i
UNIVERSITAS DIPONEGORO
ANALISIS GEOKIMIA HIDROKARBON DAN ESTIMASI
PERHITUNGAN VOLUME HIDROKARBON PADA BATUAN
INDUK AKTIF, CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA
TUGAS AKHIR
SYAHRONIDAVI AL GHIFARI
21100113120019
FAKULTAS TEKNIK
DEPARTEMEN TEKNIK GEOLOGI
v
KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa karena atas rahmat dan hidayah-Nya penulis dapat menyelesaikan karya tulis Tugas Akhir yangberjudul “Analisis Geokimia Hidrokarbon dan Estimasi Perhitungan Volume Hidrokarbon pada Batuan Induk Aktif, Cekungan Jawa Timur Utara”. Energi sangatlah penting pada masa global sekarang ini guna memenuhi kebutuhan industri dan rumah tangga. Saat ini, tingkat permintaan akan energi minyak dan gas bumi sangatlah tinggi. Oleh karena itu, dibutuhkan pengembangan dalam hal eksplorasi, eksploitasi, serta produksi minyak dan gas bumi tersebut. Hanya saja, pada umumnya kegiatan eksplorasi tidaklah berfokus pada batuan induk. Metode yang harus dilakukan pada saat ini salah satunya yaitu melakukan evaluasi potensi dan perhitungan cadangan hidrokarbon pada batuan induk dengan analisis geokimia hidrokarbon. Tugas akhir ini berisikan mengenai evaluasi potensi hidrokarbon, analisis lingkungan pengendapan dengan metode biomarker, hubungan antara sedimentasi dengan kematangan dan penurunan cekungan, serta melakukan perhitungan volume hidrokarbon pada batuan induk yang telah aktif pada sumur SAG-1 hingga SAG-5, Cekungan Jawa Timur Utara dengan menggunakan data primer dan sekunder Perusahaan Redox. Hal tersebut sangatlah penting dilakukan guna menganalisis sumur prospek dalam kegiatan eksplorasi. Penulis menyadari bahwa karya tulis ini masih jauh dari kesempurnaan. Oleh karena itu, sekiranya kritik dan saran sangat diharapkan pada karya tulis ini agar dapat menjadi lebih baik. Penulis berharap semoga karya tulis ini dapat bermanfaat bagi masyarakat luas, perusahaan dan pemerintah terutama dalam peningkatan sumber daya energi.
Semarang, 05 Juni 2017
Penulis
vi
HALAMAN UCAPAN TERIMA KASIH
Dalam pelaksanaan dan penyusunan Tugas Akhir ini, penulis mengucapkan terima kasih kepada:
1. Allah SWT atas segala rahmat, karunia, kemudahan dan kelancaran dalam penyusunan laporan Tugas Akhir, serta segala pelajaran yang telah diberikan kepada penulis selama menjalani kehidupan di dunia.
2. Kedua orang tua tercinta, Ayahanda Ubadah El Farishi dan Ibunda Wiwiek Widayati yang telah memberikan penulis dukungan moral, materiil dan doa selama menjalani masa perkuliahan.
3. Kakak tersayang, Izzaty Choirina Fahmi yang telah memberikan penulis saran, memotivasi, menghibur di kala kesedihan dan memberikan doa.
4. Najib, S.T., M.Eng., Ph.d selaku Ketua Departemen Teknik Geologi Universitas Diponegoro yang telah memberikan penulis izin untuk melaksanakan tugas akhir.
5. Yoga Aribowo, S.T., M.T. selaku pembimbing I dan Reddy Setyawan, S.T., M.T. selaku pembimbing II yang telah memberikan penulis kritik, saran, ilmu pengetahuan dan motivasi selama bimbingan berlangsung.
6. Seluruh dosen Teknik Geologi Universitas Diponegoro yang telah memberikan ilmu pengetahuan bidang geologi serta semangat kepada penulis selama perkuliahan.
7. Perusahaan Redox yang telah memberikan penulis kesempatan dan data-data untuk melaksanakan penelitian tugas akhir berkaitan dengan materi yang diinginkan.
vii
9. Seluruh anggota keluarga Teknik Geologi 2013 yang telah menjadi tempat untuk berbagi ilmu, bercanda tawa, berkeluh kesah dan memberikan segala saran maupun kritik kepada penulis.
