  rasio  Pr/nC17,  dan  API.  Pada data  GC-MC  parameter  yang  digunakan meliputi rasio Tm/Ts, hopana, rasio moretana/hopana,  diagram  C 27 –  C 29 sterana (Gambar  4),  dan  isotop  karbon.  Berdasarkan rasio  perbandingan  antara  Pr/Ph  terhadap Pr/nC17  (Gambar  5)  dan  grafik  rasio perbandingan hopana/sterana terhadap Pr/Ph, maka diinterpretasi Formasi Tawun termasuk dalam  lingkungan  reduksi,  Formasi  Tuban termasuk dalam lingkungan oksidas.
Formasi Ngimbang termasuk dalam lingkungan  transisi  dan  Formasi  Kujung
termasuk  dalam  lingkungan  transisi  dengan suplai  yang  dominan  berasal  dari  darat. Penentuan  lingkungan  pengendapan  dapat pula  diinterpretasi  dengan  melihat  pola  dari kromatogram  data  triterpana  yaitu  rasio antara  Tm/Ts,  C 29 –  C 30 ,  OL,  GM  dan  C 31 – C 34 .  Berdasarkan  dari  hasil  analisis  tersebut, maka  diinterpretasi  bahwa  Formasi  Tuban termasuk  dalam  lingkungan  fluvial-deltaik, karena  tingginya  komposisi  oleanana  dan bicadinans,  sedangkan  komposisi  gamma serana rendah (Peters dkk., 1993).
Diagram  segitiga  sterana  bertujuan  pula untuk  menentukan  lingkungan  pengendapan.
Diinterpretasi bahwa Formasi Kujung termasuk  dalam  lingkungan  pengendapan transisi  yaitu  pada  daerah mixed  shallow lacustrine dominated and open marine , yang diinterpretasi  merupakan  daerah delta  plain . Formasi Ngimbang termasuk dalam lingkungan pengendapan transisi ( lower delta plain ).
Penentuan  asal  material  organik  dapat diindikasikan  berdasarkan  data  rasio  perban dingan  antara  data  Pr/nC 17 terhadap  data Ph/nC 18 (Peters  dkk.,  2005).  Berdasarkan analisis tersebut, maka diinterpretasi Formasi Tawun tersusun oleh kerogen yang dominan
Gambar 3. (A) Distribusi persebaran data HI terhadap kedalaman, untuk penentuan hidrokarbon. (B) Distribusi data Tmaks terhadap HI (Hunt, 1996) untuk penentuan kerogen.
mengalami  reduksi. Formasi  Tuban,  Formasi Kujung  dan  Formasi  Ngimbang  pada umumnya berasal dari material organik darat hingga  transisi,  yang  mengalami  proses oksidasi tinggi.
Analisis  tingkat  kematangan  berdasarkan parameter data triterpana yaitu rasio perbandingan moretana/hopana terhadap
Tm/Ts  (Gambar  6)  (Waples  dan  Machihara, 1991).  Berdasarkan  dari  hasil  tersebut,  maka
diinterpretasi Formasi Tuban termasuk dalam kategori  tingkat  kematangan  yaitu  tidak matang  hingga  matang  awal.  Tingkat kematangan Formasi Tawun sumur termasuk dalam  kategori  tidak  matang.  Formasi Kujung diinterpretasi termasuk dalam kategori  matang  awal.  Formasi  Ngimbang termasuk  dalam  matang  awal  hingga  puncak kematangan.
Gambar 4. Diagram segitiga sterana (Huang dan Meischein, 1979) pada setiap sumur penelitian.
Gambar 5. Analisis data Pr/nC17 terhadap Pr/Ph.
Gambar 6. Analisis kematangan dengan data triterpana

## PEMBAHASAN Sejarah Pemendaman
Analisis sejarah pemendaman dilakukan pada sumur SAG-1 (Gambar 7) dan sumur pseudo (Gambar  8)  pada  daerah  central  deep. Berdasarkan  hasil  analisis  perhitungan  rasio kecepatan  penurunan  cekungan  pada  sumur SAG-1,  dapat  diinterpretasi  bahwa  pada umur  32-47,8  Ma  terjadi  proses  sedimentasi yang  seimbang.  Pada  umur  15-32  Ma kecepatan penurunan cekungan dan sedimentasi  umumnya  bersifat  konstan. Umur 12-15 Ma terjadi penambahan kecepatan sedimen dan penurunan cekungan. Umur  0,1–  12  Ma  proses  pengendapan  yang terjadi akan semakin berkurang kecepatannya hingga  menjadi  185,5  m/s.  Dilihat  dari interpolasi  data  sejarah  pemendaman  dengan data  kematangan,  maka  diinterpretasi  tingkat kematangan  batuan  induk  dimulai  pada kedalaman lebih dari 6.400 kaki. Berdasarkan hal  tersebut,  diinterpretasi  bahwa  proses ekspulsi minyak terjadi pada umur sekitar 12 Ma.
