## STUDI GEOMEKANIKA 3D DI LAPANGAN ALPHA, MADURA UTARA, INDONESIA
RESTIO BRATA 1,2 , BENYAMIN SAPIIE 1 , FAJAR ARDHIANSYAH 3 , RICKI 2
1. Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, Email: restio.brata@gmail.com
2. Schlumberger, Wisma Mulia Suite 4201, Jend. Gatot Subroto No. 42,Kota Jakarta Selatan, Daerah Khusus
Ibukota Jakarta
3. Petronas Indonesia
Sari – Lapangan Alpha terletak di Lepas Pantai Madura Utara, Provinsi Jawa Timur, Indonesia. Daerah ini termasuk bagian Cekungan Jawa Timur Utara di selatan Paparan Sunda dan merupakan jenis cekungan busur-belakang yang secara tektonik relatif stabil. Lapangan Alpha memiliki cadangan hidrokarbon yang ekonomis, sehingga ada rencana untuk pengembangan lapangan dengan menargetkan pengeboran sumur-baru. Proses pengeboran di Formasi Kujung menghadapi  masalah  kerontokan  sumur  yang  menyebabkan  lamanya  waktu  pengeboran  dan  besarnya  biaya  yang dihabiskan. Studi geomekanika 1D (satu dimensi) telah dilakukan secara bertahap sebelum pengeboran sumur, tetapi masalah rontoknya sumur masih terjadi. Tidak akuratnya prediksi studi geomekanika 1D harus segera dicari solusinya untuk kelancaran proses pengeboran sumur-baru selanjutnya.
Lingkungan  pengendapan  perselingan  silisiklastik  dengan  batugamping  menyebabkan  beragamnya  litologi  batuan dan  juga  properti  geomekanika  kekuatan  batuan.  Keragaman  ini  menyebabkan  tidak  akuratnya  prediksi  properti geomekanika 1D di trayek sumur-baru. Metode geomekanika 3D (tiga dimensi) dengan tambahan data seismik dapat membantu  penyebaran  properti  geomekanika  secara  stokastik  ke  seluruh  lapangan.  Metode  ini  membuat  properti geomekanika  yang  dihasilkan  dapat  menangkap  keragaman  properti  geomekanika  secara  3D  dan  membuat perhitungan tegasan dengan metode Poroelastic menjadi lebih valid.
Model geomekanika 3D dapat memetakan penyebaran batuan dan properti geomekanika batuan yang beragam secara 3D, sehingga perhitungan kestabilan di sumur-baru menjadi lebih akurat. Penggunaan lumpur pengeboran menjadi lebih sesuai untuk menghindari rontoknya batuan pada saat pengeboran.
Kata kunci : geomekanika 3D, kestabilan sumur, berat lumpur, Madura Utara

## 1.  PENDAHULUAN LATAR BELAKANG
Lapangan
Alpha memiliki cadangan hidrokarbon  yang  ekonomis  berdasarkan  data pengeboran  sumur  sebelumnya.  Kesuksesan hasil produksi sumur tersebut telah menguatkan  rencana  untuk  pengembangan lapangan ini. Pengembangan lapangan dilakukan  dengan  menargetkan  pengeboran sumur-pengembangan selanjutnya. Proses pengeboran sumur di lapangan ini tidak mudah dan  menghadapi  masalah  kerontokan  sumur yang menyebabkan lamanya waktu pengeboran dan besarnya biaya yang dihabiskan.  Rontokan  sumur  pada  dua  sumur NMJT-5 dan NMJT-2 telah menyebabkan pipa bor  tersangkut  sehingga  sumur  harus  diganti trayeknya  ( sidetracked ),  sedangkan  pipa  bor beserta  alat  pengukuran  tertinggal  di  dalam sumur.  Permasalahan  terjadi  di  interval Formasi  Kujung  pada  pengeboran  sumur- pengembangan dengan sudut kemiringan lebih besar dari 65°.
Studi geomekanika 1D telah dilakukan secara
bertahap  di  beberapa  sumur-pengembangan sebelum pengeboran sumur tersebut dilakukan. Studi  geomekanika  1D  tersebut  diharapkan dapat memberikan prediksi parameter pengeboran seperti berat lumpur bor yang tepat. Walaupun  studi  geomekanika  1D  telah dilakukan,  tetapi  masalah  utama  rontoknya sumur masih terjadi dalam proses pengeboran sumur-pengembangan tersebut. Masalah pengeboran  tersebut  harus  segera  dicari solusinya dengan melakukan studi geomekanika  lanjutan  yang  lebih  mendalam untuk  kelancaran  proses  pengeboran  sumur selanjutnya.

## RUMUSAN MASALAH
Permasalahan  terjadi  hanya  pada  pengeboran sumur-pengembangan NMJT-5, NMJT-2, NMKT-3, NMJT-4 dan NMJT-1 pada interval Formasi  Kujung,  yang  dibedakan  menjadi Formasi  Kujung-1,  Kujung-2  dan  kujung-3 ( Gambar  1 ).  Sedang  di  sumur  eksplorasi

## BULLETIN OF
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB)
Institut Teknologi Bandung (ITB)
vertikal permasalahan pengeboran tidak terjadi.
Keragaman  secara  lateral  pada  properti geomekanika  kekuatan  batuan  di  Lapangan Alpha  ini  menyebabkan  model  geomekanika 1D  tidak  akurat  untuk  memprediksi  properti geomekanika  batuan  di  trayek  sumur-baru. Karena  dalam  prediksi  properti  geomekanika 1D  secara  propagasi  log  dari  trayek  sumur- studi  yang  sudah  ada  ke  trayek  sumur-baru, memiliki  asumsi  properti  geomekanika  dan kekuatan  batuan  adalah  sama  dan  tegasan adalah tetap. Jadi apabila properti geomekanika  kekuatan  batuan  di  sumur-studi dengan  sumur-baru  secara  aktual  ternyata berbeda,  maka  prediksi  berat  lumpur  yang dilakukan juga menjadi tidak tepat. Berdasarkan hal ini, keragaman lateral properti geomekanika  kekuatan  batuan  tidak  dapat diprediksi  oleh  model  geomekanika  1D, sehingga  harus  ditingkatkan  menjadi  model geomekanika  3D  (tiga  dimensi)  dengan menggunakan data tambahan atribut seismik.

