Abstrak—Analisis  biomarka  fraksi  hidrokarbon  alifatik  dan aromatik  pada  sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu,  formasi Wonocolo, Jawa Timur dilakukan untuk mengetahui implikasi geokimia organik guna membantu upaya reaktivasi sumur tua didaerah tersebut. Analisis biomarka dilakukan melalui metode fraksinasi  serta  identifikasi  struktur  menggunakan  instrumen Kromatografi  Gas  -  Spektrometri  Massa  (KG-SM),  sehingga dapat  diketahui  tingkat  kematangan  termal  pada  sampel minyak Blok Cepu. Didapatkan nilai CPI sebesar 1,68, LHCPI sebesar  0,88,  rasio  Ts/Tm  sebesar  0,55  serta  ditemukannya senyawa 17β(H),21α(H)-hopana,  dan  17α(H),21β(H)-30- homohopana  konfigurasi  (22S)  dengan  kelimpahan  tinggi menunjukan  kematangan  termal  yang  rendah  dari  sampel minyak  mentah  Blok  Cepu  yang  dianalisis.  Keberadaan senyawa  1,6-DMN  dan  kadalena  dengan  kelimpahan  tinggi serta ditemukannya senyawa seterana dengan ikatan tak jenuh juga menunjukan kematangan termal yang rendah pada sampel minyak Blok Cepu.
.
Kata  Kunci—Alifatik,  Aromatik,  Biomarka,  Blok  Cepu,  KG- SM, Minyak Mentah.

## I. PENDAHULUAN
NERGI merupakan sektor yang strategis dan mempunyai peranan  penting  dalam  pencapaian  tujuan  sosial, ekonomi, dan lingkungan untuk pembangunan berkelanjutan serta merupakan pendukung bagi kegiatan ekonomi nasional. Kebutuhan energi Indonesia dari tahun ke tahun mengalami peningkatan  seiring  dengan  meningkatnya  pertumbuhan ekonomi  dan  jumlah  penduduk  Indonesia.  Ketergantungan terhadap  energi  fosil,  terutama  minyak  bumi  dalam pemenuhan  konsumsi  di  dalam  negeri  masih  tinggi,  yaitu sebesar 96% dari total konsumsi energi nasional [1-2].
Kebutuhan minyak Indonesia dimasa mendatang diprediksi akan terus meningkat, sedangkan produksi minyak bumi  cenderung  menurun  selama  10  tahun  terakhir.  Ada banyak  faktor  yang  membuat  produksi  minyak  bumi menurun,  salah  satunya  adalah  kondisi  lapangan  minyak bumi  itu  sendiri.  Tercatat,  sebesar  72%  produksi  minyak bumi di Indonesia berasal dari lapangan - lapangan tua yang telah  berproduksi  lebih  dari  30  tahun  sementara  produksi minyak di sumur baru relatif masih terbatas [3-4].
Terbatasnya produksi minyak bumi di sumur - sumur baru, menimbulkan  beberapa  solusi  untuk  memenuhi  kebutuhan energi  minyak  bumi  Indonesia.  Salah  satunya  yaitu melakukan  reaktivasi  sumur-sumur  tua  yang  sudah ditinggalkan [2]. Indonesia memiliki banyak sumur tua yang dapat direaktivasi untuk meningkatkan dan mengoptimalkan produksi  minyak  bumi  di  dalam  suatu  wilayah  kerja.  Salah satu daerah yang dapat direaktivasi adalah sumur - sumur tua yang berada di Blok Cepu, formasi Wonocolo [5]. Cekungan
Jawa  Timur  bagian  Utara  dibagi  menjadi  tiga  zona,  yakni: Zona  Kendeng,  Zona  Pegunungan  Selatan,  dan  Zona Rembang.  Sumur-sumur  tua  di  formasi  Wonocolo,  Blok Cepu,  termasuk  dalam  Zona  Rembang.  Zona  Rembang berada  di  perbukitan  membentuk  struktur  jebakan  atau perangkap  dari  hidrokarbon. Sehingga  terdapat banyak  titik sumur minyak bumi yang masih aktif di daerah tersebut [6].
Upaya  reaktivasi  sumur  tua  memerlukan  beberapa informasi geokimia organik disamping informasi geologi dan geofisikanya.  Kajian  geokimia  organik  melalui  analisis biomarka  dapat  digunakan  untuk  mengetahui  tingkat kematangan  dari  minyak  mentah  Blok  Cepu  formasi Wonocolo.  Biomarka  merupakan  senyawa  penanda  biologi atau  senyawa  fosil  yang  mempunyai  kerangka  dasar  sama dengan  prekursornya  pada  makhluk  hidup  [7].  Penelitian yang  dilakukan  oleh  Perry  Burhan  pada  minyak  mentah Tarakan juga melaporkan keberadaan biomarka hidrokarbon alifatik  dan  aromatik  seperti  senyawa n -alkana,  senyawa hopanoid  serta  keberadaan  derivat  naftalena  dan  fenantrena dari  fraksi  aromatik,  dapat  mengindikasikan  tingkat kematangan dari sampel minyak mentah [8].