10. Teman-teman satu kos Griya Turus yang telah memberikan semangat, kritik, saran dan segala canda tawa kepada penulis.
11. Keluarga besar Teknik Geologi Universitas Diponegoro yang telah memberikan penulis pengalaman dan segala pelajaran baik akademik maupun non akademik.
12. Dan semua pihak yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu yang telah membantu penulis baik secara langsung maupun tidak langsung dalam penulisan laporan ini.
Semarang, 05 Juni 2017
viii
HALAMAN PERSEMBAHAN
Kupersembahkan karya sederhana ini kepada orang-orang yang sangat kukasihi dan sayangi.
Kepada Ibunda dan Ayahanda tercinda sebagai tanda bakti, hormat, dan rasa terima kasih yang tidak terhingga atas segala doa, motivasi, dukungan, nasihat dan rasa sayang selama ini.
Kepada kakak ku atas semua nasihat, rasa sayang dan segala canda tawa selama ini.
Semoga karya tulis ini menjadi langkah awal ku untuk membuat Ibu, Ayah dan kakak bangga.
Dia mengajarkan manusia apa yang tidak diketahuinya (QS: Al-’Alaq1-5)
Niscaya Allah akan mengangkat (derajat) orang-orang yang beriman diantaramu dan orang-orang yang diberi ilmu beberapa derajat
ix
SARI
Kebutuhan konsumsi energi di Indonesia selama tahun 2000–2014 mengalami peningkatan sebesar 3,99% setiap tahun, dari 555,88 MBOE (million barrel oil of
equivalent) menjadi 961,39 MBOE. Tingginya tingkat permintaan dibandingkan dengan
tingkat pendapatan akan kebutuhan minyak dan gas bumi, menyebabkan terjadinya krisis energi. Cekungan Jawa Timur Utara termasuk dalam cekungan yang berpotensi untuk dilakukannya kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi. Hanya saja, kegiatan eksplorasi yang dilakukan pada umumnya berupa analisis reservoir, batuan penutup serta migrasi, sedangkan evaluasi batuan induk sangat disederhanakan. Oleh karena itu, dilakukan penelitian mengenai evaluasi batuan induk, mulai dari analisis
screening, biomarker, sejarah pemendaman dan estimasi volume hidrokarbon.
Penelitian dilakukan pada sumur SAG-1 hingga SAG-5, Cekungan Jawa Timur Utara. 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 geokimiascreening, data biomarker, data peta isopach setiap formasi dan data petrofisika.
Berdasarkan hasil analisis, diketahui bahwa pada umur Miosen hingga Pliosen Formasi Tawun, Formasi Tuban Anggota Rancak dan Anggota 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 2200 m. Lingkungan pengendapan Formasi Ngimbang pada daerah fluvial-deltaik (lower delta plain).
Lingkungan pengendapan Formasi Kujung pada daerah mixed shallow lacustrine
dominated and open marineyaitu pada bagiandelta 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.
x
ABSTRACT
Consumption requirements of energy in Indonesia during 2000-2014 increased 3.99% per years, from 555.88 MBOE(million barrel oil of equivalent)to 961.39 MBOE. The high level of demand compared with the income level of oil and gas needs, causing an energy crisis. North East Java Basin is included in a basin that has potential to do the exploration and exploitation of oil and gas. However, carried exploration activities are generally reservoir analysis, overburden and migration, whereas evaluation of source rock is greatly simplified. Therefore, researches done on source rock evaluation are ranging from screening analysis, biomarker, burial history and estimation of volume hydrocarbon.
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 knowing estimation volume hydrocarbons generation and expulsion. The method used in this research is descriptive analytical methods to analyze the geochemical data screening, biomarker, isopach map of each formation and petrophysical data.
Based on the analysis, it is known that at the age of Miocene to Pliocene Tawun Formation, Tuban Formation Members Rancak and Members Tuban potentially to be a potential source rock as biogenic source rock. Ngimbang Formation and Kujung Formation potentially became an effective source rock, producing a mixed oil and gas, and gas prone with kerogen type II/III and III. Maturity oil window at depth 2200 m. Ngimbang Formation depositional environment was on fluvial-deltaic (lower delta plain). Kujung Formation depositional environment was on the area mixed shallow lacustrine dominated and open marine that is on the delta plain. Estimated volume of hydrocarbons
generation at Ngimbang Formation amounted to 14 BBOE (million barrel oil of
equivalent) and Kujung Formation amounted to 3,39 BBOE. Volume hydrocarbons
expulsion at Ngimbang Formation is 5,62 BBOE– 8,4 BBOE and Kujung Formation is
1,36 BBOE–2,04BBOE.