## TUJUAN & RUANG LINGKUP
Berdasarkan  latar  belakang  dan  rumusan masalah  maka  tujuan  penelitian  adalah menemukan  akar  permasalahan  rontoknya sumur dan memberikan solusi yang berhubungan  dengan  geomekanika  batuan.
Penelitan ini difokuskan pada lapisan Formasi Kujung dengan tujuan penelitian adalah: 1. Pembuatan model geomekanika 3D dengan menyebarkan properti geomekanika batuan menggunakan panduan data atribut seismik, horizon  formasi  dan  interpretasi  bidang sesar.  Properti  geomekanika  batuan  3D yang telah disebarkan, kemudian digunakan  dalam  perhitungan  tegasan batuan secara simulasi 3D.
2. Melakukan  analisis  untuk  memahami keragaman properti geomekanika kekuatan batuan  dan  karakteristik  bidang  lemah lapisan yang terdapat di Formasi Kujung.

## LOKASI PENELITIAN
Studi  geomekanika  yang  menjadi  objek pembahasan  pada  tesis  ini  dilakukan  di Lapangan  Alpha  (nama  lapangan  dan  nama sumur disamarkan). Lapangan Alpha merupakan penghasil hidrokarbon minyak dan gas  yang  berlokasi  di  lepas  pantai  Madura Utara, Provinsi Jawa-Timur, Indonesia ( Gambar  2a ).  Pengeboran  sumur  eksplorasi pertama di lapangan ini pada tahun 2002 (NM- 1) dan dilanjutkan sampai sumur eksplorasi ke- 4  (NM-4)  pada  tahun  2004.  Reservoir  yang menjadi target pengeboran adalah
Batugamping Formasi Ngimbang yang
Gambar 1. Komparasi permasalahan pengeboran di Formasi Kujung (Kujung-1, Kujung- 2 dan Kujung-3) pada sumur-pengembangan. Urutan sumur dari kiri ke kanan menunjukkan urutan waktu pengeboran.
berumur Eosen-Atas dan target reservoir kedua adalah  Batugamping  Formasi  Kujung  yang berumur  Miosen-Bawah  yang  berada  di  atas Batugamping  Formasi  Ngimbang.  Pada  tahun 2015  dimulai  kampanye  pengeboran  sumur- pengembangan dengan melakukan pengeboran tujuh (7) sumur-pengembangan ( Gambar 2b ). Lapangan  ini  mulai  berproduksi  pada  tahun 2015,  setelah  selesainya  pengeboran  sumur- pengembangan  pertama  NMJT-5.  Dari  hasil produksi sumur-pengembangan tersebut diketahui  bahwa  cadangan  hidrokarbon  di Lapangan  Alpha  cukup  ekonomis  untuk dikembangkan lebih lanjut. World Stress Map yang  terlihat  untuk  daerah  di  sekitar  Madura Utara  menunjukkan  arah  Tegasan  Horizontal Maksimum NNE-SSW dengan  rezim  tegasan normal,  dengan  nilai  Tegasan  Horizontal Minimum  paling  kecil,  Tegasan  Horizontal Maksimum pertengahan dan Tegasan Vertikal paling besar (Sigh>SigH>SigV) ( Gambar 3 ).

## GEOLOGI REGIONAL
Secara  regional  Lapangan  Alpha  termasuk dalam  bagian  Cekungan  Jawa  Timur  Utara. Cekungan Jawa Timur berada di bagian selatan Paparan  Sunda  yang  relatif  stabil  dan mencakup  area  seluas  50,000km2.  Cekungan ini terbentuk sebagai cekungan busur belakang ( back  arc) yang  berhubungan  dengan  garis gunung api di bagian selatannya ( Gambar 4 ). Punggungan  ( platform )  di  utara  Jawa  Timur secara  tektonik  relatif  stabil  yang  hanya dipengaruhi oleh kompaksi cekungan (Mudjiono dan Pireno, 2002).
Urutan  fase  tektonik  deformasi  di  daerah  ini dimulai  dengan  fase  deformasi  pemekaran ( rifting )  pada  umur  Eosen-Tengah  yang dilanjutkan  dengan  pembentukan  cekungan ( sag  phase )  sampai  umur  Oligosen-Bawah (Mudjiono  dan  Pireno,  2002).  Pada  umur Oligosen-Atas  sampai  Miosen-Bawah  terjadi fase tektonik yang tenang ( tectonic quiescence ) dan  kemudian  terjadi  fase  deformasi  tektonik inversi  yang  dimulai  pada  umur  Miosen-
Gambar  2. Lokasi  studi  geomekanika  di Lapangan Alpha yang terletak di Lepas  Pantai  Madura  Utara, Provinsi  Jawa  Timur,  (a)  lokasi Lapangan  Alpha  berdasarkan peta  google  earth,  (b)  trayek pengeboran sumur-eksplorasi dan  sumur-pengembangan  di Lapangan Alpha.
Gambar  3. World  Stress  Map  di  daerah  sekitar Lapangan Alpha yang menunjukkan arah tegasan  utama NNE-SSW dengan  rezim tegasan normal.
Bawah  yang  merubah  rezim  deformasi  di daerah ini menjadi rezim deformasi kompresi. Fase  deformasi  kompresi  yang  intens terjadi pada  umur  Pliosen-Bawah.  Fase  deformasi  di daerah  Madura  Utara  ini  ditampilkan  pada kolom  stratigrafi  ( Gambar  5 )  menurut Murtani  dkk.,  (2015).  Lapangan  Alpha  yang berada  di  lepas  pantai  Madura  Utara ditunjukkan  oleh  kotak  merah  pada  kolom stratigrafi.
Berdasarkan shelf architecture Formasi
Kujung  dapat  dibedakan  menjadi  dua  bagian interval  yaitu Mixed-siliciclastic  Carbonate Shelf (MSCS)  dan Carbonate  Build-ups  Shelf (CBS) (Fifariz dkk., 2020). Formasi Kujung-2 dan  Kujung-3  adalah  Formasi  batuan  yang disusun  oleh  perselingan  batugamping  dan batulempung  yang  menurut  Fifariz  dkk., (2020)  termasuk  interval  MSCS.  Interval  ini memiliki  ketebalan  rata-rata  300-450m  dan tersebar merata di Cekungan Madura Utara. Di atas endapan MSCS diendapkan endapan CBS yang  berkorelasi  dengan  Formasi  Kujung-1 dengan  litologi  penyusun  didominasi  oleh batugamping dan ketebalan rata-rata 230-300m. Pola  log  Gamma-Ray  dan  jenis  litologi penyusun  Formasi  Kujung  yang  dibedakan menjadi dua interval MSCS dan CBS menurut Fifariz dkk., (2020) ditampilkan pada Gambar 6 .
Reservoir di daerah Cekungan Jawa Timur ini terdapat pada Formasi Batugamping
Ngimbang  yang  berumur  Eosen-Atas  dan Formasi  Batugamping  Kujung  yang  berumur
Miosen-Bawah  (Murtani  dkk.,  2015).  Untuk batuanbeban  ( overburden) dari bawah ke  atas adalah  Formasi  Rancak,  Formasi  Tuban, Formasi  Ngrayong,  dan  Formasi  Batu Gamping  Wonocolo.  Studi  penelitian  ini difokuskan  di  formasi  batuan  yang  memiliki permasalahan  dalam  proses  pengeborannya yaitu batugamping Formasi Kujung.
Gambar  4 .  Peta tektonik Cekungan Jawa-
Timur  bagian  utara  (Mudjiono dan Pireno, 2002). Gambar  5. Kolom  stratigrafi  daerah penelitian yang termasuk Cekungan  Jawa-Timur  Utara (Murtani dkk., 2015).
Gambar  6. Pola  log  Gamma-Ray  untuk Formasi  Kujung  yang  dibedakan menjadi interval MSCS dan CBS menurut Fifariz dkk., (2020).