Analisis  kandungan  biomarka  dalam  sampel  minyak mentah  Blok  Cepu  yang  akan  dilaporkan  dalam  tulisan  ini menggunakan  metode  fraksinasi  dan  Kromatografi  Gas  - Spektrometri Massa (KG-SM) [7]. Kajian geokimia organik melalui  analisis  biomarka  pada  sampel  minyak  mentah  ini, diharapkan  dapat  memberikan  informasi  yang  dibutuhkan dalam rangka rencana reaktivasi sumur - sumur tua di daerah Blok Cepu formasi Wonocolo, yang sudah ditinggalkan oleh perusahaan minyak sebelumnya.

## II. METODOLOGI PENELITIAN

## A. Ekstraksi Minyak Blok Cepu
Sampel  minyak  mentah  diambil  sebanyak  50  mL dipisahkan dari fraksi air menggunakan corong pisah hingga membentuk  dua  (2)  lapisan,  lapisan  atas  adalah  minyak sedangkan  lapisan  bawah  adalah  air.  Pisahkan  lapisan  atas yang  merupakan  lapisan  minyak  dari  lapisan  bawah  yang merupakan air. Minyak hasil ekstraksi ditambahkan dengan pelarut n -heksana  berlebih, kemudian  didiamkan  selama 24 jam. Endapan berupa bitumen yang terbentuk setelah 24 jam disaring dari filtrat yang berupa malten menggunakan kertas saring Whatman [9]. Filtrat yang merupakan malten diambil dan  diuapkan  pelarutnya  menggunakan  rotari  evaporator vakum, menghasilkan ekstrak organik total atau disebut EOT. Proses  pemisahan  bitumen  dari  malten  menghasilkan bitumen sebanyak 1,75 gram dan malten atau EOT sebanyak 2,10  gram.  EOT  yang  diperoleh  dilakukan  analisis  lebih

## Analisis Biomarka Minyak Mentah Sumur Tua Blok Cepu, Formasi Wonocolo, Jawa Timur
Miranti Widi Puspita Ayu, Perry Burhan, Yulfi Zetra Departemen Kimia, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) e-mail : perry.burhan@esdm.go.id
E
lanjut  yakni  fraksinasi  untuk  pemisahan  atas  fraksi hidrokarbon alifatik dan aromatik.

## B. Fraksinasi Minyak Blok Cepu
Ekstrak  Organik  Total  (EOT)  dari  sampel  minyak  Blok Cepu  yang diperoleh, difraksinasi dengan metode kromatografi  kolom  untuk  mendapatkan  fraksi  hidrokarbon alifatik  dan  aromatik.  Sebelum  dilakukan  fraksinasi,  maka disiapkan terlebih dahulu kolom yang akan digunakan dengan cara memasukkan kapas dan pasir laut ( sea sand ) ke dalam kolom.  Selanjutnya  dicampur  100  gram  silika  gel  GF254 ukuran 60 mesh untuk kromatografi kolom dengan 150 mL pelarut n -heksana  sebagai  fasa  diam  dan  dimasukkan  ke dalam  kolom  yang  telah  dipersiapkan  pada  tahap sebelumnya. Fasa diam dalam kolom dipadatkan dengan cara dialiri  pelarut n -heksana  secara  berulang,  hingga  fasa  diam dalam kolom benar-benar sudah padat dan homogen [10-11].
EOT  dari  Sampel  minyak  mentah  dimasukkan  ke  dalam kolom dan dilakukan elusi secara bertingkat dengan pelarut n -heksana,  diklorometana  dan  metanol  sebagai  fasa  gerak. Pelarut n -heksana  digunakan  untuk  mendapatkan  fraksi hidrokarbon alifatik, pelarut diklorometana digunakan untuk mendapatkan fraksi hidrokarbon aromatik, sedangkan pelarut metanol untuk mendapatkan fraksi organik polar. Selanjutnya dilakukan  proses  penguapan  pelarut  menggunakan  rotari evaporator vakum  untuk  ketiga  fraksi  yang  didapatkan  [4], [10], [12].
Fraksi  hidrokarbon  aromatik  yang  telah  diuapkan pelarutnya  didesulfurisasi  dengan  serbuk  Cu  (metode:  [12- 13]). Desulfurisasi dilakukan dengan cara melarutkan ekstrak pekat  hidrokarbon  aromatik  dalam  10  mL  pelarut diklorometana,  selanjutnya  dialirkan  ke  dalam  kolom  kecil yang telah diisi dengan serbuk Cu dan ditampung filtratnya. Filtrat  hidrokarbon  aromatik  yang  sudah  didesulfurasi  dan fraksi  hidrokarbon  alifatik  dikeringkan  dari  pelarutnya dengan cara meniupkan gas nitrogen ke dalamnya sehingga diperoleh  ekstrak  pekat  masing  -  masingnya  sebesar  0,83 gram  untuk  ekstrak  organik  fraksi  hidrokarbon  alifatik  dan 0,61  gram  untuk  hidrokarbon  aromatik.  Fraksi  hidrokarbon aromatik  dan  alifatik  kemudian  dianalisis  menggunakan Kromatografi  Gas-Spektrometri  Massa  (KG-SM)  untuk mengidentifikasi struktur biomarka.

