## STUDI GEOKIMIA BATUAN INDUK DAN PEMODELAN CEKUNGAN BLOK BERAU BARAT CEKUNGAN BERAU PAPUA BARAT

## HENDRO SITUMORANG, ASEP H. KESUMAJANA, EDDY A. SUBROTO
Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, 40132, Email: hendro.situmorang@yahoo.com
Sari – Eksplorasi pada Cekungan Berau telah dilakukan sejak 30 tahun yang lalu. Telah dilakukan pengeboran dengan target  Formasi  Kais, Formasi  Kembelangan Bawah dan Formasi Tipuma. Beberapa sumur kering dan pada sumur Gunung-1 ditemukan penampakan minyak ( oil show ). Umumnya studi yang dilakukan pada cekungan ini adalah studi reservoir dan perangkap, sedangan geokimia dan pembentukan hidrokarbon jarang dilakukan. Analisis batuan induk telah dilakukan pada setiap formasi sumur Gunung-1. Formasi yang berpotensi menjadi batuan induk pada cekungan ini adalah Formasi Kembelangan Bawah pada umur Jura dan Formasi Tipuma pada umur Trias.  Hasil dari korelasi biomarker sampel minyak berkorelasi positif dan menandakan minyak tersebut satu famili. Korelasi biomarker juga dilakukan  pada  sampel  minyak  dan  Formasi  Kembelangan  Bawah.  Keduanya  berkorelasi  positif  dan  material organiknya tersusun atas campuran yang diendapkan di lingkungan estuarin .
Berdasarkan hasil pemodelan cekungan, pada saat ini Formasi Kembelangan Bawah pada sumur Gunung-1 berada pada kematangan matang akhir. Formasi ini memasuki tahap matang awal pada Kapur Akhir, matang puncak pada Paleosen Akhir dan matang akhir pada Eosen Tengah.
Cekungan Berau telah memiliki sistem petroleum yang lengkap. Selain kelengkapan elemen sistem petroleum, waktu pembentukan  element  tersebut  merupakan  hal  yang  sangat  penting.  Perangkap  (Antiklin  Misool-Onin-Kumawa) terbentuk  pada  Miosen  Akhir-Pliosen.  Minyak  tidak  terakumulasi  dengan  baik  pada  perangkap  tersebut  karena minyak  telah  terbentuk  pada  Kapur  akhir.  Berdasarkan  kematangannya  Formasi  Kembelangan  Bawah  masih berpotensi menghasilkan minyak namun Transformation Ratio sudah mencapai 100% pada Oligosen Awal sehingga batuan induk berhenti menghasilkan
Kata kunci: batuan induk, Cekungan Berau, kematangan, lingkungan pengendapan, pemodelan cekungan
Abstract- Eksploration around Berau Basin had been made since the last 30 years with the drilling objective to test Kais Formation, Lower Kembelangan Formation dan Tipuma Formation. Gunung-1 well is finded oil show and the other well is dry hole . Study in this area generally only at reservoir and trap study. Study of geochemistry and source rock maturity is rarely. Source rock analysis had been done at every formation Gunung-1 well. Lower Kembelangan Formation  and  Tipuma  Formation  is  the  best  rock  sample  for  source  rock  in  this  basin.  The  Biomarker  Lower Kembelangan  Formation  and  oil  sample  had  been  analysis.    Oil  sample  is  showing  posstive  correlation  and  one family oil. The biomarker analysis between Lower Kembelangan and oil sample is showing positive correlation. The both composed from mixing organic material which deposition in estuarine environment.
Base  on  result  of  1  dimension  basin  modeling,  Lower  Kembelangan  Formation  showing  late  mature  maturity. Maturity  of  this formation  is  early  mature  at  Late  Cretaceous,  peak  mature  at  late  Paleocene  and  late  mature  at Middle Eocene.
Berau  Basin  have  complete  petroleum  system  element,  however,  time  of  forming  of  element  is  important.  Trap (MOKR) was formed at Late Mocene-Pliocene. Time of trap forming caused not form hydrocarbon accumulation in this trap, because at this time source rock has been stopped generate hydrocarbon. Transformation ratio was acchive 100% at Early Oligosen.
Keyword: source rock, Berau Basin, maturity, depositional environtment, basin modeling .