## 2.  DATA AND METODOLOGI
Studi geomekanika 3D dengan analisis bidang lemah  lapisan  ini  menggunakan  data  primer dan data sekunder. Data primer adalah:
1. Data  geomekanika  1D  yang  telah dilakukan pada lima (5) trayek sumur- studi (NM-2, NM-4, NMJT-2, NMJT-3 dan  NMJT-5).  Data  geomekanika  1D terdiri  dari  properti  elastik  batuan ( elastic  properties )  dan  kekuatan batuan ( rock strength ). Properti elastik batuan  adalah  Modulus  Young  dan Poisson’s  Ratio sedangkan  properti kekuatan batuan adalah UCS
( Unconfined  Compressive  Strenght ),
Tensile  Strenght dan  Sudut  Friksi
(Friction  Angle). Properti  elastik  dan kekuatan batuan ini selanjutnya disebut sebagai  properti  geomekanika  batuan. Data  geomekanika  1D  selanjutnya adalah  tekanan,  tegasan  batuan,  data arah  Tegasan  Horizontal  dan  rezim tektonik di daerah Lapangan Alpha.
Data log  properti  geomekanika batuan adalah:
• Modulus  Young: properti  batuan yang mengindikasikan  tingkatan  kekakuan ( stiffness ) dari suatu batuan.
• Poisson’s  Ratio: properti  batuan  yang mengindikasikan  tingkatan  keuletan ( ductility ) dari suatu batuan.
• Unconfined Compressive Strenght (UCS)
• Tensile Strenght = k x UCS (k = 0,1)
• Sudut Friksi ( Friction Angle )
Data tekanan dan tegasan batuan adalah:
• Tekanan Pori ( Pore Pressure )
• Tegasan Vertikal ( Vertical/Overburden Stress )
• Tegasan Horizontal Maksimum
( Minimum Horizontal Stress )
• Tegasan Horizontal Minimum
( Maximum Horizontal Stress )
2. Data  log  Densitas  batuan  ( Bulk Density )
3. Data  atribut  seismik  3D  ( Interval Velocity ) dengan luas sebesar 144 Km2 yang ditampilkan pada Gambar 7 .
Sedangkan data sekunder adalah:
1. Data  interpretasi  horizon  seismik berdasarkan  formasi  batuan.  Dari bawah sampai ke atas adalah: Kujung- 3, Kujung-2, Kujung-1, Rancak, Tuban. Ngrayong,  Wonocolo  dan  Lantailaut ( seafloor ).  Data  horizon  ditampilkan pada Gambar 8 .
2. Interpretasi  seismik  bidang  sesar (ditampilkan pada Gambar 8 ).
3. Data  laporan  rekaman  pengeboran sumur
4. NMJT-6: Data rekaman pengeboran
5. Studi  literatur  dan  arah  Tegasan Horizontal  Maksimum  dari  World Stress Map.
Gambar  7. Data  atribut  seismik Interval  Velocity dengan luas 144Km 2 di Lapangan Alpha.
Gambar  8. Data  interpretasi  horizon  formasi  dan interpretasi  bidang  sesar  di  Lapangan Alpha.
Setelah  properti  geomekanika  disebarkan secara  3D  dan  dipakai  untuk  menghitung tegasan batuan 3D, maka model geomekanika 3D telah selesai dikonstruksi. Proses selanjutnya adalah melakukan validasi model. Validasi  model  geomekanika  3D  terdiri  dari beberapa tahapan:
• Validasi  dengan  data  tegasan  pada datageomekanika 1D di sumur-studi.
• Validasi dengan data aktual pengeboran sumur yang telah
dilakukan,  yaitu  menggunakan  sumur- pengembangan NMJT-6.
3. HASIL

## KONSTRUKSI MODEL GEOMEKANIKA 3D Pembuatan Wadah Model
Konstruksi  model  geomekanika  3D  dimulai dengan  membuat  wadah  model  ( embedment ) dan grid cells untuk properti geomekanika dan tegasan batuan. Ukuran grid cells secara lateral pada wadah model ini adalah sebesar 50x50m. Pada  tahapan  ini  didefinisikan  zona  reservoir ( reservoir section ), zona batuanbeban ( overburden ), zona batuansamping ( sideburden ) dan zona batuanbawah ( underburden ). Pembuatan zona ini digunakan untuk membedakan kriteria kekuatan Yield dari batuan. Untuk zona reservoir dan batuanbeban memakai Yield kriteria  Mohr-Coulomb,  dan membutuhkan masukan semua properti geomekanika  3D  seperti  Modulus  Young, Poisson’s  Ratio,  Unconfined  Compressive Strenght (UCS), Tensile Strenght, Sudut Friksi dan  densitas  formasi.  Sedangkan  untuk  zona batuansamping dan batuanbawah menggunakan  kriteria elastic ,  sehingga  data yang  dibutuhkan  hanya  densitas  formasi, Modulus  Young  dan Poisson’s  Ratio .  Wadah model  geomekanika  3D  di  Lapangan  Alpha, ditampilkan pada Gambar 9 .

