Abstrak —Prediksi tekanan pori  sangat diperlukan pada aktifitas eksplorasi hingga pengembangan lapangan minyak dan gas bumi. Prediksi  yang  akurat  dapat  menentukan  berat  jenis  lumpur pemboran  yang  tepat  sehingga  menjadikan  aktifitas  pemboran sumur  di  industri  minyak  dan  gas  bumi  lebih  efektif,  aman,  dan efisien.    Penelitian  bertujuan  untuk  menghitung  tekanan  pori  di reservoir karbonat  menggunakan  metode  kompresibilitas  dan membandingkan hasil perhitungan dengan data tekanan langsung (RFT), d’exponent, permasalahan pemboran dan tekanan lumpur, lalu  menganalisa  mekanisme  yang  menyebabkan overpressure pada  lapangan  penelitian,  dan  menentukan  rekomendasi  berat jenis lumpur pemboran untuk sumur MZ. Parameter kompresibilitas  yaitu  kompresibilitas bulk dan  pori  didapatkan melalui  proses fluid  replacement  modelling (FRM) menggunakan persamaan  Gassmann.  Penyebab overpressure di  analisis berdasarkan  karakteristik  data log  shale terhadap kurva normal compaction  trend (NCT)  dan  menunjukkan  bahwa overpressure pada  lapangan  penelitian  disebabkan  oleh  mekanisme loading akibat  laju  sedimentasi  yang  tinggi  pada  formasi  Ngrayong. Selain  itu,  parameter  kompresibilitas  yang  di  hitung  melalui proses  FRM  bernilai  5,9  x
–  8,1  x untuk kompresibilitas  pori  dan  1,4  x –  2,3  x untuk
kompresibilitas bulk . Nilai tersebut bertujuan sebagai input pada metode kompresibilitas dan menghasilkan nilai hasil perhitungan tekanan  pori  yang  cukup  baik,  ditunjukkan  oleh  kecocokan dengan nilai tekanan lumpur dan permasalahan pemboran, serta selisih  rata-rata  antara  nilai  perhitungan  tekanan  pori  dengan data RFT yang kurang dari 500 psi, yaitu 162.63 psi.
Kata Kunci —Kompresibilitas Bulk, Kompresibilitas Pori, Reservoir Karbonat, Tekanan Pori

## I. PENDAHULUAN
STIMASI  tekanan  pori  dengan  akurat  sangat  diperlukan pada seluruh aspek eksplorasi dan pengembangan minyak dan  gas  bumi  [1].  Prediksi  tekanan  pori  merupakan  analisis fundamental  yang  digunakan  untuk  berbagai  tujuan,  seperti  : penentuan batuan induk yang telah matang, penentuan migrasi fluida,  penentuan  struktur  dan  patahan,  hingga  evaluasi integrasi  batuan  tudung  suatu  cekungan  [2].  Selain  itu, memprediksi  tekanan  pori  juga  sangat  berguna  pada  proses pemboran,  yaitu  untuk  menentukan  berat  jenis  lumpur  agar dapat memastikan proses pemboran berjalan dengan aman [3]. Tekanan  pori  berdasarkan  nilainya  dibagi  menjadi  2  jenis, yaitu  tekanan  normal  (hidrostatik)  dan  tekanan  abnormal ( overpressure dan under  pressure ).  Tekanan overpressure dapat  mengakibatkan  berbagai  permasalahan  yang  dapat
menganggu  proses  pemboran  seperti pipe  stuck,  kick, hingga blowout [4].
Metode  perhitungan  tekanan  pori  untuk  litologi  karbonat berbeda  dengan  litologi shale. Hal  tersebut  disebabkan  oleh heterogenitas  dari  batuan  karbonat.  Metode  kompresibilitas mengadopsi  dua  parameter  heterogenitas reservoir karbonat, yaitu  kompresibilitas bulk dan  kompresibilitas  pori  [5]. Metode  tersebut  telah  digunakan  oleh  beberapa  penelitian sebelumnya,  seperti reservoir karbonat  di  Iran  [5]  dan  di lapangan gas Iran Selatan [4] Berdasarkan penelitian tersebut, metode  kompresibilitas  dapat  memprediksi  tekanan  pori  di reservoir karbonat  dengan  baik.  Selain  itu,  pada  kedua penelitian  tersebut,  parameter  kompresibilitas bulk dan  pori didapatkan  dari  data core dan  persamaan  empiris  antara porositas  dan  kompresibilitas.  Namun,  pada  penelitian  ini parameter  tersebut  didapatkan  dari  proses fluid  replacement modelling . Penelitian studi ini tidak  hanya  bertujuan  untuk mendapatkan  nilai  kompresibilitas bulk dan  kompresibilitas pori  yang  dihitung menggunakan data well log melalui proses FRM,  tetapi  juga  mengetahui  mekanisme  yang  menyebabkan overpressure di  wilayah  penelitian,  lalu  memprediksi  tekanan pori di reservoir karbonat menggunakan metode kompresibilitas. Nilai tekanan pori di reservoir karbonat hasil perhitungan  akan  dibandingkan  dengan  tekanan  lumpur pemboran  pada  sumur  penelitian  berdasarkan  data  aktual mudweight ,  data  tekanan  langsung  (RFT),  serta  perhitungan d’exponent. Selain  itu,  penelitian  juga  bertujuan  untuk menentukan  berat  jenis  lumpur  pemboran  yang  aman  dan efisien pada reservoir karbonat di Lapangan MZ.