## BULLETIN OF
GEOLOGY
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB)
Institut Teknologi Bandung (ITB)

## 1.  PENDAHULUAN
Cekungan  Berau  merupakan  salah  satu cekungan  yang  ada  di  Kawasan  Indonesia Bagian  Timur  tepatnya  di  daerah  Kepala Burung.  Cekungan  ini  merupakan  salah  satu cekungan  yang  berbatasan  langsung  dengan Cekungan  Salawati  di  sebelah  utara  dan Cekungan Bintuni di sebelah timur yang telah terbukti sebagai cekungan yang menghasilkan hidrokarbon. Cekungan Berau memiliki stratigrafi  yang sama dengan kedua cekungan tersebut,  sehingga  cekungan  ini  juga  sangat berpotensi menghasilkan hidrokarbon. Namun setelah  dilakukan  pemboran  beberapa  sumur kering  ( dry  hole )  dan  satu  sumur  didapatkan penampakan minyak ( oil show ). Penelitian ini mencoba  untuk  menganalisis  batuan  induk penghasil  minyak  pada  cekungan  ini  dengan
mengkorelasikan  minyak  terhadap  batuan induk  yang  berpotensi.  Berdasarkan  data geologi,  geokomia  dan  geofisika  dilakukan juga  pemodelan  cekungan  terhadap  sistem petroleum  yang  terbentuk  untuk  mengetahui sebaran kematangan pada batuan induk.

## Geologi Regional
Daerah  penelitian  berada  di  Cekungan  Berau, Papua Barat tepatnya di bagian Kepala Burung yang  merupakan  bagian  dari  Kerak  Benua Autraslia.  Pada  saat  ini  Cekungan  Berau dipengaruhi oleh konvergensi antara Lempeng pasifik  terhadap  Lempeng  Australia  di  utara dan Konvergensi Busur Banda di baratlaut.cekunga  Berau  dibatasi  Tinggian Ayamaru  dibagian  utara,  punggungan  Sekak dibagian timur. ( Gambar 1 ).
Gambar  1. Kondisi  tektonik  Papua  Barat  dan  lokasi  penelitian ( Nillandaroe  dan  Barraclough, 2003 dalam Yunus, 2010).

## Stratigrafi
Cekungan  Berau  terdiri  dari  batuan-batuan yang  berumur  Pra-Tersier  sampai  Tersier. Batuan  dasar  ini  tersingkap  di  Tinggian Kemum.  Formasi  Kemum  berumur  Silur- Devon  terdiri  dari  batu  sabak,  filit,  batupasir
dan  kuarsit  yang  mengalami  metamorfosa derajat  rendah.  Di  atas  Formasi  Kemum diendapkan  secara  tidak  selaras  Kelompok Aifam,  yang  terdiri  dari  Formasi  Aimau, Formasi Aifat, dan Formasi Ainim .

##  Pra-Tersier
Formasi  Tipuma  diendapkan  di  atas  Formasi Ainim  pada  umur  Trias-Jura.  Formasi  ini diendapkan  secara  tidak  selaras  dengan batuannya meliputi perlapisan antara batupasir dan  serpih  yang  diendapkan  pada  lingkungan aluvial-kontinental dengan regresi laut.
Kelompok  Kembelangan  diendapkan  di  atas Formasi  Tipuma.  Kelompok  ini  terdiri  dari Formasi  Kembelangan  Bawah  dan  Formasi Jass. Formasi Kembelangan Bawah diendapkan  pada  umur  Jura-Kapur,  berupa endapan batupasir laut dangkal.

##  Tersier
Di  atas  Formasi  ini  diendapkan  Kelompok Batugamping  New  Guinea  yang  terdiri  dari Formasi  Waripi,  Formasi  Faumai,  Formasi Sirga,  dan  Formasi  Kais.  Formasi  Faumai diendapkan  pada  umur  Eosen  dan  batuannya berupa  batugamping.  Formasi  Sirga  memiliki umur  Oligosen  Akhir-Miosen  Awal,  formasi ini  diendapkan  di  atas  Formasi  Faumai. Formasi Sirga terdiri dari endapkan batugamping.  Formasi Kais terendapkan pada umur  Miosen  Awal-Miosen  Tengah  dengan litologinya berupa batugamping dengan banyak  dijumpai  koral.  Formasi  Klasafet diendapkan  di  atas  Formasi  Kais  yaitu diendapkan pada umur Misoen Akhir. Formasi Steenkool  mulai  diendapkan  pada  umur Pliosen,  terdiri  dari  perlapisan  antara  serpih dan batupasir.