## Pembuatan Perlapisan
Dalam  studi  geomekanika  ini  formasi  batuan yang  menjadi  fokus  adalah  Formasi  Kujung, terutama  Kujung-2  dan  Kujung-3.  Banyak perlapisan pada formasi Kujung-2 dan Kujung- 3 didefinisikan paling banyak untuk mendapatkan resolusi vertikal yang lebih baik dibandingkan  formasi  batuan  lain.  Selain  itu, perselingan antara batulempung dan batugamping  di  Formasi  Kujung-2  dan Kujung-3 juga membutuhkan jumlah perlapisan yang banyak agar dapat menangkap perbedaan litologi ini secara 3D. Tabel jumlah perlapisan  untuk  masing-masing  horizon formasi  batuan  dari  lantailaut  ( seafloor ) sampai  Formasi  Kujung-3  ditampilkan  pada Tabel 1 .

## Pengasaran Log Properti Geomekanika
Data  log  properti  geomekanika  di  masing- masing sumur (1D) perlu dikasarkan ( upscaled )  agar  sesuai  dengan grid  cells dari wadah  geomekanika  3D  yang  sudah  dibentuk sebelumnya.  Log  properti  geomekanika  yang
Gambar 9. Wadah model geomekanika 3D di Lapangan  Alpha  yang  terdiri  dari 6,9juta grid  cells. Dengan  ukuran grid  cell secara  lateral  adalah 50x50m .
Tabel 1. Jumlah perlapisan untuk setiap horizon formasi batuan.
dikasarkan adalah:
• Modulus  Young  (ditampilkan  dalam satuan Mpsi)
• Poisson’s Ratio (tanpa satuan)
• Unconfined Compressive Strenght (UCS) (ditampilkan dalam satuan psi)
• Tensile  Strenght, berdasarkan  hasil geomekanika 1D nilai Tensile Strength = k x UCS (k=0.1) (ditampilkan dalam satuan psi)
• Sudut Friksi ( Friction Angle )
(ditampilkan dalam satuan degree ) konversi satuan log properti geomekanika:
• 1 Mpsi = 1000000 psi
• 1000 psi = 6.9 Mpa = 68.9 bar
Log  properti  geomekanika  1D  telah  dibuat  di sumur-studi  yang  mempunyai  log  talikawat Gamma-Ray,  log  Densitas,  dan  log  Sonic Compressional  Slowness .  Hanya  lima  (5) sumur yang mempunyai log talikawat lengkap untuk  membuat  log  properti  geomekanika  di Lapangan Alpha dan dijadikan sebagai sumur- studi, yaitu:
• NM-2 (sumur eksplorasi vertikal)
• NM-4 (sumur eskplorasi vertikal)
• NMJT-2
(sumur-pengembangan,
kemiringan 70°)
• NMJT-3
(sumur-pengembangan,
kemiringan 70°)
• NMJT-5 (sumur-pengembangan, kemiringan 65°)
Hasil pengasaran log properti geomekanika di semua sumur-studi ditampilkan pada Gambar 10 .
Untuk  interval  atau  formasi  di  batuanbeban ( overburden )  yang  tidak  memiliki  data geomekanika  1D  dari  sumur-studi,  dibuat menggunakan fungsi log properti geomekanika dengan  data  atribut  seismik Interval  Velocity. Sedangkan  untuk  properti  geomekanika  di zona  batuanbawah  yang  tidak  dicakup  oleh data  seismik,  dibuat  menggunakan  fungsi properti geomekanika dengan nilai kedalaman vertikal  dibawah  permukaan  laut  ( True Vertical Depth Sub-Sea ).
Data Tegasan Horizontal dan Tegasan Vertikal dari  hasil  geomekanika  1D  tidak  dimasukkan ke dalam perhitungan konstruksi geomekanika 3D,  tapi  nantinya  akan  digunakan  untuk validasi  hasil  perhitungan  tegasan  horizontal pada geomekanika 3D. Log Tegasan Horizontal, Tegasan Vertikal dan Tekanan Pori dari  data  geomekanika  1D  di  sumur-studi ditampilkan  pada Gambar  11 .  Dari  data tegasan  di  sumur-studi  diketahui  rezim tektonik  di  daerah  Lapangan  Alpha  adalah rezim  tegasan  normal,  dengan  nilai  Tegasan Horizontal  Minimum  paling  kecil,  Tegasan Horizontal Maksimum pertengahan dan Tegasan Vertikal paling besar (Sigh>SigH>SigV).
Gambar  10. Tampilan hasil  pengasaran  log  properti  geomekanika  di  lima (5)  sumur-studi  (kedalaman  ditampilkan  dalam  satuan  meter) sebagai masukan konstruksi geomekanika 3D.

## Penyebaran Properti Geomekanika
Penyebaran  log  properti  geomekanika  batuan di  zona  reservoir  dan  zona  batuanbeban merupakan  hal terpenting  dalam  studi geomekanika 3D. Metode penyebaran dengan metode  SGS  dipilih  di  zona  reservoir  dan batuanbeban  dikarenakan  metode  ini  cocok digunakan  untuk  pemodelan  dengan  data sumur  yang  sedikit  seperti  di  tahap  awal pengembangan  suatu  lapangan.  Metode  SGS dengan  cara  stokastik  ini  memiliki  sistem multi-ouputs atau  banyak  kemungkinan  hasil pemodelan,  yang  umum  digunakan  untuk pemodelan  properti  reservoir  lain  seperti porositas  dan  permeabilitas.  Hasil  pemodelan yang  tepat  akan  dipilih  dari  beberapa  iterasi yang  cocok  yang  divalidasi  dengan  hasil perhitungan  tegasan  3D  nantinya.  Variogram yang  digunakan  adalah  variogram  Gaussian dan co-krigging dengan  data  atribut  seismik Interval Velocity. Berdasarkan peta penyebaran properti geomekanika kekuatan batuan, penyebaran nilai UCS di Puncak ( Top ) Formasi Kujung-3 dan Puncak ( Top ) Formasi Kujung-2 ( Gambar  12 dan 13 )  terlihat  lebih  beragam dibandingkan  di  Puncak  ( Top )  Formasi Kujung-1 ( Gambar 14 ).  Hal ini membuktikan bahwa  Formasi  Kujung-2  dan  Kujung-3  yang disusun oleh perselingan batulempung dengan batugamping  sebagai  endapan  campuran silisiklastik dengan batugamping
menyebabkan  penyebaran  litologi  yang  lebih beragam  secara  lateral  di  seluruh  Lapangan Alpha.  Litologi  yang  beragam  ini  juga membuat  nilai  properti  kekuatan  batuan menjadi  beragam,  sehingga  nilai  Tekanan Rontok  batuan  pada  perhitungan  kestabilan sumur  juga  akan  berbeda-beda  untuk  setiap lokasi pengeboran sumur