## C. Analisis  dengan  Kromatografi  Gas-Spektometri  Massa (KG-SM)
Instrumen  yang  digunakan  adalah  KG-SM  Agilent GCMSD5975C  dengan  tipe  kolom  HP-5MS  (60  µm  x  250 µm  x  0,33  µm).  Gas  pembawa  yaitu  gas  helium  (He), spektrometer massa dioperasikan dengan energi elektron 70 eV. Analisis dilakukan dengan kondisi operasional yaitu suhu isotermal  70  ℃  dipertahankan  selama  1  menit,  dinaikkan menjadi 100 °C dengan kecepatan 10°C/menit dan dinaikkan kembali  menjadi  180  °C  dengan  kecepatan  1°C/menit, kemudian dinaikkan lagi menjadi 315 °C dengan kecepatan 5 °C/menit. Suhu akhir isotermal 315 °C dipertahankan selama 7 menit.

## D. Identifikasi Struktur dan Analisis Data
Senyawa-senyawa
diidentifikasi berdasarkan fragmentogram  m/z  spesifik,  pola  waktu  retensi  dan fragmentasi spektrum massa yang diperoleh dan dibandingkan  dengan  hasil  yang  telah  dilaporkan  oleh
peneliti sebelumnya. Kelimpahan senyawa dihitung menggunakan  area  puncak  yang  diperoleh  dalam  mode integrasi  manual.  Data  kelimpahan  digunakan  untuk menentukan  parameter  geokimia,  seperti  Pr/Ph,  Pr/ n- C 17 , Ph/ n- C 18 , CPI, LHCPI, Index Wax , Ts/Tm, Ts/Ts+Tm, MPI 3 .

## III. HASIL DAN PEMBAHASAN

## A. Ekstraksi dan Fraksinasi Minyak Blok Cepu
Minyak yang didapatkan dari hasil ekstraksi dalam corong pisah  ditimbang  dengan  berat  18,99  gram.  Minyak  hasil ekstraksi  tersebut  ditambahkan  dengan n -heksana  dan disaring  menggunakan  kertas  saring,  menghasilkan  filtrat berupa malten atau ekstrak organik total (EOT) dengan berat 2,10 gram dan endapannya berupa bitumen dengan berat 1,75 gram. Fraksi Malten hasil dari proses ekstraksi, difraksinasi menggunakan  silika  gel  GF254  ukuran  60  mesh  untuk kromatografi kolom dengan metode gradien pelarut.
Fraksi  hidrokarbon  alifatik  dielusi  dengan  pelarut n - heksana karena hidrokarbon alifatik bersifat non-polar, fraksi hidrokarbon  aromatik  dengan  eluen  diklorometana  (DCM) karena  hidrokarbon  aromatik  bersifat  polar  dan  fraksi polar dielusi  dengan  metanol  karena  tingkat  kepolarannya  lebih tinggi  dibandingkan  dengan  senyawa  hidrokarbon  aromatik [10-11].  Sebelum  fraksi  hidrokarbon  alifatik  dan  aromatik dianalisis  menggunakan  Kromatografi  Gas-Spektrometri Massa, fraksi hidrokarbon aromatik didesulfurasi menggunakan  metode  yang  dilakukan  oleh  rujukan  pada sampel  geologi  Israel  sehingga  menghasilkan  fraksi hidrokarbon aromatik bebas dari senyawa belerang [12].

## B. Identifikasi dan Analisis Biomarka Minyak Blok Cepu
Analisis  biomarka  yang  dilakukan  terhadap  fraksi hidrokarbon  alifatik  dan  aromatik  sampel  minyak  mentah Blok  Cepu  formasi  Wonocolo,  menggunakan  metode Kromatografi Gas-Spektrometri Massa dan didapatkan hasil berupa Total  Ion  Chromatogram (TIC).  Analisis  dilakukan berdasarkan fragmentogram m/z tertentu, pola waktu retensi dan  membandingkan  spektrum  massa  tiap  puncak teridentifikasi dengan hasil penelitian yang telah dipublikasikan oleh peneliti terdahulu (contoh: [7], [12], [14- 19]).
Kelompok biomarka hidrokarbon alifatik yang teridentifikasi  dalam  sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu antara lain n -alkana, isoprenoid, sesquiterpenoid, sterana, dan pentasiklik  triterpana.  Sedangkan,  kelompok  biomarka hidrokarbon  aromatik  yang  teridentifikasi  adalah  derivat naftalena, derivat fenantrena, derivat bifenil, derivat krisena, aromatik  heterosiklik  dan  aromatik  triterpenoid  pentasiklik. Hasil analisis biomarka yang teridentifikasi dapat digunakan untuk  mengetahui  tingkat  kematangan  termal  dari  sampel minyak mentah Blok Cepu.

## C. Biomarka sebagai Indikator Kematangan Termal
Beberapa  hidrokarbon  alifatik  yang  dianalisis  dalam minyak  mentah  Blok  Cepu  mengindikasikan  kematangan termal  yang  masih  rendah.  Keberadaan  biomarka n -alkana rantai  pendek,  menengah  dan  panjang  dengan  spektrum massa  yang  ditunjukan  pada  Gambar  1,  Gambar  2  dan Gambar 3 dapat mengindikasikan tingkat kematangan sampel sedimen  melalui  besar  nilai  CPI.  Parameter  CPI  ( Carbon Preference  Index) merupakan  perbandingan  antara  karbon
ganjil terhadap karbon genap terutama pada n -alkana di atas C 25 [20]. Jika nilai CPI > 1 menunjukkan kematangan yang rendah  pada  sampel  geologi  [20-22].  Didapatkan  nilai  CPI sebesar  1,68  pada  sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu  yang dianalisis  mengindikasikan  bahwa  sampel  minyak  tersebut memiliki kematangan termal yang rendah. Hal ini didukung oleh  nilai  LHCPI  yang  didapat  yakni  sebesar  0,88.  Sesuai dengan  penelitian  oleh  rujukan  terhadap  biomarka  alifatik batubara pada zaman Palaeozoik Akhir bahwa nilai LHCPI < 1  mengindikasikan  sampel  minyak  dengan  kematangan termal yang rendah [23].