## 2.  DATA DAN METODOLOGI 2.1 Data
Data  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini adalah  data  sumur  dan  data  seismik.  Data sumur yang digunakan adalah sumur TBJ-1X, North  onin-1X  dan  Gunung-1.  Analisis  data geokimia menggunakan data sumur Gunung-1

## 2.2 Metodologi
Secara  umum  metode  yang  digunakan  dalam penelitian adalah  metode  interpretasi  data  log sumur  dan  data  seismik  yang  kemudian diintergrasikan  dengan  data  geokimia  batuan induk untuk membuat pemodelan cekungan.

## 2.2.1 Analisis Geologi
Analisis  ini  meliputi  analisis  biostratigrafi, analisis  geokimia  dan  analisis  petrofisika. Analisis biostratigrafi dilakukan untuk mendapatkan markah yang digunakan untuk Penentuan  horizon  dan  dipetakan  pada penampang seismik. Analisis geokimia dilakukan pada Sumur Gunung-1. Pada analisis geokimia  juga  dilakukan  koreksi  terhadap  Ro menggunakan  persamaan  garis  dari  Syaifudin (1999).  Analisis  pertofisika  dilakukan  pada mud  log untuk  mengetahui  komposisi  litologi tiap  lapisan  dan  menghitung  tebal  erosi menggunakan  log  sonik  yang  dikonversi menjadi  nilai  porositas.  Konversi  dilakukan dengan  persamaan  Raiga-  Clemencau  (Isller, 1992 dalam Kesumajana, 1997)
∅ = 1 − ( 𝑡 𝑚𝑎 𝑡 𝑙𝑜𝑔 ) 1/𝑥 (1)

## 2.2.2 Analisis Geofisika
Analisis  geofisika  meliputi  pemetaan  horizon bawah  permukaan,  pengikatan  data  sismik, serta  pembauatan  peta struktur  bawah permukaan.  Hasil  analisis  geofisika  ini  akan digunakan  untuk  data  masukan  pemodelan cekungan 2D dan 3D

## 2.2.3 Pemodelan 1D dan 3D
Pemodelan cekungan 1D merupakan integrasi dari data umur batuan, paleobatimetri, analisis erosi  dan  analisis  geokimia  yang  di  validasi dengan  nilai  Ro  dan  nilai  BHT.  Intergrasi pemodelan  cekungan  1D  terhadapa  peta struktur bawah permukaan akan menghasilkan pemodelan cekungan 3D.

## 3. Hasil Penelitian

## 3.1 Analisis Batuan Induk
Berdasarkan nilai TOC Formasi Kembelangan bawah,  Tipuma  dan  Kelompok  Aifam  yang paling baik sebagai batuan induk ( Gambar 2 ). Nilai  HI  dari  setiap  formasi  menunjukkan umumnya  semua  formasi  didominasi  oleh kerogen  tipe  III  sedangkan  hanya  Formasi Kembelangan  bawah  yang  memiliki  sampel yang  termasuk  kerogen  Tipe  II  yang  cukup banyak  ( Gambar  3 ).  Dilakukan  plot  silang
data  Ro  terhadap  kedalaman  ( Gambar  4 ). Nilai Ro sampel Formasi Kembelangan Bawah pada cekungan ini mengalami supresi. Koreksi nilai  Ro  pada  sampel  Formasi  Kembelangan Bawah  dilakukan  dengan  persemaan  garis yang Syaifudin (1999). ( Tabel 1 ). Berdasarkan klasifikasi  Peters  dan  Cassa  (1994),  formasi yang  berpotensi  menjadi  batuan  induk  pada cekungan  ini  adalah  Formasi  Kembelangan Bawah dan Formasi Tipuma ( Tabel 2 ). Untuk selanjutnya dilakukan analisis biomarker pada Formasi Kembelangan Bawah untuk dikorelasikan  biomarkernya  dengan  sampel
minyak  yang didapatkan pada tes sumur pada kedalaman 11.740 dan 11.984 kaki.
Berdasarkan hasil analisis biomarker isopreonoid dan sterana, Formasi Kembelangan
Bawah terendapkan di lingkungan pengendapan estuarin tersusun atas material  darat  dan  alga  laut  ( Gambar  5 ). Berdasarkan  analisis  kualitatif  dan  kuantitatif biomarker sterana serta terpana sampel ekstrak Formasi  Kembelangan  Bawah  berkorelasi positif dengan sampel minyak dan menandakan  bahwa  minyak  dihasilkan  oleh Formasi Kembelangan Bawah. ( Gambar 6 ).
Gambar 2. Populasi kuantitas TOC pada semua formasi Sumur Gunung-1.
Gambar 4. Plot silang nilai Ro terhadap kedalaman dari semua formasi sumur Gunung-1.
Tabel 1. Hasil koreksi Ro.
Tabel 2. Rangkuman hasil evaluasi batuan induk seluruh formasi pada Sumur Gunung-1.
Gambar  5. Diagram  segitiga  sterana  dari  sampel  Formasi  Kembelangan  Bawah  (Huang  dan Meinschein, 1979 dalam Waples dan Machihara, 1991).
Gambar 6. Distribusi sterana sampel minyak terhadap Formasi Kembelangan Bawah (Huang dan Meinschein, 1979 dalam Waples dan Machihara, 1991).