## Pembuatan Model Densitas
Model densitas batuan perlu dibuat secara 3D untuk  menghitung  nilai  tegasan  vertikal  3D. Atribut  seismik Interval  Velocity dapat digunakan  untuk  menghitung  nilai  densitas batuan dengan memakai  Formula Gardner (1) (Gardner dan Dumanoir, 1980).
(1)
dengan: ρ = Densitas batuan (g/cc) V p = Seismik Interval Velocity (m/s)
Hasil model densitas dengan Formula Gardner ini  perlu  divalidasi  dengan  log  Densitas  di sumur-studi.  Model  densitas  dari  atribut seismik digunakan untuk mengisi kekosongan interval  yang  tidak  memiliki  data  log geomekanika 1D. Log Densitas di semua
Gambar  11. Tampilan  data  log  tekanan  dan  tegasan  dari  data  geomekanika  1D  di  semua sumur-studi (kedalaman ditampilkan dalam satuan meter).
Gambar  12. Hasil  penyebaran  log  properti  geomekanika  pada  Puncak  ( Top ) Formasi  Kujung-3,  (a)  Modulus  Young,  (b) Poisson’s  Ratio, (c) UCS, (d) Sudut Friksi (FANG).
Gambar  13. Hasil  penyebaran  log  properti  geomekanika  pada  Puncak ( Top )  Formasi  Kujung-2,  (a)  Modulus  Young,  (b) Poisson’s
Ratio, (c) UCS, (d) Sudut Friksi (FANG).
sumur-studi dikasarkan dan disebarkan menggunakan  metode  yang  sama  dengan  log properti  geomekanika,  yaitu  secara  SGS dengan  dengan  variogram  Gaussian  dan co- krigging dengan menggunakan panduan model densitas 3D dari atribut seismik.
Model  densitas  3D  yang  dihasilkan  akan menjadi masukan sebagai perhitungan Tegasan Vertikal pada simulasi perhitungan tegasan 3D, yang dihitung dengan menggunakan Formula 2 (Plumb dkk., 2000).
( )    = z b v dz g z
0   (2)
dengan: σ v = Tegasan vertikal (psi) ρ b = Densitas batuan (g/cc) Z = Kedalaman vertikal (m) g = Percepatan gravitasi (m/s 2 ) dz = Perbedaan kedalaman vertikal (m)
Pembuatan Model Tekanan Pori 3D Tekanan  Pori  3D  merupakan  salah  satu
masukan dalam perhitungan tegasan horizontal. Nilai Tekanan Pori batuan di Lapangan Alpha berdasarkan  hasil  perhitungan  geomekanika 1D  yang  telah  divalidasi  dengan  data  tes pengukuran  di  sumur,  menunjukkan  gradien tekanan normal hidrostatik sebesar 0.433 psi/ft atau  1000  kg/m 3 atau  1  g/cc.  Dengan menggunakan kedalaman vertikal maka Tekanan  Pori  3D  dapat  dihitung  pada  model geomekanika.

## Perhitungan Tegasan 3D
Setelah  semua  masukan  untuk  perhitungan tegasan horizontal lengkap dimodelkan secara 3D, maka tegasan horizontal batuan secara 3D dapat dihitung dengan menggunakan Formula Poroelastic dari  Blanton  dan  Olson  (1999). Data  masukan  dalam  perhitungan  tegasan  3D adalah:
• Data Properti Geomekanika Batuan 3D
• Data Bidang Sesar
• Model Densitas 3D
• Tekanan Pori 3D • Gradien Tegasan Horizontal (berdasarkan  data  rata-rata  gradien
Gambar  14. Hasil  penyebaran  log  properti  geomekanika  pada  Puncak ( Top ) Formasi Kujung-1, (a) Modulus Young, (b) Poisson’s Ratio, (c) UCS, (d) Sudut Friksi (FANG).
tegasan  geomekanika  1D  dari  semua sumur-studi)
o Tegasan  Horizontal  Minimum = 0.155 bar/m (0.685 psi/ft)
o Tegasan Horizontal Maksimum = 0.157 bar/m (0.693 psi/ft)
• Arah Tegasan Horizontal Maksimum = N20°E (World Stress Map).
Formula Poroelastic (3  dan  4)  oleh  Blanton dan Olson (1999) digunakan untuk perhitungan tegasan  horizontal  geomekanika  secara  3D  di setiap grid cell . Formula Poroelastic mempertimbangkan  batuan  yang  memiliki porositas sehingga perhitungan tegasan geomekanika  menggunakan  nilai  Tegasan Efektif ( effective stress ) dibandingkan dengan Tegasan  Total  ( Total  Stress ).  Berdasarkan hukum Terzaghi, nilai Tegasan Efektif adalah Tegasan  Total  dikurangi  Tekanan  Pori (Terzaghi dan Peek, 2010).
Dari  Formula Poroelastic dapat  dibedakan faktor  tegasan  karena  pembebanan  dan  faktor tegasan  karena  tektonik  untuk  perhitungan Tegasan  Horizontal  Maksimum  dan  Tegasan Horizontal Minimum. Tegasan akibat pembebanan  dipengaruhi  oleh  Tekanan  Pori ( P p ), Tegasan Vertikal (σ v ), Poisson’s Ratio (v) dan  koefisien  Alpha (α)  atau  Biot’s  yang bernilai  konstan  1.  Sedangkan  tegasan  akibat tektonik dipengaruhi oleh Modulus Young ( E ), Poisson’s  Ratio (v) dan  parameter strain  ( ε h , ε H ) . Formula Poroelastic (Formula  3  dan  4) juga  digunakan  pada  pembuatan  model geomekanika 1D sebelum studi ini dan secara konsisten digunakan untuk perhitungan tegasan  pada  konstruksi  model  geomekanika 3D.
y x p V h E E P             2 2 1 1 1 2 1 1 − + − + − − + − = Formula 3 - Tegasan Horizontal Minimum
x y p V H E E P     
       2 2 1 1 1 2 1 1 − + − + − − + − =
Formula 4 - Tegasan Horizontal Maksimum dengan:
P p = Tekanan Pori (psi) σ v = Tegasan Vertikal (psi)
v = Poisson’s Ratio (tanpa satuan) α = Koefisien Alpha / Biot ε h ε H = Parameter strain (tanpa satuan)
Dalam perhitungan tegasan secara 3D di setiap grid cell dari wadah geomekanika yang sudah dikonstruksi, mempertimbangkan bidang tidak menerus ( discontinuity ) dari bidang sesar yang telah  diinterpretasi  sebelum  studi  ini.  Data hasil perhitungan Tegasan
Horizontal Minimum dan Tegasan Horizontal Maksimum 3D ditampilkan pada Gambar 15 dan 16 .