Keberadaan  kelompok  pentasiklik  triterpana  juga  dapat digunakan  untuk  mengindikasikan  tingkat  kematangan  dari sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu.  Pentasiklik  triterpana diidentifikasi berdasarkan fragmentogram m/z 191. Didapatkan hasil kelimpahan tinggi dari senyawa 17β(H),21α(H)-hopana dan homohopana dengan konfigurasi (22R)  yang  memiliki  kestabilan  rendah  (Gambar  4  dan Gambar  5),  menujukan  sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu memiliki tingkat kematangan yang masih rendah [7-8], [16].
Keberadaan
senyawa 18α(H),21β(H)-22,29,30- trisnorhopana (Ts) dan 17α(H),21β(H)-22,29,30- trisnorhopana (Tm) dalam sampel minyak mentah Blok Cepu yang  dianalisis  juga  dapat  dijadikan  sebagai  indikator kematangan  melalui  rasio  Ts/Tm  [7],  [24-25].  Nilai  rasio Ts/Tm  <  1  dapat  mengindikasikan  sampel  minyak  dengan kematangan  rendah  [26-28].  Oleh  sebab  itu,  diperolehnya nilai  rasio  Ts/Tm  sebesar  0,55  (Tabel 1)  mengindikasikan sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu  memiliki  kematangan termal yang rendah. Tingkat kejenuhan suatu senyawa dapat digunakan untuk mengetahui tingkat kematangan termal dari sampel minyak mentah [29-31]. Senyawa sterana dengan m/z 217 ditemukan dalam sampel minyak Blok Cepu antara lain 24-metilkolestadiena;  5α(H)-7-kolestena  dan  24R-24-metil- 5α(H),14β(H),17β(H)-kolestana.  Senyawa  sterana  yang memiliki  ikatan  tak  jenuh,  seperti  24-metilkolestadiena  dan 5α(H)-7-kolestena dengan spektrum massa yang ditunjukan pada  Gambar  6  dan  Gambar  7,  cenderung  ditemukan  pada sampel  minyak  mentah  yang  belum  matang  [31-33].  Oleh sebab  itu,  teridentifikasinya  kedua  biomarka  ini  dalam
Gambar 1. Spektrum massa senyawa n -C 17.
Gambar 2. Spektrum massa senyawa n -C 24. Gambar 3. Spektrum massa senyawa n -C 31.
Gambar 4. Spektrum massa senyawa 17β(H),21α(H)-hopana.
sampel minyak yang dianalisis, membuktikan bahwa minyak mentah Blok Cepu ini memiliki kematangan rendah.
Senyawa  hidrokarbon  aromatik  seperti  derivat  naftalena, fenantrena,  dan  bifenil  dapat  mendukung  indikator kematangan termal pada sampel minyak mentah Blok Cepu. Senyawa  metil  naftalena  (MN)  yang  teridentifikasi berdasarkan  fragmentogram  m/z  142  adalah  2-MN  dan  1- MN. Senyawa 1-MN kurang stabil dibandingkan dengan 2- MN,  karena  senyawa  1-MN  cenderung  tersubstitusi  pada posisi  α  seperti  ditunjukkan  pada  Gambar  8  [33-36]. Kelimpahan  lebih  tinggi  isomer  1-MN  yang  kurang  stabil strukturnya  dibandingkan  senyawa  2-MN  yang  lebih  stabil mengindikasikan kematangan rendah sampel minyak mentah Blok Cepu yang dianalisis.
Senyawa dimetil naftalena (DMN) teridentifikasi berdasarkan  fragmentogram  m/z  156.  Biomarka  dimetil naftalena  dapat  digunakan  sebagai  indikator  kematangan termal sampel minyak mentah [27], [37-39]. Diketahui bahwa senyawa  1,6-DMN  memiliki  kelimpahan  paling  tinggi
dibandingkan  dengan  senyawa  dimetil  naftalena  (DMN) lainnya.  Jika  ditinjau  dari  strukturnya  seperti  telah ditunjukkan  pada  Gambar  8,  senyawa  1,6-DMN  memiliki gugus  metil  yang  tersubstitusi  pada  posisi  α  dengan kestabilan rendah. Sehingga dapat  mengindikasikan kematangan  termal  yang  rendah  pada  sampel  minyak  Blok Cepu [34], [37], [39-40].