## II. DASAR TEORI

## A. Konsep Tekanan Bawah Permukaan Bumi
Tekanan yang berada di bawah permukaan bumi terdiri atas beberapa jenis. Tekanan tersebut secara langsung mempengaruhi aktifitas pemboran hingga produksi minyak dan gas  bumi.  Konsep  dasar  dari  jenis  tekanan  bawah  permukaan bumi  dijelaskan  melalui  persamaan  Terzaghi  yaitu  sebagai berikut :
eff p P S   
(1)

## Prediksi Tekanan Pori Menggunakan Metode
Kompresibilitas di Reservoir Karbonat, Studi Kasus : Lapangan MZ
Muhazzib F, Ayi Syaeful Bahri, dan Amien Widodo
Departemen Teknik Geofisika, Fakultas Teknik Sipil dan Perencanaan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) e-mail : syaeful_b@geofisika.its.ac.id
E
Dimana :
p P = Tekanan pori (psi)
S       = Tekanan overburden (psi)
eff  = Tekanan efektif (psi)
Persamaan  (1)  menunjukkan  bahwa  terdapat  tiga  jenis tekanan bawah permukaan bumi. Yang pertama adalah tekanan overburden yang merupakan tekanan pada kedalaman tertentu yang  diakibatkan  oleh  beban  sedimen  di  atasnya  [6].  Yang kedua  adalah  tekanan  pori  yang  merupakan  tekanan  yang disebabkan oleh fluida  yang berada di dalam pori-pori batuan sedimen  atau  batuan  lainnya  [3].  Yang  ketiga  adalah  tekanan efektif  yang  merupakan  tekanan  yang  diakibatkan  oleh  jarak antar butir suatu batuan [7]. Menurut (1), tekanan overburden akan ditanggung bersama-sama oleh tekanan pori dan tekanan efektif.  Terdapat  dua  jenis  tekanan  pori,  yaitu  tekanan overpressure dan tekanan underpressure . Tekanan overpressure merupakan  tekanan  pori  yang  bernilai  melebihi tekanan  hidrostatik,  sedangkan  tekanan underpressure adalah tekanan  pori  yang  bernilai  kurang  dari  tekanan  hidrostatik. Selain itu, juga terdapat tekanan rekah atau fracture pressure. Tekanan  rekah  merupakan  total  dari  tekanan  yang  dapat ditahan oleh formasi sebelum suatu formasi tersebut rusak atau hancur. Nilai dari tekanan rekah harus lebih kecil dari tekanan overburden dan  lebih  besar  dari  tekanan  pori.  Besarnya gradien  tekanan  rekah  umumnya  dipengaruhi  oleh  :  tekanan overburden , tekanan formasi dan kondisi kekuatan batuan [7].