## 4. DISKUSI VALIDASI MODEL GEOMEKANIKA 3D
Model geomekanika 3D yang telah dikonstruksi perlu divalidasi untuk menyamakan  hasil  perhitungan  3D  dengan data  di  sumur-studi.  Beberapa  tingkatan validasi  dilakukan  untuk  mendapatkan  hasil model geomekanika 3D yang valid.

## Validasi Data Tegasan
Data tegasan geomekanika 1D di  sumur-studi tidak menjadi masukan pada pembuatan model geomekanika  3D,  sehingga  bisa  digunakan sebagai validasi hasil perhitungan tegasan 3D. Nilai  tegasan  di  trayek  sumur-studi  tersebut dicocokkan  dengan  hasil  perhitungan  tegasan secara  ruang  (3D)  yang  dilakukan  dari  data properti  geomekanika  yang  telah  disebarkan secara  3D  sebelumnya.  Perbandingan  hasil perhitungan  tegasan  secara  3D  dan  data tegasan  geomekanika  1D  ditampilkan  pada Gambar  17 .  Berdasarkan  gambar  tersebut dapat  diketahui  bahwa  data  log  tegasan  1D telah cocok atau memiliki pola tren yang sama dengan hasil perhitungan tegasan 3D, sehingga model geomekanika 3D yang dihasilkan telah valid.

## Validasi Data Sumur Aktual
Validasi  hasil  konstruksi  geomekanika  3D selanjutnya adalah dengan mencocokkan hasil perhitungan  dengan  data  aktual  pengeboran yang  telah  dilakukan.  Sumur  yang  digunakan sebagai sumur-validasi adalah sumur- pengembangan  NMJT-6  yang  tidak  menjadi masukan  dalam  data  konstruksi  geomekanika 3D.
Langkah  pertama  adalah  melakukan  ekstraksi data properti geomekanika batuan, tekanan dan tegasan dari model 3D ke model 1D di trayek pengeboran sumur. Hasil ekstraksi berupa log geomekanika sintetik yang merupakan prediksi di trayek sumur NMJT-6. Log sintetik properti geomekanika tersebut adalah, Modulus Young, Poisson’s Ratio , UCS, Tensile Strenght , Sudut Friksi, Tekanan Pori dan tegasan (vertikal dan horizontal)  yang  dikeluarkan  dari  model
geomekanika  3D  dan  ditampilkan  pada Gambar  18 .  Data  log  sintetik  tersebut kemudian  digunakan  untuk  menghitung  nilai tegasan  insitu  kestabilan  sumur  ( wellbore stability) sehingga  diketahui  nilai  Tekanan Tendangan  ( Kick  Pressure ),  Tekanan  Rontok ( Shear  Failure  Pressure ),  Tekanan  Rekah ( Losses/Fracture  gradient  Pressure )  dan Tekanan  Pecah  ( Breakdown  Pressure )  di trayek sumur NMJT-6.
Gambar 15. Hasil perhitungan Tegasan Horizontal Minimum secara 3D di Puncak Formasi Kujung-1 Lapangan Alpha.
Gambar 16. Hasil perhitungan Tegasan Horizontal Maksimum secara 3D di Puncak Formasi Kujung-1 Lapangan Alpha.
Perhitungan kestabilan sumur NMJT-6 menggunakan  metode  Modified  Lade  (Ewy, 1999), metode yang sama juga digunakan pada saat  konstruksi  geomekanika  1D,  yang dilakukan sebelum studi ini. Hasil perhitungan kestabilan  sumur  NMJT-6  ditampilkan  pada Gambar  18 .  Dari  perhitungan  kestabilan sumur diketahui nilai Tekanan Rontok batuan maksimum di satu seksi pengeboran sumur di Formasi  Kujung  sebesar  11,2ppg  (1ppg  = 0,12g/cc) di Formasi Kujung-3. Hasil
perhitungan  mengindikasikan  bahwa  berat lumpur  yang  digunakan  untuk  menghindari rontoknya sumur NMJT-6 di seksi pengeboran tersebut harus lebih besar dari 11,2ppg.
Langkah selanjutnya adalah memvalidasi hasil perhitungan kestabilan sumur tersebut dengan data  aktual  pengeboran.  Rekaman  kejadian pengeboran  sumur  NMJT-6  ditunjukkan  pada plot  kedalaman  pengeboran  dan  waktu  hari pengeboran  ( Gambar  19 ).  Dari  plot  tersebut didapatkan  informasi  bahwa  pengeboran Formasi Kujung-1 sampai Kujung-3 diselesaikan  dalam  waktu  singkat  delapan  (8) hari tanpa terjadinya permasalahan pengeboran kerontokan  sumur  dan  hanya  terjadi  sebagian fluidamasuk  ( partial  losses ).  Berat  lumpur maksimal  yang  digunakan  untuk  pengeboran
satu seksi Formasi Kujung ini adalah 11.5ppg. Dengan  menggunakan  berat  lumpur  11.5ppg berarti berat lumpur tersebut sudah cukup besar dibandingkan  nilai  Tekanan  Rontok  11.2ppg
Gambar  17. Data  log  tekanan-tegasan  geomekanika  1D  digunakan  untuk  memvalidasi  hasil perhitungan tekanan-tegasan 3D. Dari gambar terlihat bahwa log tekanan-tegasan geomekanika 1D telah cocok dengan hasil perhitungan tekanan-tegasan 3D di sumur NM-2 dan NM-4.
Gambar  18. Perhitungan  kestabilan  sumur NMJT-6 dengan metode Modified Lade yang menghasilkan perhitungan  Tekanan  Tendangan, Tekanan Rontok,  Tekanan Rekah dan Tekanan Pecah.
yang  didapatkan  dari  perhitungan  kestabilan sumur  berdasarkan  model  geomekanika  3D. Berat  lumpur  yang  lebih  besar  dari  Tekanan Rontok ini dikonfirmasi dengan tidak terdapatnya  rontokan  sumur  pada  Formasi Kujung-2  dan  Kujung-3  di  seksi  pengeboran ini.  Berdasarkan  tahapan  validasi  ini  yang membandingkan data pengeboran sumur aktual NMJT-6 dengan hasil perhitungan dari model geomekanika  3D,  dapat  disimpulkan  bahwa penyebaran properti geomekanika dan perhitungan tegasan pada model geomekanika 3D sudah valid.