## 3.2 Biotratigrafi
Analisis biostratigrafi dilakukan untuk menetukan  umur  puncak  dari  masing-masing formasi berdasarkan foram dan nanoplankton. Umur-umur tersebut digunakan untuk membentuk age  depth  curve ( Gambar  7 ). Melalui  kurva  ini  dapat  dilakukan  analisis ketidakselarasan dan juga ketebalan lapisan yg hilang.

## 3.3 Data Masukan Pemodelan
Data  masukan  pemodelan  meliputi  komposisi lapisan  batuan,  data  geokimia,  SWIT,  aliran bahang ( heat flow) , Ro dan BHT ( bottom hole temperature). Komposisi litologi pada lapisan
batuan  didapatkan  dari mud  log. Komposisi litologi  yang  digunakan  pada  penelitian  ini dapat dilihat pada Tabel 3 . Data geokima yang diperlukan  adalah  TOC  dan  HI.  TOC  yang digunakan  adalah  2,64%  dan  nilai  HI  225 mgHC/g.  Data  SWIT  yang  digunakan berdasarkan Wygrala (1989) pada daerah Asia Tenggara dan dengan kinetic tipe II (Burnham, 1989).  Data  aliran  bahang  merupakan  hasil trial  and  error dengan  mencocokkan  nilai aliran bahang dari waktu ke waktu dengan garis yang memotong nilai Ro dan BHT yang paling tepat.  Jika  garis  telah  tepat  memotong  maka nilai aliran bahang dapat digunakan dan model sudah tervalidasi ( Gambar 8 ).
Gambar 7. Age depth curve dan erosi Sumur Gunung-1.
Tabel 3. Komposisi litologi yang digunakan pada pemodelan cekungan 1D.
Gambar 8. Kalibrasi temperatur (kiri), kalibrasi pantulan vitrinit (tengah) dan kalibrasi porositas (kanan).

## 3.4 Pemodelan Cekungan 1D
Pemodelan  Cekungan  1D  dilakukan  dengan data  masukan  pada  pembahasan  sebelumnya.
Berdasarkan data tersebut dihasilkan Pemodelan Cekungan 1D yang menggambarkan pemendaman
dan kematangan tiap lapisan ( Gambar 9 ). Dengan mengunakan  klasifikasi  Peters  dan  Cassa (1994). Formasi Kembelangan Bawah pada 75 Ma memasuki tahap matang awal, pada umur 68  Ma  memasuki  tahap  matang  puncak  dan pada  umur  45  Ma  memasuki  tahap  matang akhir. Berdasarakan pemodelan ini juga dapat dilihat pembentukan hidrokabon yang digambarkan  dengan  nilai Transformation Ratio dengan  menggunakan  kinetik  tipe  II (Burham, 1989). Transformation Ratio kerogen  pada  Formasi  Kembelangan  Bawah
pada  33  Ma  (Oligosen  Awal)  telah  mencapai 100%.

## 3.5 Pemodelan Cekungan 3D
Pemodelan  cekungan  3D  merupakan  hasil integrasi pemodelan cekungan 1D dengan peta struktur  kedalaman.  Berdasarkan  pemodelan cekungan  3D  persebaran  kematangan  pada Formasi Kebelangan Bawah (Jura Awal) dapat dilihat pada Gambar 10 .