xi
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL... i
HALAMAN PENGESAHAN... ii
HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS... iii
HALAMAN PERSETUJUAN PUBLIKASI... iv
KATA PENGANTAR... v
HALAMAN UCAPAN TERIMA KASIH ... vi
HALAMAN PERSEMBAHAN... viii I.1 Latar Belakang ... 1
I.2 Identifikasi Permasalahan ... 2
I.3 Maksud dan Tujuan Penelitian... 2
1.3.1 Maksud Penelitian ... 2
1.3.2 Tujuan Penelitian ... 2
I.4 Batasan Masalah ... 3
I.5 Waktu dan Lokasi Penelitian ... 3
I.5.1 Waktu Penelitian ... 3
I.5.2 Lokasi Penelitian ... 4
I.6 Manfaat Penelitian ... 5
I.7 Sistematika Penulisan ... 6
BAB II TINJAUAN PUSTAKA II.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara ... 7
II.2 Kerangka Tektonik Jawa Timur Utara... 7
II.3 Stratigrafi Regional Cekungan Jawa Timur Utara ... 8
II.4 Sistem Minyak Bumi Cekungan Jawa Timur Utara ... 12
II.5 Konsep Dasar Geokimia Hidrokarbon ... 14
II.5.1 Pengertian Batuan Induk ... 15
II.5.2 Bitumen ... 15
II.5.3 Kerogen ... 16
II.6 Total Organic Carbon(TOC) ... 19
II.7 Rock Eval Pyrolysis... 20
II.8 Kematangan Material Organik... 22
II.9 Aplikasi Biomarker ... 22
II.9.1 Analisis Kromatografi Gas ... 23
II.9.2 Analisis Kromatografi Gas-Spektrometri Massa ... 27
II.10 Isotop Karbon... 31
xii
II.12 Hipotesis Penelitian ... 33
BAB III METODOLOGI PENELITIAN III.1 Peralatan dan Bahan yang Digunakan dalam Penelitian... 35
III.1.1 Alat... 35
III.1.2 Bahan ... 35
III.2 Objek Penelitian... 36
III.3 Metode Penelitian ... 36
III.3.1 Metode Deskriptif Analitis ... 36
III.4 Tahapan Penelitian... 37
III.4.1 Tahap Persiapan ... 37
III.4.2 Tahap Pengumpulan Data ... 38
III.4.3 Tahap Pengolahan Data ... 40
III.4.4 Tahap Penyajian Data dan Evaluasi Akhir ... 44
III.5 Diagram Alir Penelitian ... 45
BAB IV HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN IV.1 Evaluasi Potensi Batuan Induk ... 46
IV.1.1 Sumur SAG-1 ... 47
IV.1.2 Sumur SAG-2 ... 55
IV.1.3 Sumur SAG-3 ... 60
IV.1.4 Sumur SAG-4 ... 68
IV.1.5ScreeningSumur Gabungan ... 75
IV.2 Biomarker ... 80
IV.3 Sejarah Pemendaman ... 92
IV.4 Estimasi Volume Hidrokarbon ... 97
BAB V PENUTUPAN V.1 Kesimpulan... 110
V.2 Saran ... 111 DAFTAR PUSTAKA
xiii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1.1 Lokasi pengeboran sumur penelitian, daerah Cekungan Jawa
Timur Utara... 4
Gambar 1.2 Penampang seismik sumur penelitian ... 5
Gambar 1.3 Diagramfish bondpenelitian ... 7
Gambar 2.1 Paleogen geografi Cekungan Jawa Timur ... 8
Gambar 2.2 Stratigrafi Cekungan Jawa Timur Utara ... 9
Gambar 2.3 Sistem minyak dan gas bumi di Cekungan Jawa Timur Utara ... 13
Gambar 2.4 Kerangka pikir analisis biomarker ... 23
Gambar 2.5 Pola kromatogram fraksi hidrokarbon jenuh C10+, sebagai penciri lingkungan pengendapan ... 26
Gambar 2.6 Kromatogram triterpana, penentuan lingkungan pengendapan ... 29
Gambar 2.7 Kromatogram sterana, penentuan lingkungan pengendapan ... 31
Gambar 2.8 Perhitungan volume hidrokarbon... 33
Gambar 3.1 (A) Diagram Pseudo Van Krevelen dan (B) Diagram HI vs Tmaks (Hunt, 1996), untuk penentuan tipe kerogen... 41
Gambar 3.2 (A) Grafik Pr/nC17 vs Ph/nC18 dan (B) Grafik Pr/nC17 vs Pr/Ph, menunjukkan lingkungan pengendapan dan asal material organik ... 42