Ditemukannya  senyawa  1,6,7-TMN  dengan  kelimpahan yang  tinggi  dapat  mengindikasikan  sampel  minyak  mentah Blok Cepu memiliki kematangan termal yang rendah. Hal ini dikarenakan, senyawa 1,6,7-TMN tersubstitusi αββ cenderung memiliki kestabilan yang lebih rendah dibandingkan isomer 2,3,6-TMN tersubstitusi βββ yang lebih stabil  seperti  ditunjukkan  pada  Gambar  8  [27],  [37]. Keberadaan biomarka tetrametil naftalena (TeMN) teridentifikasi  berdasarkan  fragmentogram  m/z  184. Kelimpahan  senyawa  1,2,3,5-TeMN  yang  lebih  tinggi dibandingkan isomer lainnya juga mengindikasikan kematangan  rendah  minyak  mentah.  Hal  ini  dikarenakan senyawa  1,2,3,5-TeMN  tersubstitusi  metil  pada  posisi  α cenderung membentuk senyawa yang kurang stabil (Gambar 8) [37-39], [41-42].
Derivat  naftalena  lain  yang  teridentifikasi  berdasarkan fragmentogram m/z 183 dalam sampel minyak mentah Blok Cepu  ini  adalah  kadalena  dan  isokadalena.  Senyawa isokadalena  terben  tuk  dari  hasil  isomerisasi  kadalena  pada
Gambar 5.  Spektrum massa senyawa 22R-17α(H),21β(H)-30- homohopana.
Gambar 6. Spektrum massa senyawa 24-metilkolestadiena.
Gambar 7. Spektrum massa senyawa 5α(H)-7-kolestena.
Gambar 8. Struktur dasar alkil naftalena.
suhu  tinggi,  sehingga  isokadalena  cenderung  lebih  stabil dibandingkan  kadalena  [43-44].  Oleh  sebab  itu  tingginya kelimpahan kadalena dibandingkan isokadalena seperti yang ditemukan  pada  sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu mengindikasikan  kematangan  rendah  pada  sampel  minyak tersebut.
Biomarka aromatik lain yang digunakan sebagai indikator kematangan  adalah  derivat  fenantrena.  Senyawa  metil fenantrena  dalam  sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu teridentifikasi berdasarkan fragmentogram m/z 192. Senyawa metil  fenantrena  (MP)  dapat  digunakan  sebagai  indikator tingkat  kematangan  termal  dari  suatu  sampel  minyak  bumi melalui rumusan indeks metil fenantrena (MPI), yaitu dengan menentukan  nilai  rasio  isomer  metil  fenantrena  yang tersubtitusi β terhadap isomer tersubtitusi α (Gambar 9) [7], [31], [33]. Nilai MPI >1,30 mengindikasikan sampel minyak mentah  dengan  kematangan  termal  yang  tinggi  [31],  [45], [46].
Perhitungan  nilai  MPI  minyak  mentah  Blok  Cepu menunjukkan  hasil  0,99  yang  artinya  lebih  kecil  dari  1,30 sehingga  mengindikasikan  minyak  dengan  kematangan rendah.  Senyawa  (1,3,7+2,6,9+2,7,9)-TMP  yang  ditemukan dalam sampel minyak Blok Cepu, menunjukkan kelimpahan tertinggi. Jika dilihat dari strukturnya, isomer (1,3,7+2,6,9+2,7,9)-TMP memiliki konformasi αββ (Gambar 9). Keberadaan isomer dengan konformasi αββ menunjukkan kestabilan  struktur  yang  rendah,  sehingga  tingginya kelimpahan senyawa ini dalam sampel minyak mentah Blok Cepu mengindikasikan kematangan rendah.
Keberadaan  senyawa  metil  bifenil  (MBP)  dalam  hasil analisis  sampel  minyak  Blok  Cepu  mendukung  indikator kematangan  termal  pada  sampel  tersebut.  Senyawa  metil bifenil (MBP) diidentifikasi berdasarkan fragmentogram m/z 168 [33], [38]. Distribusi senyawa metil bifenil (MBP) yang ditemukan dalam  sampel  minyak  Blok  Cepu  antara  lain,  2- MBP, 3-MBP dan 4-MBP. Kelimpahan isomer 3-MBP relatif sangat  rendah  dibandingkan  dengan  dua  isomer  lainnya dalam  sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu.  Senyawa  ini
memiliki kestabilan struktur isomer yang lebih tinggi karena adanya  gugus  metil  yang  tersubstitusi  pada  posisi  β  seperti pada  Gambar  10  [18],  [33].  Oleh  sebab  itu,  rendahnya kelimpahan  senyawa  ini,  mendukung  indikator  kematangan rendah sampel minyak mentah Blok Cepu yang dianalisis.
Keberadaan  biomarka  alifatik  dan  aromatik  yang teridentifikasi pada sampel minyak Blok Cepu, menunjukan bahwa sampel yang dianalisis memiliki tingkat kemetangan termal rendah.

## IV. KESIMPULAN
Hasil analisis biomarka hidrokarbon alifatik dan aromatik sampel  minyak  mentah  Blok  Cepu  formasi  Wonocolo menunjukan  kematangan  termal  rendah  yang  terindikasi melalui nilai CPI sebesar 1,68, LHCPI sebesar 0,88 dan nilai MPI sebesar 0,99. Kelimpahan tinggi senyawa 17β(H),21α(H)-hopana, 17α(H),21β(H)-30-homohopana konfigurasi (22S), kadalena serta senyawa derivat naftalena, fenantrena dan bifenil dengan kestabilan rendah pada sampel minyak  mentah  yang  dianalisis  mendukung  kematangan rendah sampel minyak mentah Blok Cepu tersebut

## UCAPAN TERIMA KASIH
Tuliskan  ucapan  terima  kasih  kepada  pihak  Lembaga Pengabdian  dan  Pengembangan  Masyarakat  (LPPM)  ITS yang  telah  memberikan  bantuan  dana  dalam  Persiapan  dan pelaksaan  penelitian  ini.  Penulis  juga  mengcapkan  terima kasih  kepada  penambang  minyak  Blok  Cepu  dan  Tim Laboratorium  Geokimia  Molekuler,  Departemen  Kimia, Fakultas  Sains,  Institut  Teknologi  Sepuluh  Nopember Surabaya  yang  telah  memberikan  fasilitas  penelitian, sehingga penelitian ini dapat terlaksana.