Terdapat  anomali  nilai  Tmaks  pada Formasi Kujung, Formasi Tuban dan Formasi Tawun,  karena  pada  beberapa  sampel memiliki nilai Tmaks yang rendah dibandingkan  dengan  pengendapan  lapisan batuan  yang  ada  diatasnya.  Hal  tersebut diindikasikan dipengaruhi oleh adanya proses pengangkatan  lapisan  batuan  maupun  proses erosi  yang  terjadi.  Akibatnya,  nilai  Tmaks
pada batuan yang terangkat akan terendapkan pada heatflow yang  rendah.  Disamping  itu juga,  berdasarkan  data  sekunder  geologi regional daerah Cekungan Jawa Timur Utara, bahwa  pada  saat  terjadi  periode  tektonik kedua  yang  berumur  Miosen  Awal  akan menyebabkan reaktivasi dan proses pengangkatan.  Pengendapan  pada  Miosen Awal  tersebut  ekuivalen  dengan  Formasi Tuban dan Formasi Tawun. Berdasarkan hasil analisis sejarah pemendaman  pada  sumur  pseudo,  maka diinterpretasi  bahwa  kecepatan  penurunan cekungan  pada  umur  15  hingga  47,8  Ma terjadi  secara  signifikan.  Pada  umur  7  Ma hingga  15  Ma  terjadi  rendahnya  kecepatan penurunan cekungan dan kecepatan sedimentasi.  Dilihat  dari  data  interpolasi antara  data  Tmaks  terhadap  titik  sejarah pemendaman,  maka  diindikasikan  bahwa jendela  kematangan  terletak  pada  kedalaman 6.400  m  dan  jendela  gas  terletak  pada kedalaman sekitar 14.000 m. Berdasarkan hal tersebut,  maka  dapat  diinterpretasi  bahwa proses  ekspulsi  minyak  terjadi  pada  umur sekitar 28 Ma (Oligosen).
Estimasi Perhitungan Volume

## Hidrokarbon
Parameter-parameter  yang  diperlukan  dalam melakukan  perhitungan  estimasi  hidrokarbon meliputi  unsur  material  organik,  volume serpih, berat jenis batuan induk, indeks
Gambar 7. Sejarah pemendaman pada sumur SAG-1.
Gambar 8. Sejarah pemendaman sumur pseudo daerah central deep.
hidrogen  tergenerasi,  luas  area,  ketebalan, dan  faktor  efisiensi  ekspulsi.  Estimasi perhitungan  volume  hidrokarbon  dihitung hanya  pada  batuan  induk  aktif  Formasi Kujung  dan  Formasi  Ngimbang.  Formasi Ngimbang  diinterpretasi  memiliki  massa hidrokarbon batuan induk aktif sebesar 1,92 x 1012 kg akan menghasilkan volume
hidrokarbon  tergenerasi  sebesar  14  BBOE.
Batuan  induk  aktif  dengan  nilai  TOC  yang kurang  dari  1,5%  dapat  menghasilkan hidrokarbon dengan efisiensi ekspulsi sebesar 40–60%  (menurut  Cookes  dkk,  1986). Estimasi  volume  hidrokarbon dengan  tingkat efisiensi  sebesar  40%,  maka  hidrokarbon yang terekspulsi sebesar 5,62 BBOE. Apabila estimasi  volume  hidrokarbon  dengan  tingkat maksimal yaitu sebesar 60%, maka
hidrokarbon  yang  dapat  mengalir  menuju reservoir  sebesar  8,43  BBOE  (Tabel  1). Formasi  Kujung  diinterpretasi  memiliki massa hidrokarbon batuan induk aktif sebesar 4,63  x  1.011  kg,  akan  menghasilkan  volume hidrokarbon  tergenerasi  sebesar  3,39  BBOE. Batuan  induk  aktif  dengan  nilai  TOC  yang kurang  dari  1,5%  dapat  menghasilkan hidrokarbon dengan efisiensi ekspulsi sebesar 40–60%  (Cooles  dkk,  1986).  Estimasi volume  hidrokarbon  dengan  tingkat  efisiensi atau  tingkat  bermigrasinya  hidrokarbon  dari batuan  induk  menuju  reservoir  minimal sebesar  40%,  maka  hidrokarbon  yang terekspulsi  sebesar  1,36  BBOE.  Apabila estimasi  volume  hidrokarbon  dengan  tingkat maksimal yaitu sebesar 60%, maka hidrokarbon  yang  terekspulsi  sebesar  2,04 BBOE (Tabel 2).

