GEOKIMIA BATUAN INDUK HIDROKARBON PADA SUMUR X AREA KANGEAN CEKUNGAN JAWA TIMUR

Hidrokarbon merupakan salah satu sumber energi utama yang cukup penting hingga saat ini. Cekungan Jawa Timur telah terbukti menghasilkan hidrokarbon. Salah satu aspek penting yang perlu diperhatikan dalam eksplorasi hidrokarbon adalah karakteristik geokimia batuan induk. Penelitian bertujuan untuk menentukan kuantitas atau jumlah material organik (TOC), kualitas atau tipe material organik dan tingkat kematangan batuan induk pada sumur “X”. Penelitian ini menggunakan metode Total Organic Carbon (TOC), Rock-Eval Pyrolysis, dan Vitrinite Reflectance (Ro). Berdasarkan hasil analisis diketahui daerah penelitian disusun oleh batupasir, batulempung dengan sisipan batubara dan batugamping dari Formasi Upper Rancak, Formasi Lower Rancak, Formasi Prupuh, Formasi Ngimbang (Shale, Clastic, Carbonate) dan Formasi Pre-Ngimbang. Hasil penelitian batuan induk diperoleh, nilai TOC berkisar antara 0.16-15.26 wt% menunjukkan kategori kekayaan material organik rendah hingga tinggi yang sebagian besar didominasi oleh kategori sedang, tipe kerogen berkisar dari tipe II/III (menghasilkan minyak bercampur gas) dan tipe III (menghasilkan gas), memiliki nilai Tmax berkisar antara 415°C-558°C, nilai Ro berkisar antara 0.24-01.65% sebagian besar dinyatakan belum matang.

Hydrocarbon is one of the most important sources of energy until now The East Java Basin is proven to produce hydrocarbons. The first important step in hydrocarbon exploration are geochemical characteristics of source rock. This research is to determine the quantity of organic matter content, quanlity or type of organic matter and the maturity level of the source rock in the well “X”. This research used Total Organic Carbon (TOC), Rock-Eval Pyrolysis, and Vitrinite Reflectance (Ro) methods. The results of this research show that the research area is composed of sandstone, claystone claystone with coal inserts and limestone from the Formation Upper Rancak, Formation Lower Rancak, Formation Prupuh, Formation Ngimbang (Shale, Clastic, Carbonate) and Formation Pre-Ngimbang. The results of the source rock analysis were obtained, the organic material content TOC values vary between 0.16-15.26 wt% shows the category of low to high amount of organic matter, mostly dominated by the medium category sedang type of organic material contained classified into type II/III (producing oil mixed with gas) and type III (producing gas), has a Tmax value ranging from 415°C-558°C, Ro values ranging from 0.24-01.65%, mostly immature.