## DAFTAR PUSTAKA
[1]  A. Fitriyatus, A. Fauzi, and B. Juanda, “Prediction of fuel supply and consumption in Indonesia with system dynamics model,” J. Ekon. dan Pembang. Indones. , vol. 17, no. 2, pp. 118–137, 2018.
[2]  S. Firdaus and A. Setianto, “Interpretasi Struktur Geologi Berdasarkan Citra  Landsat  8,  SRTM  dan  Anomali  Medan  Gravitasi  Satelit  di Cekungan  Jawa  Timur  Utara,” Prosiding  Seminar  Nasional  Geotik . Universitas Muhammadiyah Surakarta, 2018.
[3]  A.  Nugroho,  A.  Citara,  F.  A.  Dama,  R.  Wafira,  R.  Yuniati,  and  S. Nuryadin, Buletin  SKK  MIGAS:  Langkah-Langkah  Strategis Meningkatkan  Produksi  Minyak  Bumi ,  71st  ed.  Jakarta:  Departemen Komunikasi SKK Migas, 2019.
[4]  Suharyati et  al. , Indonesia  Energy  Outlook  2019 ,  1st  ed.  Jakarta: Secretary General of the National Energy Council, 2019.
[5]  S.  Gunanto,  “Optimalisasi  pengelolaan  sumur  tua  dalam  rangka peningkatan produksi minyak nasional dan kesejahteraan masyarakat,”
Tabel 1.
Kelimpahan senyawa pentasiklik triterpana
Waktu Retensi (Menit) Nama Senyawa Intensitas (%) 51,13 18α (H),21β(H)-22, 29, 30- trisnorhopana (Ts) 14,40 52,02 17α (H),21β(H)-22, 29, 30- trisnorhopana (Tm) 26,09 Ts/Tm: 14.40/26.09 = 0.55 Ts/(Tm+Ts): 14.40/(26.09+14.40) = 0.36
Gambar 9. Struktur dasar alkil fenantrena.
Gambar 10. Struktur dasar alkil bifenil
J. Miner. Energi, dan Lingkung. , vol. 1, no. 2, pp. 16–25, 2017.
[6]  E.  Sharaf,  J.  A.  Simo,  A.  R.  Carroll,  and  M.  Shields,  “Stratigraphic evolution of oligocene; miocene carbonates and siliciclastics, East Java basin, Indonesia,” Am. Assoc. Pet. Geol. Bull. , vol. 89, no. 6, pp. 799– 819, 2005.
[7]  K.  E.  Peters,  K.  E.  Peters,  C.  C.  Walters,  and  J.  M.  Moldowan, The Biomarker  Guide ,  2nd  ed.,  vol.  1.  London:  Cambridge  University Press, 2005.
[8]  D.  Nirmala,  R.  Y.  P.  Burhan,  S.  Suprapto,  and  Y.  Zetra,  “Aliphatic hydrocarbon biomarkers of Sekar Kurung Gresik crude oil,” Malaysian J. Fundam. Appl. Sci. , vol. 15, no. 3, pp. 426–431, 2019.
[9]  H.  Alboudwarej,  J.  Beck,  W.  Y.  Svrcek,  H.  W.  Yarranton,  and  K. Akbarzadeh,  “Sensitivity  of  asphaltene  properties  to  separation techniques,” Energy & Fuels , vol. 16, no. 2, pp. 462–469, 2002.
[10]  M.  Radke,  H.  Willsch,  and  D.  H.  Welte,  “Preparative  hydrocarbon group  type  determination  by  automated  medium  pressure  liquid chromatography,” Anal. Chem. , vol. 52, no. 3, pp. 406–411, 1980.
[11]  J. Pryček, M. Ciganek, and Z. Šimek, “Development of an analytical method for polycyclic aromatic hydrocarbons and their derivatives,” J. Chromatogr. A , vol. 1030, no. 1–2, pp. 103–107, 2004.
[12]  R. Y. P. Burhan, J. M. Trendel, P. Adam, P. Wehrung, P. Albrecht, and A. Nissenbaum, “Fossil bacterial ecosystem at methane seeps: origin of  organic  matter  from  Be’eri  sulfur  deposit,  Israel,” Geochim. Cosmochim. Acta , vol. 66, no. 23, pp. 4085–4101, 2002.
[13]  C. Huang, B. Chen, J. Zhang,  Z. Liu, and Y.  Li, “Desulfurization of gasoline by extraction with new  ionic liquids,” Energy & Fuels , vol. 18, no. 6, pp. 1862–1864, 2004.