## B. Mekanisme Terjadinya Overpressure
Tekanan overpressure dengan  magnitudo  yang  besar diakibatkan  oleh  2  mekanisme,  yaitu  akibat  pembebanan (loading) dan non-pembebanan (unloading) [7].
1) Mekanisme  Pembebanan (Loading) .  Proses  pengendapan sedimen akan meningkatkan tekanan vertikal atau pembebanan sedimen secara gravitasi. Proses tersebut berpotensi menyebabkan  tekanan  overpressure  akibat  ketidakseimbangan kompaksi  atau disequilibrium  compaction .  Pada  proses tersebut,  tekanan overpressure disebabkan  oleh  kompetisi yang  terjadi  antara  kecepatan  fluida  untuk  keluar  dari  sistem dan  kecepatan  kompaksi  secara  vertikal  akibat  peningkatan pembebanan  gravitasi  dari  proses  sedimentasi.  Jika  laju pengendapan  lebih  tinggi  dibandingkan  dengan  kecepatan fluida keluar dari sistem maka akan menyebabkan batuan yang gagal  untuk  terkompaksi.  Mekanisme  pembebanan  umumnya terjadi  pada  zona  transisi  dari  lingkungan  yang  dominan batupasir ke lingkungan dominan shale [6].
2) Mekanisme  Non-Pembebanan (Unloading) .  Proses  ini dapat  menyebabkan  tekanan overpressure yang tinggi melalui proses  yang  memindahkan  kontak  antar  butir  ke  fluida  pori. Proses  konversi  dari  material  matriks  padat  menjadi  fluida akan  secara  otomatis  meningkatkan  tekanan  pori,  jika  fluida pori  tidak  bisa  keluar  dari  sistem.  Jika  beban  butir  batuan tertransformasi  menjadi  fluida,  maka  beberapa  tekanan  yang sebelumnya  dihasilkan  dari  kontak  antar  butir  akan  berubah menjadi  fluida,  lalu  menghasilkan  peningkatan  tekanan  pori. Terdapat  beberapa  kondisi  geologi  yang  menyebabkan mekanisme unloading ,  seperti  proses  transformasi  smektit  –
illit pada pembentukan mineral clay , pembentukan hidrokarbon,  dan  perpindahan  secara  lateral  maupun  vertikal [9].
Gambar  1.    Respon  tekanan  efektif  terhadap  nilai  tekanan  pori  berdasarkan jenis  penyebab overpressure. Pada  mekanisme loading, nilai  tekanan efektif akan  paralel  dengan  tekanan  pori,  sedangkan  pada  mekanisme unloading , nilai  tekanan  efektif  semakin  berkurang,  atau  nilai  tekanan  pori  semakin mendekati nilai tekanan overburden .
C. Metode Kompresibilitas
Metode kompresibilitas merupakan metode yang menggunakan  properti reservoir yaitu  kompresibilitas  batuan untuk  menghitung  tekanan  pori.  Metode  ini  didasari  pada perbedaan karakteristik dari batuan shale dan batuan karbonat, sehingga  metode  yang  sebelumnya  telah  ada  hanya  valid digunakan untuk litologi shale. Metode ini dikembangkan oleh [5]  yang  menganalisis  bahwa  tekanan  pori  bergantung  pada perubahan volume pori, sehingga jika terdapat perubahan jarak pori  merupakan fungsi dari batuan dan kompresibilitas fluida. Secara  umum,  ketika  formasi  berada  pada  tekanan,  jarak  pori akan  berkurang  dan  menyebabkan  terjadinya overpressure pada tekanan fluida. Berikut adalah persamaan yang digunakan pada metode kompresibilitas :
                           p b eff b p
C C C P 1 1 (2)
Dimana : ϕ   = Porositas (dec)
b C = Kompresibilitas bulk
p C = Kompresibilitas pori
ϒ   = Konstanta empiris

## III. METODOLOGI

## A. Analisa Log
Analisa log bertujuan  untuk  mengetahui  posisi  batas  atas dan  batas  bawah  dari  target  penelitian,  yaitu reservoir karbonat.  Analisa  menggunakan  karakteristik  dari  respon masing-masing  data log , crossplot  gamma  ray dengan p- impedance ,  dan  analisa  data mudlog .  Pada  metode  analisa
karakteristik  respon log terhadap  litologi , data log yang digunakan adalah log gamma ray (GR), sonik, resistivitas, dan porositas.  Sedangkan  pada  metode crossplot , reservoir karbonat  ditunjukkan  oleh  nilai gamma  ray yang  rendah  dan nilai  impedansi  yang  tinggi.  Berikut  adalah  hasil  dari  analisa log pada sumur MZ :
Gambar  2.    Hasil  analisa log pada  sumur  MZ. Reservoir karbonat  terletak mulai  6221.76  ft  hingga  6468.28  ft  dengan  jenis oil  reservoir.  Reservoir tersebut merupakan bagian dari reservoir karbonat formasi Tuban