Gambar 3.3 Diagram segitiga sterana, untuk interpretasi lingkungan pengendapan ... 42
Gambar 3.4 Diagram parameter triterpana (After Miles, 1989), untuk penentuan tingkat kematangan...43
Gambar 3.5 Diagram alir tahapan penelitian ... 45
Gambar 4.1 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-1... 48
Gambar 4.2 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-1 ... 49
Gambar 4.3 (A) Perbandingan TOC terhadap HI pada sumur SAG-1 (B) Perbandingan log HI terhadap kedalaman pada sumur SAG-1, untuk kualitas hidrokarbon ... 51
Gambar 4.4 (A) Perbandingan data HI terhadap OI pada sumur SAG-1. (B) Perbandingan data HI terhadap Tmaks pada sumur SAG-1, untuk penentuan tipe kerogen ... 53
Gambar 4.5 Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumur SAG-1 ... 54
Gambar 4.6 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-1 ... 55
Gambar 4.7 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-2... 56
Gambar 4.8 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-2 ... 57
Gambar 4.9 Rata-rata data Ro pada sumur SAG-2... 58
Gambar 4.10 Distribusi data Ro terhadap kedalaman pada sumur SAG-2 ... 59
Gambar 4.11 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-3 ... 61
Gambar 4.12 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-3... 62
xiv
Gambar 4.14 (A) Perbandingan TOC terhadap HI pada sumur SAG-3 (B) Perbandingan log HI terhadap kedalaman pada sumur SAG-3,
untuk kualitas hidrokarbon ... 65
Gambar 4.15 (A) Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumur SAG-3. (B) Perbandingan data Ro terhadap kedalaman pada sumur SAG-3, untuk penentuan derajat kematangan ... 67
Gambar 4.16 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-3 ... 68
Gambar 4.17 Distribusi data TOC terhadap kedalaman pada sumur SAG-4 ... 69
Gambar 4.18 Rata-rata TOC setiap Formasi pada sumur SAG-4... 70
Gambar 4.19 (A) Perbandingan TOC terhadap HI pada sumur SAG-4 (B) Perbandingan log HI terhadap kedalaman pada sumur SAG-4, untuk kualitas hidrokarbon ... 71
Gambar 4.20 (A) Perbandingan data HI terhadap OI pada sumur SAG-4. (B) Perbandingan data HI terhadap Tmaks pada sumur SAG-4, untuk penentuan tipe kerogen ... 73
Gambar 4.21 Distribusi data Tmaks terhadap kedalaman pada sumur SAG-4 ... 74
Gambar 4.22 Rata-rata data Tmaks pada sumur SAG-4 ... 75
Gambar 4.23 Distribusi persebaran data sumur gabungan daerah Jawa Timur bagian Utara ... 75
Gambar 4.24 (A) Distribusi persebaran data HI terhadap kedalaman, untuk penentuan hidrokarbon. (B) Distribusi data Tmaks terhadap HI, untuk penentuan kerogen ... 79
Gambar 4.25 Analisis data Pr/nC17terhadap Pr/Ph ... 81
Gambar 4.26 Analisis data hopana/sterana terhadap Pr/Ph ... 81
Gambar 4.27 Kromatogram n-alkana sumur SAG-5 ... 82
Gambar 4.28 Distribusi biomarker data GCMS sumur SAG-5 ... 83
Gambar 4.29 Pola kromatogram data triterpana sumur SAG-5... 83
Gambar 4.30 Pola kromatogram data n-alkana sumur SAG-2 Formasi Tuban ... 84
Gambar 4.31 Pola kromatogram data triterpana sumur SAG-2 Formasi Tuban ... 85
Gambar 4.32 Pola kromatogram data n-alkana sumur SAG-2 Formasi Kujung... 85