## Evaluasi Potensi Batuan Induk
Evaluasi  potensi  batuan  induk  dilakukan dengan  metode  penapisan  data  geokimia hidrokarbon dengan tujuan untuk mengetahui formasi  yang  berpotensi  menjadi  batuan induk  aktif.  Syarat  suatu  batuan  induk dikatakan  menjadi  batuan  induk  aktif  yaitu
apabila  batuan  induk  tersebut  tersusun  oleh material  organik  yang  tinggi,  tersusun  oleh tipe  kerogen  yang  berpotensi  menghasilkan hidrokarbon  dan  bersifat  telah  matang. Berdasarkan  pada  data  dan  hasil  analisis, berikut  merupakan  data  rata-rata  nilai  TOC seluruh  formasi  berdasarkan  pada  data  rata- rata  nilai  TOC  setiap  sumur.  Diinterpretasi bahwa  rata-rata  nilai  TOC  yang  berpotensi untuk  menjadi  batuan  induk  kategori  bagus yaitu  Formasi  Tawun,  Formasi  Tuban Anggota  Rancak  dan  Formasi  Ngimbang, sedangkan  pada  Formasi  Tuban  Anggota Tuban  dan  Formasi  Kujung  termasuk  dalam kategori  sedikit  berpotensi  untuk  menjadi batuan induk. Hal tersebut disebabkan karena kadar  persebaran  material  organik  berbeda- beda  pada  setiap  sumur,  tergantung  dari kondisi lingkungan pengendapannya.
Umumnya, batuan induk akan mempunyai kadar  material  organik  yang  tinggi  apabila lingkungan pengendapan
sedimentasi tersebut  dalam  lingkungan  yang  anoksik.
Selain  itu,  proses  sedimentasi  harus  cepat dengan  energi  transportasi  yang  tinggi. Akibat  adanya  proses  sedimentasi  yang dominan, maka sisa-sisa tumbuhan tidak
Tabel 1. Hasil perhitungan estimasi volume hidrokarbon Formasi Ngimbang.
Value GRV(Acr e ft) NRV (Acre ft) NRV (cc) Mass of Shale Mass of TOC Mass of HC (g) Mass of HC (Kg) Volume of HC (bbl) Formasi Ngimbang 2,14x 10 9 Vshale 0,6331 1,34 x10 9 Densitas 2,31168 1,65x10 18 3,81x10 18 TOC 1,1588 4,41x10 16 HI Generation 43,4235 1,91x10 15 1,92x10 12 1,4x10 10 Efisiensi Ekspulsi 40% 5,62x10 9 60% 8,43x10 9
Tabel 2. Hasil perhitungan estimasi volume hidrokarbon Formasi Kujung.
Value GRV(Acr e ft) NRV (Acre ft) NRV (cc) Mass of Shale Mass of TOC Mass of HC (g) Mass of HC (Kg) Volume of HC (bbl) Formasi Kujung 2,14x 10 9 Vshale 0,35798 7,66 x10 9 Densitas 2,77604 9,45x10 17 2,62x10 18 TOC 0,8924 2,34x10 16 HI Generation 19,784 4,63x10 14 4,63x10 11 3,39x10 9 Efisiensi Ekspulsi 40% 1,63x10 9 60% 2,04x10 9
mengalami proses oksidasi dan akan semakin cepat  untuk  mengalami  proses  pembusukan hingga membentuk material organik.