## 3.6 Pemodelan Pembentukan Minyak 3D
Ketebalan batuan induk yang digunkan hanya pada Jura Awal. Berdasarkan peta transformation ratio, >80% luas area dari Blok Berau  Barat  Formasi  kembelangan  Bawah telah tertranformasi 100% menjadi hidrokarbon ( Gambar 11 ).
Gambar 9. Pemodelan cekungan 1D (atas) dan nilai pantulan vitrinit (%Ro) terhadap waktu (bawah).
Gambar 10. Peta kematangan batuan induk saat ini pada interval puncak formasi.
Gambar 11. Peta Transformation Ratio Formasi Kembelangan Bawah (Jura awal).

## 3.7 Migrasi dan Akumulasi Minyak
Migrasi  dan  akumulasi  hidrokarbon  pada reservoir digambarkan pada Gambar 11 . Pada lapisan  Jura  Tengah  tidak  terdapat  bnyak akumulasi yang terbentuk. Pada lokasi Sumur Gunung-1  juga  tidak  terbentuk  akumulasi. Penampakan minyak  ( oil  Show )  pada  interval Formasi Kembelangan Bawah yang ditemukan pada sumur tersebut diinterpretasi sebagai jalur migrasi  yang  dilewati  minyak.  Hal  ini  juga disebabkan  karena  tidak  terbentuk  perangkap pada  lokasi  Sumur-1  sehingga  tidak  ada akumulasi. Pada daerah tinggian Misool-Onin- Kumawa  juga  tidak  terbentuk  akumulasi hidrokarbon.  Hal  ini  sesuai  dengan  hasil  tes sumur TBJ-1X yang dry hole.
3.8 Sejarah Kematangan Batuan Induk . Sejarah  pemendaman  dapat  dilihat  pada Gambar  13-16 .  Sejarah  pemendaman  juga
ditumpang  tindih  dengan  sejarah  kematangan sehingga  keduanya  dapat  dijelaskan  dengan baik.  Pada  umur  286-215  Ma  terendapkan Kelompok  Aifam  dan  Formasi  Tipuma. Kelompok  Aifam  diendapkan  sebelum  lisu sedangkan  Formasi  Tipuma  bersamaan  lisu. Pada  umur  215-210  Ma  Formasi  Tipuma tererosi.  Diperkirakan  erosi  ini  merupakan hasil  dari  regresi.  Kemudian  secara  tidak selaras pada 210-152 Ma terendapkan Formasi Kembelangan  Bawah  yang  menjadi  batuan induk dan reservoir. Pemisahan Kepala Burung terhadap  Lempeng  Australia  disertai  dengan Breakup yang  menyebabkan  erosi  pada  Jura Akhir-Kapur  Akhir  (152-96  Ma).  Selanjutnya secara tidak selaras diatas Formasi Kembelangan  Bawah  diendapkan  Formasi Kembelangan  Atas  sebagai  endapan passive margin pada Kapur Akhir-Paleosen Akhir (96- 52  Ma) . Formasi  Kembelangan  Atas  terdiri
dari serpih yang tebal dan sangat bagus untuk menjadi  batuan  penudung  pada  cekungan  ini. Bersamaan  dengan  pengendapan  Formasi kembelangan Atas, pada Umur 75 Ma, Batuan induk  pada  Formasi  Kembelangan  Bawah (Jura awal) memasuki tahap matang awal. Pada Paleosen  rezim  tektonik  berganti  menjadi rezim kompresi yan diakibatkan oleh tumbukan  antara  Busur  Banda  dan  Lempeng Benua  Indo-Australia  (Henage,  1993).  Pada konsis  cekungan  yang  beralih  dari passive margin ke foreland selanjutnya mengendapkan
Kelompok  Batuan  Gamping  New  Guinea .
Formasi-formasi  tersebut  adalah  Formasi Waripi, Formasi Faumai dan Formasi Kais (52- 9,5 Ma). Kolisi ini menyebabkan pengangkatan  dan  erosi  pada  9,5-5,2  Ma. Selanjutnya diendapkan Formasi Klasafet pada umur  5,2-1,8  Ma  sebagai  endapan  bersamaan kolisi  dan  pada  umur  1,8-0  Ma  diendapkan Formasi  Klasaman  sebagai  endapan  setelah kolisi.  Pada  saat  ini  kematangan  Formasi Kembelangan Bawah pada tahap matang akhir.
Gambar 12. Migrasi dan akumulasi minyak pada Formasi Kembelangan Bawah (Jura Tengah).
Gambar 13. Sejarah kematangan dan pemendaman 215-178 Ma Ma.
Gambar 14. Sejarah kematangan dan pemendaman 152-75Ma.
Gambar 15. Sejarah kematangan dan pemendaman 54-9,5 Ma.
Gambar 16. Sejarah kematangan dan pemendaman 5,2-0 Ma.
4. KESIMPULAN
1. Pada  sumur  Gunung-1  formasi  yang berpotensi  menjadi  batuan  induk  adalah Formasi Kembelangan Bawah (Jura Awal) dan Formasi Tipuma (Trias Akhir).
2. Formasi  Kembelangan  Bawah  memiliki TOC  berkisar  0,1-13,88  wt%,  tergolong buruk  sampai  luar  biasa,  tersusun  atas kerogen tipe II dan III, dan menunjukkan kematangan  matang  puncak  sampai matang akhir.
3. Formasi  Tipuma  memiliki  TOC  berkisar 0,72-2,49  wt%,  tergolong  cukup  sampai sangat baik, tersusun atas  kerogen tipe II dan  III,  dan  menunjukkan  kematangan matang akhir.
4. Analisis  biomarker  menunjukkan  bahwa sampel  minyak  berkorelasi  positif  dan menandakan  minyak  tersebut  satu  famili. Sampel  minyak  dan  sampel  batuan Formasi Kembelangan Bawah berkorelasi positif.  Keduanya  berasal  dari  sumber yang  sama  yaitu  pada  lingkungan pengendapan estuarin tersusun atas material  darat  dan  alga  laut.  Hal  ini menandakan  minyak  dihasilkan  oleh Formasi Kembelangan Bawah.
5. Pada  saat  ini  Formasi  Kembelangan Bawah pada sumur Gunung-1 berada pada kematangan  matang  akhir.  Formasi  ini memasuki tahap matang awal pada Kapur Akhir,  matang  puncak  pada  Paleosen Akhir  dan  matang  akhir  pada  Eosen Tengah
6. Cekungan  Berau  telah  memiliki  elemen sistem  petroleum  yang  lengkap.    Selain kelengkapan  sistem  petroleum  itu,  waktu pembentukan masing-masing elemen merupakan  hal  yang  sangat  penting. Minyak mulai terbentuk pada Kapur Akhir dan  puncak  pembentukan  pada  Paleosen Akhir  sedangkan  perangkap  (Antiklin Misool-Onin-Kumawa (MOK) mulai terbentuk pada Pliosen. Minyak yang telah terbentuk  tidak  akan  terakumulasi  pada perangkap yang berumur jauh lebih muda. Minyak telah terperangkap pada
perangkap-perangkap  yang  lebih  tua. Berdasarkan hasil pemodelan ini, eksplorasi  selanjutnya  disarankan  untuk menggunakan play baru dengan perangkap-perangkap yang terbentuk
sebelum minyak terbentuk agar
terakumulasi  dengan  baik.  Perangkap Antiklin  MOK  tetap  menjadi  target menarik untuk dieksplorasi karena kemungkinan diisi oleh batuan induk yang matang  lebih  muda  dari  kematangan batuan induk Cekungan Berau.