## PERBANDINGAN PROPAGASI GEOMEKANIKA  1D  DENGAN  MODEL GEOMEKANIKA 3D
Tujuan  melakukan  perbandingan  ini  adalah untuk  melihat,  apakah  hasil  geomekanika  3D yang  telah  dilakukan  dapat  memberikan  hasil yang lebih akurat dibandingkan cara propagasi log  geomekanika  1D  dalam  memprediksi Tekanan Rontok di sumur-validasi NMJT-6.
Proses propagasi log properti geomekanika 1D di  trayek  sumur-baru  menggunakan  sumur eksplorasi  vertikal  sebagai  sumur  referensi dikarenakan mempunyai data pengukuran dan analisis paling lengkap. Sumur eksplorasi yang
paling  dekat  dengan  sumur-validasi  NMJT-6 adalah sumur eksplorasi NM-4 yang kemudian disebut sebagai sumur referensi. Data properti geomekanika  1D  di  sumur  referensi  NM-4 dipropagasikan  ke  sumur-validasi  NMJT-6 dengan  acuan  kedalaman  vertikal  dan  pada formasi batuan yang sama ( Gambar 20 ). Hasil propagasi  log  properti  geomekanika  sumur referensi  NM-4  ke  sumur-validasi  NMJT-6 ditampilkan  pada Gambar  21 .  Log  properti geomekanika yang dipropagasikan adalah:
• Log Densitas
• Modulus Young
• Poisson’s Ratio
• Unconfined Compressive Strenght (UCS)
• Tensile Strenght
• Sudut Friksi ( Friction Angle ).
• Koefisien α (Biot’s) = 1
Dari hasil propagasi log properti geomekanika tersebut  dapat  dihitung  Tegasan  Vertikal  dan Tegasan Horizontal di sumur-validasi NMJT-6. Tegasan  Vertikal  dihitung  dari  data  log Densitas  batuan  menggunakan  Formula  2. Tegasan Horizontal Minimum dan Maksimum dihitung  menggunakan  Formula  3  dan  4,  dan menggunakan  parameter strain yang  sama dengan yang digunakan di sumur referensi
Gambar  19 .  Plot  yang  menunjukkan  kemajuan  kedalaman  (ft) sumur  dengan  waktu  pengeboran  (hari),  menunjukkan pengeboran interval Formasi Kujung-1 sampai Kujung- 3 diselesaikan dalam waktu 8 hari dengan berat lumpur maksimal 11.5ppg dan tidak terdapat rontokan sumur.
NM-4.  Tekanan  Pori  batuan  menggunakan nilai  tekanan  normal  hidrostatik  0,433psi/ft sama  seperti  sumur  lainnya.  Dari  data propagasi  log  properti  geomekanika  beserta hasil perhitungan tegasan batuan dan Tekanan Pori dapat dihitung tekanan kestabilan sumur. Nilai  tekanan  kestabilan  sumur  dihitung menggunakan  metode  Modified  Lade  (Ewy, 1999). metode yang sama dengan perhitungan tekanan kestabilan sumur pada sumur NMJT-6 dari  data  geomekanika  3D.  Log  properti geomekanika,  hasil  perhitungan  tegasan, Tekanan  Pori  dan  perhitungan  kestabilan sumur ditampilkan pada Gambar 22 .
Berdasarkan  perhitungan  kestabilan  sumur tersebut  diketahui  bahwa,  Tekanan  Rontok maksimum yang terdapat di Formasi Kujung-3 adalah  13,6ppg.  Nilai  Tekanan  Rontok maksimum tersebut jauh lebih besar dari berat lumpur  bor  aktual  waktu  pengeboran  sumur NMJT-6 yang hanya sebesar 11,5ppg. Dengan berat lumpur bor 11,5ppg, yang lebih kecil dari Tekanan Rontok 13,6ppg maka akan menyebabkan  sumur  harusnya  mengalami kerontokan  dan  kemungkinan  tidak  bisa dilakukan  pengeboran,  tetapi  data  aktual pengeboran  menyatakan  hal sebaliknya, pengeboran  sumur  NMJT-6  berhasil  dengan baik  dan  tidak  ada  kerontokan  sumur. Berdasarkan hasil ini terdapat ketidakcocokan antara hasil perhitungan kestabilan sumur dari propagasi geomekanika 1D dengan data aktual pengeboran sumur-validasi NMJT-6. Sehingga
dalam hal ini, cara propagasi geomekanika 1D dapat disimpulkan tidak akurat.
Tidak akuratnya propagasi log secara geomekanika  1D  dalam  menentukan  berat lumpur  bor  di  sumur-validasi  NMJT-6 disebabkan  adanya  keragaman  secara  lateral properti  geomekanika  batuan  di  Lapangan Alpha  tersebut.  Keragaman  lateral  ini  dapat terlihat  pada  properti  geomekanika  seperti UCS  dan  Modulus  Young  di  Puncak  ( Top ) Formasi  Kujung-2  dan  Kujung-3.  Nilai  UCS suatu  batuan  menentukan  kekuatan  batuan
Gambar  20. Sumur  eksplorasi  NM-4  digunakan  sebagai  sumur referensi untuk propagasi log properti geomekanika ke sumur-validasi  NMJT-6,  (a)  peta  lokasi  sumur  NM-4 dan  NMJT-6,  (b)  ilustrasi  propagasi  log  secara geomekanika 1D dari sumur eksplorasi NM-4 ke sumur- baru NMJT-6.
Gambar  21. Data  log  propagasi  properti geomekanika  di  trayek  sumur- validasi  NMJT-6  dari  sumur referensi NM-4.
tersebut  terhadap  tegasan  dan  tekanan  yang diberikan,  semakin  tinggi  nilai  UCS  maka batuan  tersebut  semakin  tahan  (kuat)  atau semakin susah untuk rontok. Nilai kontur UCS pada  Puncak  Kujung-2  di  posisi  sumur referensi NM-4 berbeda (lebih kecil) dibandingkan  nilai  UCS  di  posisi  sumur- validasi NMJT-6.
Perbedaan nilai UCS di lokasi kedua sumur ini ditampilkan pada Tabel 2 . Nilai UCS rata-rata di Formasi Kujung-1, Kujung-2 dan Kujung-3 untuk sumur referensi NM-4 ditampilkan pada kolom 2 sedangkan nilai UCS hasil propagasi log properti geomekanika 1D di sumur-validasi NMJT-6 ditampilkan pada kolom-3. Nilai UCS di kolom 2 dan kolom 3 ini menunjukkan nilai yang hampir sama karena propagasi geomekanika  1D  memiliki  asumsi  properti geomekanika  batuan  adalah  sama.  Sedangkan nilai UCS rata-rata di posisi sumur-validasi
NMJT-6  menurut  model  geomekanika  3D ditampilkan  pada  kolom  4  dan  menunjukkan nilai  yang  lebih  besar  dari  nilai  propagasi geomekanika  1D.  Perbedaan  nilai  UCS  dan properti  geomekanika  lainnya,  maka  akan berdampak  kepada  berbedanya  perhitungan Tekanan Rontok batuan yang ditampilkan pada
kolom  5,  7  dan  8.  Semakin  kecil  nilai  UCS maka  Tekanan  Rontok  akan  semakin  besar, yang berarti batuan lebih mudah untuk rontok akibat  proses  pengeboran  dan  harus  dijaga dengan  penggunaan  lumpur  yang  lebih  berat dari  Tekanan  Rontok  tersebut.  Perhitungan tekanan rontok juga dipengaruhi oleh kemiringan sumur (ditampilkan pada kolom 6 dan 9), semakin besar kemiringan sumur maka tekanan  rontok  akan  semakin  besar  yang membuat sumur semakin mudah untuk rontok. Dari hasil perbandingan perhitungan kestabilan sumur antara cara propagasi log geomekanika 1D  dengan  ekstraksi  log  model  geomekanika 3D,  dapat  disimpulkan  bahwa  hasil  ekstraksi log dari geomekanika 3D lebih valid dan sesuai dengan data aktual pengeboran sumur.
Gambar  22. Hasil  perhitungan  tegasan  dan  tekanan kestabilan sumur pada sumur-validasi NMJT-6.