Disamping  itu  juga,  rendahnya  nilai  TOC diinterpretasi bahwa data TOC yang dianalisis  berasal  dari  batuan  induk  yang telah  matang,  serta  dapat  diinterpretasi  pula karena  adanya  kehadiran  material  pasir  yang akan  mempengaruhi  rendahnya  komposisi material  organik.    Data  rata-rata  TOC tersebut  menjelaskan  pula  bahwa  sumur SAG-1 berpotensi untuk dilakukannya pengeboran,  sedangkan  pada  sumur  SAG-3 dan SAG-4 diinterpretasi bahwa batuan induk yang menjadi target dalam proses pengeboran yaitu  pada  Formasi  Ngimbang.  Sumur SAG- 2 tidak dapat diinterpretasi lebih jauh, karena data  TOC  pada  Formasi  Ngimbang  tidak tersedia.
Berdasarkan dari data jendela kematangan minyak  tersebut,  maka  dapat  diinterpretasi bahwa data yang berada di bawah kedalaman 2200  m  pada  sumur  SAG-1,  SAG-3,  dan SAG-4  yaitu  Formasi  Kujung  dan  Formasi Ngimbang.  Formasi  Ngimbang  dan  Formasi Kujung menjadi batuan induk aktif,
sedangkan pada Formasi Tawun dan Formasi Tuban menjadi sebagai batuan induk biogenik  yang  memiliki  kedalaman  yang dangkal. Berdasarkan data HI, maka diinterpretasi  bahwa  pada  Formasi  Kujung dan Formasi Ngimbang menghasilkan
hidrokarbon  berupa mixed  oil  and  gas dan gas  prone dengan  tipe  kerogen  pada umumnya tipe II/III dan III. Litologi Formasi Kujung  dan  Tuban  yang  dominan  berupa batugamping  dengan  sisipan  batulempung dan betulempung (Saerina, 2021) mendukung potensi  batuan  induk gas  prone dengan  nilai HI  kurang  dari  150  mg/g  HC.  Formasi Tawun dan Tawun berpotensi untuk menghasilkan  hidrokarbon  gas  dengan  tipe kerogen  penyusun  III  apabila  dipanaskan hingga mencapai jendela  kematangan.
Berdasarkan  persebaran  data  TOC  dan data  kematangan  terhadap  kedalaman,  maka diinterpretasi bahwa Formasi Tawun, Formasi  Tuban  Anggota  Rancak Carbonate , dan  Formasi  Tuban  termasuk  dalam  batuan induk potensial, dikarenakan batuan sedimen pada  formasi  tersebut  bersifat  tidak  matang dan  akan  menghasilkan  hidrokarbon  apabila
mempunyai  temperatur  pematangan  yang tinggi.  Oleh  karena  itu,  karena  kedalaman formasi yang bersifat dangkal dan temperatur yang  rendah,  maka  dapat  berpotensi  untuk menjadi batuan induk biogenik.
Formasi  Kujung  dan  Formasi  Ngimbang merupakan batuan induk efektif, karena telah bersifat  matang  dengan  temperatur  yang tinggi  dan  kedalaman  lapisan  batuan  yang dalam.  Oleh  karena  itu,  pada  umumnya batuan  induk  pada  formasi  ini  telah menghasilkan dan mengeluarkan minyak atau gas  bumi  menuju  reservoir.  Formasi  Kujung dan  Formasi  Ngimbang  diinterpretasi  pula sebagai  batuan  induk  aktif  karena  masih mengeluarkan hidrokarbon dan masih dilakukan  produksi.  Batuan  induk  efektif dapat  pula  bersifat  inaktif  atau  sudah  tidak mengeluarkan hidrokarbon.
Hasil  persebaran  HI  terhadap  kedalaman, dapat  diinterpretasi  bahwa  Formasi  Tawun, Formasi  Tuban  Anggota  Rancak,  dan Formasi Tuban pada umumnya akan menghasilkan  hidrokarbon  dalam  jumlah signifikan bila dipanaskan pada laboratorium atau  secara  proses  alamiahnya.  Umumnya, pada  formasi  tersebut  akan  menghasilkan hidrokarbon  berupa  dominan gas  prone dengan  kerogen  tipe  III  yang  tersusun  oleh maseral  berupa  vitrinit  yang  berasal  dari lingkungan  pengendapan  darat.  Formasi tersebut  berpotensi  untuk  menghasilkan  gas biogenik  karena  kedalamannya  yang  cukup dangkal.