Gambar 4.33 Diagram segitiga sterana pada setiap sumur penelitian ... 87
Gambar 4.34 Organofacies pengendapan Formasi Ngimbang dan Formasi Kujung... 88
Gambar 4.35 Analisis data isotop karbon ... 89
Gambar 4.36 Analisis data Pr/nC17terhadap Ph/nC18... 90
Gambar 4.37 Analisis kematangan dengan data triterpana... 91
Gambar 4.38 Sejarah pemendaman pada sumur SAG-1 ... 94
Gambar 4.39 Lokasi sumur pseudo daerahcentral deep... 95
Gambar 4.40 Data seismik pada sumur pseudo daerahcentral deep... 95
Gambar 4.41 Sejarah pemendaman sumur pseudo daerahcentral deep... 97
Gambar 4.42 Peta kedalamam berumur Pre-Tersier ... 100
Gambar 4.43 Peta kedalaman berumur 32 Ma ... 100
xv
Gambar 4.45 Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Ngimbang .... 101
Gambar 4.46 Peta kedalamantopFormasi Ngimbang umur 32 Ma... 104
Gambar 4.47 Peta skedalamantopFormasi Ngimbang umur 20 Ma ... 104
Gambar 4.48 Peta ketebalan Formasi Kujung ... 105
Gambar 4.49 Peta poligon ketebalan batuan induk aktif Formasi Kujung ... 106
Gambar 4.50 Log sumur ketebalan Formasi Kujung... 107
xvi
DAFTAR TABEL
Tabel 1.1 Timelinekegiatan penelitian tugas akhir... 4
Tabel 2.1 Jenis kerogen dan prazatnya ... 17
Tabel 2.2 Tipe kerogen menurut Waples (1985) ... 18
Tabel 2.3 Klasifikasi TOC (kuantitas batuan induk) ... 19
Tabel 2.4 IndikatorRock Eval Pyrolysis... 21
Tabel 2.5 Klasifikasi kualitas dan tipe batuan induk ... 21
Tabel 2.6 Klasifikasi tingkat kematangan... 25
Tabel 2.7 Perbandingan pristana/fitana dalam penentuan lingkungan pengendapan ... 27
Tabel 2.8 Parameter alkana, untuk menentukan lingkungan pengendapan batuan induk... 29
Tabel 2.9 Parameter data triterpana, untuk penentuan lingkungan pengendapan batuan induk... 29
Tabel 2.10 Parameter data sterana, untuk penentuan lingkungan pengendapan batuan induk... 30
Tabel 2.11 Parameter isotop karbon ... 31
Tabel 3.1 Kelengkapan data primer ... 39
Tabel 4.1 Keterdapatan data pada sumur SAG-3... 60
Tabel 4.2 Rata-rata TOC setiap Formasi ... 77
Tabel 4.3 Rasio kecepatan penurunan cekungan pada sumur SAG-1 ... 92
Tabel 4.4 Rasio kecepatan penurunan cekungan pada sumur pseudo ... 96
Tabel 4.5 Hasil perhitungan estimasi volume hidrokarbon Formasi Ngimbang... 103
xvii
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran A. Data geokimia sumur penelitian. A.1 Sampel data sumur SAG-1. A.2 Sampel data sumur SAG-2. A.3 Sampel data sumur SAG-3. A.4 Sampel data sumur SAG-4.
Lampiran B. Data sejarah pemendaman sumur penelitian. B.1 Sejarah pemendaman sumur SAG-1.
B.2 Sejarah pemendaman sumur pseudo.
Lampiran C. Grafik TWT terhadap terhadap kedalaman, untuk konversi nilai kedalaman.
Lampiran D. Data biomarker sumur penelitian.
D.1 Data kromatografi C5+whole oilsumur SAG-5. D.2 Data kromatografi C10+saturated gassumur SAG-5. D.3 Data GCMS m/z 191 sumur SAG-5.
D.4 Data GCMS m/z 217 sumur SAG-5.
D.5 Data kromatografi C10+saturated gassumur SAG-2. D.6 Data GCMS m/z 191 sumur SAG-2.
D.7 Data GCMS m/z 217 sumur SAG-2. D.8 Data GC sumur SAG-1.
D.9 Data GCMS sumur SAG-1.
Lampiran E. Data karbon isotop sumur penelitian. E.1 Data karbon isotop sumur SAG-5. E.2 Data karbon isotop sumur SAG-2. E.3 Data karbon isotop sumur SAG-1.