## B. Perhitungan d’Exponent
Metode d’Exponent bertujuan  untuk  menghilangkan  efek variasi  parameter  pemboran  agar  mendapatkan  nilai  yang hanya  dipengaruhi  oleh  litologi  dan  tekanan.  Terdapat beberapa  parameter  pemboran  yang  digunakan  untuk melakukan  perhitungan d’Exponent seperti  :  kecepatan pemboran, rotation speed , ukuran mata bor, hingga berat jenis lumpur yang digunakan [6]. Persamaan yang digunakan untuk menghitung d’Exponent adalah sebagai berikut :
lum pur norm al D W N R d        6 10 10 10 12 log 60 log (3)
Dimana : R = Kecepatan pemboran N = Rotasi per menit W = Weight on bit D  = Ukuran mata bor

## C. Perhitungan Tekanan Overburden
Data yang digunakan untuk menghitung tekanan overburden adalah log densitas.  Tekanan overburden dihitung  mulai  dari kedalaman  dangkal  hingga  kedalaman  akhir  dari  pengukuran log densitas. Namun, pengukuran log densitas pada umumnya dimulai  dari  zona interest sehingga  menyebabkan  data log densitas  untuk  kedalaman dangkal tidak tersedia. Oleh karena itu,  dibutuhkan  perhitungan  nilai  densitas  untuk  kedalaman dangkal atau kedalaman yang tidak dijangkau oleh pengukuran
logging densitas.  Penelitian  ini  menggunakan  persamaan densitas Miller untuk menghitung nilai densitas dangkal, yaitu sebagai berikut :
  s m s m s    
      1 (4)
Dimana :
s  = Densitas dangkal Miller (gr/cc)
m  = Densitas matriks batuan solid (gr/cc)
s  = Porositas kedalaman dangkal (frac)
Nilai porositas pada kedalaman dangkal ( s  ) dihitung dengan menggunakan persamaan :
N d k b a s e 1 ) (         (5)
Dimana a  dan b  merupakan porositas sedimen (frac), serta nilai  k,  d,  dan  N  merupakan  parameter  konstanta  Miller. Setelah  itu,  nilai  tekanan overburden dihitung  dengan menggunakan persamaan berikut :
  433 . 0 1      h S S b n n  (6)

## D. Perhitungan Tekanan Hidrostatik
Parameter  yang  mempengaruhi  nilai  tekanan  hidrostatik adalah  densitas  dari  fluida  formasi.  Pada  penelitian  ini, densitas  fluida  yang  digunakan  adalah  densitas fresh  water yaitu  sebesar  1  gr/cc.  Persamaan  yang  digunakan  untuk menghitung tekanan hidrostatik adalah sebagai berikut :
h P h   433 . 0 (7)
0.433 merupakan gradien satuan imperial untuk densitas fluida 1 gr/cc.

## E. Perhitungan Tekanan Pori
Sebelum  menghitung  tekanan  pori  menggunakan  metode kompresibilitas,  terlebih  dahulu  dilakukan  perhitungan terhadap  parameter  kompresibilitas bulk dan  kompresibilitas pori.  Kedua  parameter  tersebut  dihitung  melalui fluid replacement  modelling menggunakan  persamaan  Gassman, dengan langkah sebagai berikut :
Gambar  3.    Proses  perhitungan  tekanan  pori  di reservoir karbonat menggunakan  metode  kompresibilitas.  Proses  FRM  dilakukan  dengan mengganti  fluida reservoir menjadi  100%  gas  agar  mendapatkan  nilai kompresibilitas yang maksimum.