Hidrokarbon yang dihasilkan pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang pada umumnya  menghasilkan mixed  oil  and  gas serta gas  prone dengan  tipe  kerogen  II/IIIb dan  kerogen  tipe  III.  Diinterpretasi  bahwa lingkungan  pengendapan  formasi  ini  yaitu lingkungan  darat  hingga  lingkungan  transisi. Menurut  Silaen  (2021),  Formasi  Ngimbang terendapkan di eustuarin pada fasies channel . Sistem  pengendapan  eustari  berupa  fasies channel
berperan penting
dalam mengendapkan litologi berupa batupasir yang berpotensi  menjadi  batuan  induk  dengan kerogen tipe III.
Berdasarkan  data  sejarah  pemendaman, dapat  dilihat  bahwa  terdapat  anomali  nilai Tmaks dan perubahan kecepatan sedimentasi yang  semakin  rendah  pada  Formasi  Kujung,
Formasi  Tuban  dan  Formasi  Tawun.  Hal tersebut  diindikasi  dipengaruhi  oleh  adanya proses  pengangkatan  maupun  proses  erosi yang  terjadi.  Akibatnya,  nilai  Tmaks  pada batuan yang terangkat akan terendapkan pada heatflow yang  rendah.  Disamping  itu  juga, berdasarkan  data  sekunder  geologi  regional daerah  Cekungan  Jawa  Timur  Utara,  bahwa pada saat terjadi periode tektonik kedua yang berumur  Miosen  Awal  akan  menyebabkan reaktivasi dan proses pengangkatan. Pengendapan Miosen Awal tersebut ekuivalen  dengan  Formasi  Tuban  dan
Formasi Tawun.
Berdasarkan analisis perhitungan estimasi volume  hidrokarbon  yang  tergenerasi  dan terekspulsi  pada  batuan  induk  aktif,  maka diinterpretasi  mengenai  persentase  volume hidrokarbon.  Hal  tersebut  bertujuan  untuk mengetahui  potensi  hidrokarbon  yang  paling berpotensi  menghasilkan  hidrokarbon  dalam jumlah  besar  dan  dijadikan  sebagai  batuan induk  aktif.  Diindikasikan  bahwa  Formasi Ngimbang  merupakan  batuan  induk  aktif yang paling berpotensi menghasilkan hidrokarbon  di  Cekungan  Jawa  Timur  Utara dengan  persentase  volume  hidrokarbon sekitar  87%,  sedangkan  volume  hidrokarbon pada Formasi Kujung sebesar 13%.

## KESIMPULAN
Formasi  Tawun,  Formasi  Tuban,  Formasi Kujung  dan  Formasi  Ngimbang  berpotensi untuk menjadi batuan induk karena memiliki komposisi material organik  (TOC)  lebih  dari 1%.  Formasi  yang  telah  memasuki  jendela kematangan berada pada kedalaman 2.200 m. Formasi  Kujung  termasuk  dalam  kategori awal  kematangan  (Tmaks  430  –  440°C)  dan Formasi  Ngimbang  termasuk  dalam  kategori awal kematangan hingga puncak kematangan (Tmaks 450 - 470°C; Ro 0,65 – 0,9). Formasi Tawun dan Formasi Tuban
berpotensi  menjadi  batuan  induk  dangkal biogenik  yang  menghasilkan  HC  berupa dominan  gas  dengan  kerogen  penyusun  tipe III  (65-137  mgHC/g).  Formasi  Kujung  dan Formasi  Ngimbang  termasuk  dalam  batuan induk  aktif  yang  menghasilkan  hidrokarbon berupa mixed  oil  and  gas dan gas  prone dengan  tipe  kerogen  pada  umumnya  tipe
II/III (HI 201–295 mgHC/g)  dan III (HI 86 – 197 mgHC/g).
Lingkungan pengendapan Formasi Ngimbang pada  daerah fluvial-deltaic ( lower  delta plain ).  Lingkungan  pengendapan  Formasi Kujung berada pada mixed shallow lacustrine dominated and marine (delta plain).
Kecepatan  penurunan  cekungan  pada  umur 15-47,8  Ma  terjadi  secara  signifikan  dari 413,22 m/s hingga mencapai 1071 m/s. Pada umur  7  Ma  hingga  15  Ma  terjadi  rendahnya kecepatan penurunan cekungan dan
kecepatan  sedimentasi  hingga  mencapai 465,2 m/s. Jendela kematangan terletak pada kedalaman  6400  m  dan  jendela  gas  terletak pada kedalaman sekitar 14000 m.