## 5. KESIMPULAN
Berdasarkan hasil penelitian geomekanika 3D di Lapangan Alpha dapat diambil kesimpulan:
• Lingkungan  pengendapan  perselingan silisiklastik  dengan  batugamping  di Formasi  Kujung-2  dan  Kujung-3 menyebabkan beragamnya penyebaran properti geomekanika kekuatan batuan secara  lateral.  Keragaman  lateral  ini tidak  bisa  diketahui  menggunakan metode  geomekanika  1D,  tetapi  harus dipetakan  secara  geomekanika  3D. Keragaman ini telah dibuktikan dengan perbandingan  hasil  prediksi  properti geomekanika  secara  1D  dan  3D  di sumur-validasi NMJT-6.
• Keragaman  nilai  properti  kekuatan batuan  membuat  Tekanan  Rontok kestabilan  sumur  juga  akan  berbeda- beda  untuk  setiap  lokasi  pengeboran sumur.
• Model geomekanika 3D yang dihasilkan telah divalidasi dengan data kejadian aktual pengeboran sumur.
• Model geomekanika digunakan sebagai rekomendasi  parameter  pengeboran untuk kelancaran proses dan menghindari  keluarnya  biaya  yang tidak diperlukan.
• Perlu  dilakukan  analisis  lanjutan setelah pengeboran sumur pengembangan ( post-drill ), untuk
melakukan validasi kembali parameter yang telah digunakan.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis  mengucapkan  terimakasih  kepada perusahaan  tempat  penulis  bekerja  dan  juga operator dari Lapangan Alpha, Madura Utara. Dan  tentunya  tidak  lupa,  penulis  juga mengucapkan  terimakasih  yang  sebesar- besarnya  kepada  Bapak  Dosen  Pembimbing dan Dosen lain di ITB yang telah memberikan ilmu  dan  pengajaran  yang  berharga  kepada penulis.

## DAFTAR PUSTAKA
Blanton,  T.L.,  dan  Olson,  J.E.  (1999):  Stress Magnitudes  from  Logs  –  Effects  of Tectonic  Strains  and  Temperature, Society  of  Petroleum  Engineers, SPE- 54653.
Data  Arah  Tegasan  Horizontal  Maksimum tahun 2016 hasil penelitian dari World
Stress  Map (WSM),  data  diperoleh melalui situs internet: http://www.world-stress-map.org/ . Diunduh  pada  tanggal  17  Februari 2021. Ewy, R.T. (1999): Wellbore-Stability
Predictions by Use of a Modified Lade Criterion, Journal  of  Society  of
Tabel 2. Perbandingan nilai UCS rata-rata di Formasi Kujung-1, Kujung-2 dan Kujung-3 dan Tekanan  Rontok  di  sumur  NM-4  dan  sumur  NMJT-6  secara  geomekanika  1D  dan geomekanika 3D.
Petroleum Engineers Drilling &
Completion, SPE-56862.
Fifariz,  R.,  Janson,  X.,  Kerans,  C.,  Sapiie,  B. (2020):  Carbonate-Shelf  Evolution During  The  Oligocene  to  Early
Miocene: Insight from Shelf Architecture, Lithofacies, and Depositional  Models  of  The  Kujung Formation, Offshore East Java,
Indonesia, Journal  of  Sedimentary Research , 90, 796-820.
Gardner, J.S., dan Dumanoir, J.L. (1980): Log- Density  Log  Intepretation, Society  of Petrophysicists and Well-log Analysts ,
SPWLA-1980-N .
Mudjiono,  R.,  dan  Pireno,  G.E.  (2002):
Exploration  of  the  North  Madura Platform Offshore East Java, Indonesia,
Indonesian  Petroleum  Association, Twenty-Eighth  Annual  Convention, Proceedings, Indonesia.
Murtani,  A.S.,  Irfee,  B.,  Setyohadi,  S.,  dan
Dwiperkasa,  D.W.  (2015):  Petroleum Trapping  Mechanism  Attributed  to
Facies  and  Deformation  History  of
Kujung-1 Miocene Carbonate in Ujung
Pangkah East Java, Society of Petroleum  Engineers ,  SPE-176230- MS .
Plumb, R., Edwards, S., Pidcock G., dan Lee,
D.  (2000):  The  Mechanical  Earth Model  Concept  and  its  Application  to High-Risk Well Construction Projects,
Society  of  Petroleum  Engineers, SPE-
59128.
Terzaghi,  K.,  dan  Peek,  R.B.  (2010): Soil Mechanics  in  Engineering  Practice ,
Milton  Keynes  Lightning  Source  UK
Ltd.