## F. Perhitungan Tekanan Rekah
Tekanan rekah bertujuan sebagai salah satu parameter  pada proses  penentuan  berat  jenis  lumpur  pemboran.  Hal  tersebut dikarenakan  nilai  berat  jenis  lumpur  pemboran  harus  kurang dari  nilai  tekanan  rekah  sebagai  nilai  yang  menunjukkan batasan  dari  kekuatan  suatu  batuan.  Persamaan  yang digunakan  untuk  menghitung  tekanan  rekah  yaitu  sebagai berikut :
  p p P P S        1 min (8)
Dimana :
min  = Tekanan rekah (psi)
 = Poisson ratio

## IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Analisa Penyebab Overpressure Lapangan MZ
Penyebab overpressure dapat diketahui melalui karakteristik shale yang ditunjukkan melalui data wireline logging terhadap normal  compaction  trend (NCT).  NCT  adalah  grafik  yang menunjukkan  berkurangnya  porositas shale seiring  dengan bertambahnya  kedalaman  atau  dengan  kata  lain  proses kompaksi shale secara  normal.  Perubahan  nilai log  shale terhadap  kurva  NCT  menunjukkan  zona  yang  memiliki tekanan overpressure. Selain itu, perubahan tren nilai tersebut juga  menunjukkan  karakteristik  penyebab overpressure, yaitu mekanisme loading dan mekanisme unloading [7]. Perbedaan antara kedua mekanisme tersebut yaitu :
Gambar  4.    Karakteristik  data log  shale terhadap  mekanisme loading. Zona overpressure ditunjukkan  oleh  data  porositas,  sonik,  dan  densitas  yang berubah menjadi konstan dari keadaan normal [7].
Gambar 5.  Karakteristik data log shale terhadap mekanisme unloading. Zona overpressure ditunjukkan  oleh  data  sonik  yang  mengalami  kenaikan  seiring bertambahnya kedalaman [8].
Berikut adalah hasil plot pada masing-masing data log shale terhadap kurva NCT pada sumur MZ :
Gambar  6. Plot data log  shale terhadap  kurva  NCT.  Berdasarkan plot tersebut menunjukkan bahwa pada kedalaman 5641 ft hingga 6000 ft masing- masing data log mengalami perubahan konstan sehingga menunjukkan bahwa overpressure disebabkan oleh mekanisme loading.
Mekanisme loading dipengaruhi  oleh  laju  pengendapan sedimen  pada  suatu  formasi.  Jika  laju  sedimentasi  melebihi dari kondisi kesetimbangan, maka akan meningkatkan volume fluida yang harus dikeluarkan dari sistem pori batuan, sehingga jika  volume  fluida  yang  keluar  dari  sistem  tidak  seimbang dengan laju sedimentasi maka akan menghasilkan tekanan pori yang overpressure. Shale yang di plot pada gambar 6 terletak pada  formasi  Ngrayong.  Berdasarkan  referensi  sebelumnya, formasi Ngrayong memiliki laju sedimentasi yang tinggi (rapid sedimentation), sehingga  hal  tersebut  yang  menyebabkan overpressure pada Lapangan MZ disebabkan oleh mekanisme loading .

## B. Hasil Perhitungan Tekanan Pori di Reservoir Karbonat
Berdasarkan hasil perhitungan kompresibilitas bulk dan pori menggunakan metode FRM, diketahui bahwa nilai kompresibilitas bulk yaitu sebesar 1,4 x
– 2,3 x
dan
nilai kompresibilitas pori yaitu 5,9 x
– 8,1 x
. Lalu kedua  parameter  tersebut  dimasukkan  pada  persamaan kompresibilitas  dan  menghasilkan  profil  tekanan  pori  di reservoir karbonat pada sumur MZ yaitu sebagai berikut :
Gambar  7.    Profil  hasil  perhitungan  tekanan  pori  menggunakan  metode kompresibilitas.  Pada  awalnya,  tekanan  pori  bersifat  normal  hidrostatik namun mulai kedalaman 6245 ft, tekanan pori menjadi tekanan overpressure karena nilainya melebihi tekanan hidrostatik.

## C. Analisa Hasil Perhitungan Tekanan Pori
Analisa hasil perhitungan tekanan pori di reservoir karbonat menggunakan  metode  kompresibilitas  dilakukan  dengan membandingkan  hasil  perhitungan  tersebut  dengan  tekanan lumpur, d’Exponent, permasalahan  pemboran,  serta  data tekanan langsung.
Gambar  8.  Perbandingan  antara  hasil  perhitungan  tekanan  pori  dengan tekanan  lumpur, d’Exponent, dan  permasalahan  pemboran.  Terdapat kecocokan  antara  permasalahan  pemboran  yaitu lost  circulation dengan tekanan pori, dimana salah satu penyebab dari permasalahan tersebut  adalah tekanan lumpur yang lebih tinggi daripada tekanan pori.
Selain  itu,  perbandingan  antara  hasil  perhitungan  tekanan pori dengan tekanan langsung yaitu :
Tabel 1. Perbandingan antara hasil perhitungan tekanan pori dengan data tekanan langsung pada sumur MZ Kedalaman (ft) Hasil Perhitungan Tekanan Pori (psi) Data tekanan langsung (psi) 6289 3721.472 3601.29 6395 3500.73 3351.92 6440 4001.08 3782.18