Formasi  Ngimbang  menghasilkan  volume hidrokarbon  tergenerasi  sebesar  14  BBOE dan  Formasi  Kujung  sebesar  3,39  BBOE, sedangkan  volume  terekspulsi  pada  Formasi Ngimbang  sebesar  5,62  BBOE  hingga  8,43 BBOE  dan  Formasi  Kujung  sebesar  1,36 BBOE hingga 2,04 BBOE.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Menuliskan  ucapan  terima  kasih,  kepada individu atau lembaga yang membantu dalam penyusunan artikel.

## DAFTAR PUSTAKA
Agusta,  V.C.,  2014. Analisis  Geokimia Minyak dan Gas Bumi pada Batuan Induk Formasi  “X”  Cekungan  “Y” .  Skripsi. Jatinangor: Universitas Padjajaran. Cooles,  G.P.,  A.S.  Mackenzie.,  dan  T.M. Quigley.,  1986. Calculation  of  Petroleum Masses  Generated  and  Expelled  from Source  Rocks,  Advances  in  Organic Geochemistry ,  Oxford  Pergamon  Press,
235-245. DOI: doi.org/10.1016/0146- 6380(86)90026-4
Huang,  W.Y.  dan  Meischein,  W.G.,  1979. Sterols as Ecological Indicators . Geochimica  et  Cosmochimica Acta ,  43,
739-745. https://doi.org/10.1016/0016- 7037(79)90257-6
Hunt,  J.M.,  1996. Petroleum  Geochemistry and Geology . W.H. Freeman and Company, 2nd ed., San Francisco.
Killops, S. dan Killops, V., 2005.
Introduction  to  Organic  Geochemistry ,
2nd edition. Australia: Blackwell
Publishing.
Mudjiono,  R.,  dan  Pireno,  G.E.,  2001,
Exploration  Of  The  North  Madura Platform,  Offshore  East  Java,  Indonesia, 28th  Annual  Convention  Proceeding Indonesian Petroleum Association . Peters, K.E.  dan Cassa,  M.R.,  1994. Applied
Source  Rock  Geochemistry  Dalam  L.B.,
Magoon  dan  W.G.,  Dow., The  Petroleum System  from  Source  to  Trap:  AAPG Memoir 60.
Peters,  K.E.,  Walters,  C.C.,  dan  Moldowan,
J.M.,  1993. The  Biomarker  Guide: Interpreting Molecular Fossils in Petroleum  and  Ancient  Sediments .  New Jersey: Prentice Hall. Peters,  K.E.,  Walters,  C.C.,  dan  Moldowan, J.M.,  2005. Biomarkers  and  Isotopes  in
The  Environment  and  Human  History . United Kingdom: Cambridge University. Saerina,  A.N.,  Kurniasih,  A.,  dan  Setyawan,
R.,  2021.  Analisis  Perkembangan  Fasies Dan  Lingkungan  Pengendapan  Pada Interval Formasi Kujung Dan Tuban, Blok West  Tuban,  Cekungan  Jawa  Timur,
Jurnal  Geosains  dan  Teknologi ,  4(1). DOI: https://doi.org/10.14710/jgt.4.1.2021.38- 47 Satyana,  A.H.,  2010, Petroleum  Geology  of
Indonesia:  Current  Knowledge ,  Regular HAGI Course. Surabaya. Silaen,  M.,  Aribowo,  Y.,  dan  Setyawan,  R.,
2021, Potensi Reservoir Batupasir Formasi  Ngimbang  dan  Interval  Umur pra-Tersier Area Silaen-10, Sub-
Cekungan  Kangean,  Cekungan  Jawa
Timur  Utara, Jurnal  Geosains  dan Teknologi , 4(2). DOI: 10.14710/jgt.4.2.2021.101-116 Schmoker, J.W., 1994, Volumetric
Calculation  of  Hydrocarbons  Generated ,
dalam  L.B  Magoon  dan  W.G  Dow.,  The Petroleum  System  from  Source  to  Trap: AAPG Memoir 60, 323-328. Tissot,  B.P.  dan  Welte,  D.H.,  1984. Petroleum  Formation  and  Occurrence , Springer-Verlag, New York. Waples,  D.W.,  1985. Geochemistry  in
Petroleum Exploration , Internasional
Human Resources Development Corporation, Boston. Waples,  D.W.,  dan  Machihara,  T.,  1991. Biomarkers  for  Geologists–A  Practical Guide  to  the  Application  of  Steranes  and Triterpanes in Petroleum Geology, Technology Research Center Japan National  Corporation  Chiba ,  AAPG
Methods in Exploration no. 9.