Lampiran F. Data perhitungan volume hidrokarbon pada setiap Formasi. F.1 Data estimasi perhitungan volume pada Formasi Kujung. F.2 Data estimasi perhitungan volume pada Formasi Ngimbang. Lampiran G. Peta kedalaman dan ketebalan Cekungan Jawa Timur Utara.
xviii
DAFTAR ISTILAH
Alifatik : Senyawa organik yang memiliki ikatan tunggal dan tidak mempunyai gugus aromatik, terdiri dari siklik (rantai tertutup) dan asiklik (rantai terbuka).
̊
API : American Petroleum Institute merupakan satuan standar internasional untuk menyatakan berat jenis minyak yang berfungsi untuk mengambarkan kualitas minyak. Semakin tinggi nilai derajat API, maka akan semakin lightdan buruk jenis minyak yang dihasilkannya.
Biodegradasi : Peristiwa yang terjadi pada perubahan bentuk kromatogram akibat adanya mikroba yang mengkonsumsi molekul hidrokarbon yang lebih kecil, kemudian mengubah komposisi minyak ringan menjadi minyak berat dengan nilai derajat API yang rendah.
Cincin naftena : Hidrokarbon jenuh yang memiliki rumus senyawa CnH2n Cracking : Tahapan pengolahan minyak bumi yang dilakukan untuk
menguraikan molekul senyawa hidrokarbon yang besar menjadi molekul hidrokarbon yang lebih kecil.
Cutting : Serbuk bor berupa hancuran material batuan yang tergerus oleh mata bor (bit), kemudian diangkat dari dasar lubang bor ke permukaan oleh lumpur pemboran dan mengalir melalui parit kecil menujumud pond.
Ekspulsi : Pergerakan hidrokarbon yang berasal dari batuan induk aktif menuju lapisan batuan pembawa (carrier bed), disebut juga sebagai migrasi primer.
Fitana : Disebut sebagai 2,6,10,14-tetrametilheksadekana yang memiliki rumus , berasal dari klorofil dan bakteri metanogen.
xix
melewati jendela kematangan tertentu akan membentuk suatu hidrokarbon berupa gas dan sedikit berasosiasi dengan liquid.
Generasi : Fase kritis dalam pengembangan sistem minyak bumi. Tergantung pada faktor-faktor berupa adanya bahan organik yang kaya, suhu yang memadai, waktu yang cukup untuk membuat batuan menjadi matang, tekanan yang tinggi, bakteri dan proses katalis.
Humik : Material organik yang berasal dari darat, contohnya vitrinit, huminit dan humin. Umumnya, material ini akan menghasilkan hidrokarbon berupa gas pada tipe kerogen III.
Lilin : Senyawa ester yang dibentuk oleh alkohol berantai panjang dan asam lemak berantai panjang, ditemukan pada tumbuhan maupun hewan dan bersifat tidak larut terhadap air.
Lipid : Molekul yang memiliki komposisi hidrokarbon, seperti lilin, vitamin dan material yang bersifat non protein. Oil prone : Suatu batuan yang tersusun oleh material organik yang
tinggi akan membentuk hidrokarbon berupa minyak pada tingkat kematangan tertentu.
Petroleum : Bentuk minyak yang terdapat di dalam kerak bumi dan belum mengalami proses pengolahan, berwarna kuning hingga hitam, bersifat mudah terbakar dan dapat berbentuk padatan, cairan maupun gas.
Pristana : Isoprenoid dengan rumus , berasal dari klorofil a, ditemukan pada minyak maupun sedimen, disebut juga dengan 2,6,10,14-tetrametilpentadekana.
xx
Senyawa aromatik : Senyawa dengan rumus umum yang memiliki aroma (bau), seperti senyawa benzena dan senyawa lainnya yang memiliki karakteristik pada keadaan standar dapat berbentuk cair maupun padat.
Senyawasaturates : Senyawa hidrokarbon yang bersifat jenuh dan tersusun oleh rantai lurus, bercabang, melingkar dan terbuka. Skeleton : Rangka atau tulang yang mendukung bagian-bagian lunak
dari hewan vertebrata.
SWC : (Sidewall Coring) merupakan pemboran khusus yang dilakukan setelah pemboran, pada umumnya digunakan untuk mengambil sampel batuan pada interval tertentu yang telah dilakukan pemboran.