## D. Rekomendasi Berat Jenis Lumpur Pemboran
Rekomendasi  berat  jenis  lumpur  pemboran  menggunakan tekanan rekah sebagai batas maksimum dan nilai tekanan pori sebagai  batas  minimum.  Selain  itu  juga  menggunakan safety window pada  tren  perubahan  data  setiap  kedalaman  serta menggunakan safety factor sebesar 0.7 ppg.
Gambar 9. Profil rekomendasi berat jenis lumpur pemboran pada sumur MZ. Terdapat 6 safety window yang bergantung pada perubahan nilai tekanan pori dan  tekanan  rekah.  Rekomendasi  berat  jenis  lumpur  pemboran  ditentukan dengan  memberikan  nilai  minimal  yang  berkisar  mulai  10  –  14.8  ppg  dan nilai maksimal yang berkisar antara 10.7 – 15.5 ppg.

## V. KESIMPULAN/RINGKASAN
Berdasarkan  penelitian  yang  telah  dilakukan  maka  dapat disimpulkan bahwa :
1). Overpressure yang  terjadi  di  Lapangan  MZ  terjadi  karena mekanisme loading atau disequilibrium compaction akibat laju sedimentasi yang tinggi (rapid sedimentation). 2).  Nilai  kompresibilitas bulk dan  pori  yang  didapatkan melalui  proses fluid  replacement  modelling pada  sumur  MZ
yaitu  bernilai  5,9  x –  8,1  x untuk  kompresibilitas
pori dan 1,4 x – 2,3 x
untuk kompresibilitas bulk . 3).  Tekanan  pori  di reservoir karbonat  dapat  di  prediksi dengan  baik  menggunakan  metode  kompresibilitas.  Hal tersebut ditunjukkan melalui kecocokan antara hasil perhitungan tekanan pori dengan tekanan lumpur, d’exponent, dan  permasalahan  pemboran.  Selain  itu,  selisih  antara  hasil perhitungan tekanan pori menggunakan metode kompresibilitas  dengan  data  tekanan  langsung  (RFT)  juga cukup baik (kurang dari 500 psi) yaitu sebesar 162.63 psi. 4).   Rekomendasi  berat  jenis  lumpur  pemboran  untuk Lapangan  MZ  ditentukan  dengan  menggunakan safety  factor sebesar 0.7 ppg dan safety window yang berada di antara nilai tekanan pori dan tekanan rekah.

## DAFTAR PUSTAKA
[1]
R.  O’Connor,  S.,  Swarbrick,  R.  &  Lahann,  “Geologically-driven Pore  Fluid  Pressure  Models  and  Their  Implications  for  Petroleum Exploration,” 2011.
[2] A. Huffman, “The Future of Pressure Prediction using Geophysical Methods.  Pressure  Regimens  in  Sedimentary  Basins  and  Their Prediction : AAPG,” vol. 76, pp. 217–233, 2002.
[3]
R. Wang, Z. & Wang, “Pore Pressure Prediction Using Geophysical Methods  in  Carbonate  Reservoirs:  Current  Status,  Challenges,  and Way Ahead,” J. Nat. Gas Sci. Eng. , 2015.
[4] M.  R.  Azadpour,  M.,  Manaman,  N.  S.,  Ilkhchi,  A.  K.  & Sedghipour,  “Pore  Pressure  Prediction and Modelling Using Well- Logging  Data  in  One  of  The  Gas  Fields  in  South  of  Iran,” J.  Pet. Sci. Eng. Elsevier , 2015. [5] M.  Atashbari,  V.  &  Tingay,  “Compressibility  Method  for  Pore Pressure Prediction,” Soc. Pet. Eng. , 2012. [6] A.  Mouchet,  P.  &  Mitchell, Abnormal  Pressures  While  Drilling . Perancis: Technip, 1989. [7]
A. M. Ramdhan, Overpressure in Indonesia’s Sedimentary Basins . Bandung, 2017.