## DAFTAR PUSTAKA
Burnham, A.K. (1989): A simple kinetic model of petroleum formation and cracking, Lawrence Livermore  National  Lab Report, USA. 11. Kesumajana, A. H. P. (1997): Pengembangan Perangkat  Lunak  Untuk  Pemodelan Komputer  Geohistori  Cekungan  Di Indonesia, Tesis Program Pascasarjana, Institut Teknologi Bandung.
Peters, K.E., dan Cassa, M.R. (1994): Applied source rock geochemistry. The Petroleum System from Source to Trap, AAPG Memoir, 60 , 93-117. Syaifudin, M. (1999) Studi koreksi pemantulan vitrinit  pada  formasi  Brown  Shale cekungan  Sumatera  Tengah ,  Tesis, Teknik Geologi-FIKTM ITB, 77 Waples,  D.W  dan  Machihara,  T.  (1991):
Biomarkers  for  geologist-  a  practical guide  to  the  application  of  steranes and triterpanes in petroleum geology. AAPG Methods in Exploration series.
9 , 1-65 .
Wygrala, B.P. (1989) Integrated Study of Oil Field in the Southern Po Basin Northen Italy ,  Ph.D.  Dissertation  University  of Cologne, 217.
Yunus,  F.  (2010): Geologi  Daerah  Sorong Kota  Sorong  Papua  Barat ,  Tugas
Akhir Program Sarjana, Institut Teknologi Bandung.