[14]  R.  P.  Philp, Fossil  Fuel  Biomarkers:  Applications  and  Spectra (Methods  in  Geochemistry  and  Geophysics) ,  1st  ed.  New  York: Elsevier Science Ltd, 1985.
[15]  J.  Tuo  and  R.  P.  Philp,  “Saturated  and  aromatic  diterpenoids  and triterpenoids  in  eocene  coals  and  mudstones  from  China,” Appl. Geochemistry , vol. 20, no. 2, pp. 367–381, 2005.
[16]  Y. Zetra, I. B. Sosrowidjojo, and R. Y. P. Burhan, “Paleoenvironment of  brown  coal  from  sangatta  coal  mines,  East  Borneo,  Indonesia,” J. Teknol. , vol. 78, no. 7, 2016.
[17]  E.  Darilmaz,  “Aliphatic  hydrocarbons  in  coastal  sediments  of  the Northern  Cyprus (Eastern  Mediterranean),” Environ.  Earth  Sci. ,  vol. 76, no. 5, p. 220, 2017.
[18]  L. G. Gadelha et al. , “Distribution patterns of aliphatic hydrocarbons in sediments from a tropical estuarine system,” Mar. Pollut. Bull. , vol. 149, p. 110607, 2019.
[19]  H. Xu, S. C. George, and D. Hou, “Algal-derived polycyclic aromatic hydrocarbons  in  Paleogene  lacustrine  sediments  from  the  Dongying Depression, Bohai Bay Basin, China,” Mar. Pet. Geol. , vol. 102, pp. 402–425, 2019.
[20]  J.-H.  Kim,  D.-H.  Lee,  S.-H.  Yoon,  K.-S.  Jeong,  B.  Choi,  and  K.-H. Shin,  “Contribution  of  petroleum-derived  organic  carbon  to sedimentary  organic  carbon  pool  in  the  eastern  Yellow  Sea  (the northwestern Pacific),” Chemosphere , vol. 168, pp. 1389–1399, 2017.
[21]  M.  M.  El  Nady,  F.  M.  Harb,  and  N.  S.  Mohamed,  “Biomarker characteristics of crude oils from Ashrafi and GH oilfields in the Gulf of Suez, Egypt: An implication to source input and paleoenvironmental assessments,” Egypt. J. Pet. , vol. 23, no. 4, pp. 455–459, 2014.
[22]  A.  Izart,  I.  Suarez-Ruiz,  and  J.  Bailey,  “Paleoclimate  reconstruction from  petrography  and  biomarker  geochemistry  from  Permian  humic coals in Sydney Coal Basin (Australia),” Int. J. Coal Geol. , vol. 138, pp. 145–157, 2015.
[23]  J. Schwarzbauer, R. Littke, R. Meier, and H. Strauss, “Stable carbon isotope ratios of aliphatic biomarkers in Late Palaeozoic coals,” Int. J. coal Geol. , vol. 107, pp. 127–140, 2013.
[24]  M.  J.  Fabiańska  and  K.  K.  J.  Kruszewska,  “Relationship  between petrographic  and  geochemical  characterisation  of  selected  South African coals,” Int. J. Coal Geol. , vol. 54, no. 1–2, pp. 95–114, 2003.
[25]  R.  Wang et  al. ,  “Highly  stable  La0.6Sr0.4Co0.2Fe0.8O3−δ  hollow fibre membrane for air separation swept by steam or steam mixture,” J. Memb. Sci. , vol. 479, pp. 232–239, 2015, doi: 10.1016/j.memsci.2015.01.006.
[26]  H.  Amijaya  and  R.  Littke,  “Properties  of  thermally  metamorphosed coal from Tanjung Enim Area,  South Sumatra Basin,  Indonesia with special  reference  to  the  coalification  path  of  macerals,” Int.  J.  Coal Geol. , vol. 66, no. 4, pp. 271–295, 2006.
[27]  S.  Aboglila,  A.  Abdulgader,  A.  Albaghdady,  O.  Hlal,  and  E.  Farifr, “Biomarker Ratios and Stablecarbon Isotopes to Describe Crude Oils Characteristics in the Murzuq Basin (Libya),” Adv. Res. , vol. 18, no. 3, pp. 1–12, 2019, doi: 10.9734/air/2019/v18i330094.
[28]  R. Fang et al. , “Dibenzothiophenes and benzo [b] naphthothiophenes:
Molecular  markers  for  tracing  oil  filling  pathways  in  the  carbonate reservoir of the Tarim Basin, NW China,” Org. Geochem. , vol. 91, pp. 68–80, 2016.
[29]  Z.  Lu,  S.  Chen,  Q.  He,  Y.  Li,  J.  Zhang,  and  Q.  Wu,  “Relationship between methylphenanthrene distribution and organic matter maturity: a  case  study  of  Yangchang  Formation  Chang  7  source  rocks,  Erdos Basin, China,” Pet. Sci. Technol. , vol. 36, no. 20, pp. 1718–1724, 2018.
[30]  E. Jaroszewicz, M. Bojanowski, L. Marynowski, M. Łoziński, and A. Wysocka, “Paleoenvironmental conditions, source and maturation of Neogene  organic  matter  from  the  siliciclastic  deposits  of  the  Orava- Nowy Targ Basin,” Int. J. Coal Geol. , vol. 196, pp. 288–301, 2018.
[31]  G. N. Gordadze, M. V Giruts, A. R. Poshibaeva, A. A. Alferova, and A. A. Yusupova, “Change in maturity of coals of the same genotype occurring at different depths, as determined by saturated hydrocarbon biomarkers,” Pet. Chem. , vol. 60, pp. 264–269, 2020.
[32]  M. Amo, N. Suzuki, T. Shinoda, N. P. Ratnayake, and K. Takahashi, “Diagenesis and distribution of sterenes in Late Miocene to Pliocene marine  siliceous  rocks  from  Horonobe  (Hokkaido,  Japan),” Org. Geochem. , vol. 38, no. 7, pp. 1132–1145, 2007.
[33]  M. A. Kruge, “Determination of thermal maturity and organic matter type by principal components analysis of the distributions of polycyclic aromatic compounds,” Int. J. coal Geol. , vol. 43, no. 1–4, pp. 27–51, 2000.
[34]  R.  Y.  P.  Burhan,  A.  M.  Chairacita,  Y.  Zetra,  and  E.  Mutiara, “Biomarking study of aromatic hydrocarbon fraction crude oil Tarakan, North Kalimantan,” J. Tek. ITS , vol. 8, no. 2, pp. B32--B38, 2019.
[35]  A. Armstroff, H. Wilkes, J. Schwarzbauer, R. Littke, and B. Horsfield, “Aromatic  hydrocarbon  biomarkers  in  terrestrial  organic  matter  of devonian to permian age,” Palaeogeogr. Palaeoclimatol. Palaeoecol. , vol. 240, no. 1–2, pp. 253–274, 2006.
[36]  M.  Asif,  R.  Alexander,  T.  Fazeelat,  and  K.  Grice,  “Sedimentary processes for the geosynthesis of heterocyclic aromatic hydrocarbons and fluorenes by surface reactions,” Org. Geochem. , vol. 41, no. 5, pp. 522–530, 2010.
[37]  S. D. Killops and V. J. Killops, Introduction to Organic Geochemistry , 2nd ed. Oxford: Wiley-Blackwell, 2013.
[38]  M.-F.  Romero-Sarmiento,  A.  Riboulleau,  M.  Vecoli,  and  G.  J.-M. Versteegh,  “Aliphatic  and  aromatic  biomarkers  from  gondwanan sediments  of  late  ordovician  to  early  devonian  age:  An  early terrestrialization  approach,” Org.  Geochem. ,  vol.  42,  no.  6,  pp.  605– 617, 2011.
[39]  Y. Zetra, I. B. Sosrowidjojo, and R. Y. P. Burhan, “Aromatic biomarker from brown coal, Sangatta Coalfield, East Borneo of Middle Miocene to Late Miocene age,” J. Teknol. , vol. 78, no. 6, p. 10, 2016.
[40]  J.  M.  Fabiańska  and  S.  Kurkiewicz,  “Biomarkers,  aromatic hydrocarbons and polar compounds in the Neogene lignites and gangue sediments of the Konin and Turoszów Brown Coal Basins (Poland),” Int. J. Coal Geol. , vol. 107, pp. 24–44, 2013, doi: 10.1016/j.coal.2012.11.008.
[41]  O.  Sonibare,  H.  Alimi,  D.  Jarvie,  and  A.  O.  Ehinola,  “Origin  and occurrence of crude oil in the Niger delta, Nigeria,” J. Pet. Sci. Eng. , vol. 61, no. 2–4, pp. 99–107, 2008.
[42]  Á. Nádudvari, J. M. Fabiańska, M. Misz-Kennan, J. Ciesielczuk, and A.  Kowalski,  “Correction  to:  Investigation  of  organic  material  self- heating  in  oxygen-depleted  condition  within  a  coal-waste  dump  in Upper Silesia Coal Basin, Poland,” Environ. Sci. Pollut. Res. , vol. 27, no. 8, pp. 8308–8309, 2020.
[43]  S.  Widodo,  A.  Bechtel,  K.  Anggayana,  and  W.  Püttmann, “Reconstruction  of  floral  changes  during  deposition  of  the  miocene embalut  coal  from  kutai  basin,  mahakam  delta,  east  kalimantan, indonesia  by  use  of  aromatic  hydrocarbon  composition  and  stable carbon isotope ratios of organic matter.,” Org. Geochem. , vol. 40, no. 2, pp. 206–218, 2009.
[44]  M. Asif and T. Fazeelat, “Petroleum geochemistry of the Potwar Basin, Pakistan:  II--Oil  classification  based  on  heterocyclic  and  polycyclic aromatic hydrocarbons,” Appl. geochemistry , vol. 27, no. 8, pp. 1655– 1665, 2012.
[45]  R.  Othman,  K.  R.  Arouri,  C.  R.  Ward,  and  D.  M.  McKirdy,  “Oil generation  by  igneous  intrusions  in  the  northern  Gunnedah  Basin, Australia,” Org. Geochem. , vol. 32, no. 10, pp. 1219–1232, 2001.
[46]  K. Stojanović, B. Jovančićević, G. S. Pevneva, J. A. Golovko, A. K. Golovko,  and  others,  “New  maturation  parameters  based  on naphthalene  and  phenanthrene  isomerization  and  dealkylation processes aimed at improved classification of crude oils (Southeastern Pannonian Basin, Serbia),” Geochemistry Int. , vol. 45, no. 8, pp. 781– 797, 2007.