## Karakteristik Interaksi Fluida-Batuan dan Pendugaan Suhu Reservoir Pada Sistem Panasbumi Kamojang Garut Berdasar Data Kimia Gas Sumur Produksi
Yoga Aribowo 1* , Marcelina Ramadhani 1
1 Departemen Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, Semarang

## Abstrak
Lapangan  Panasbumi  Kamojang  merupakan  salah  satu  lapangan  tertua  yang  berproduksi  di Indonesia,  dengan  karakter  dominasi  uap.  Salah  satu  cara  memahami  tatanan  sistem  panasbumi adalah  dengan  menganalisis  kimia  fluida,  baik  air  maupun  gas.  Analisis  geokimia  gas  pada lapangan Kamojang ini dilakukan pada gas yang berasal dari 10 sumur produksi, dengan metode kromatografi  gas  untuk  gas  non  reaktif  dan  metode  titrasi  untuk  gas  reaktif. Hasil  analisis  diplot pada  beberapa  diagram  segitiga  untuk  analisis  asal  air.  Perhitungan  suhu  reservoir  dilakukan dengan  geotermometer  berdasar  formula  dari  beberapa  penulis  sebelumnya.  Berdasar  diagram segitiga  N2-He-Ar,  fluida  pada  sumur  B,  E,  A,  G  diperkirakan  berasal  dari  gas  magmatik, sedangkan sumur I, H, D, C dari air meteorik, dan berdasar diagram segitiga N2-CO2-Ar, input gas diperkirakan  berasal  dari  gas  magmatik.  Berdasar  perhitungan  geotermometer,  suhu  reservoir berkisar antara 230-279,7 o C.
Kata kunci: Lapangan Panasbumi Kamojang, geokimia gas, asal fluida, geotermometer

## Abstract
Kamojang field is one of the oldest produced geothermal field in Indonesia. It well known as vapor dominated geothermal system.Geochemical analysis and interpretation of discharged gas could be a guide to comprehend the fluid-rocks interaction pattern, the source of fluids, and the temperature of reservoir. Methods used in this research are gas chromatography for non reactive gas and titration for reactive gas, followed by ternary diagram plotting and geothermometry calculation. Based on ternary N2-He-Ar , fluids of Well- B, E, A, G interpreted as magmatic source fluids, while fluids from Well I, H, D, and C more likely meteoric influenced fluids. Based on N2-CO2-Ar , most gases are magmatic source . The geothermometry calculation resulted in reservoir temperature predicted range of 230-279,7 o C .
Keywords : Kamojang Geothermal Field , gas geochemistry, fluids genetics, geothermometry

## PENDAHULUAN
Lapangan  Panasbumi  Kamojang  merupakan lapangan  panasbumi  tertua  yang  beroperasi  di Indonesia,  di  mana  pengeboran  dilakukan pertama  kali  pada  1975.    Sistem  Panasbumi Kamojang    merupakan  sistem  dominan  uap, sehingga  karakteristik  sistemnya  cukup menarik  untuk  dikaji,  terutama  terkait  pola interaksi  fluida  hidrotermal  dengan  batuan  di bawah  permukaan    (geoindikator),  dan  juga aplikasi  metode geotermometer  gas  untuk pendugaan  temperatur  reservoirnya.  Analisis geokimia gas banyak diaplikasikan di lapangan panasbumi  karena  konsentrasi  gas  indeks tertentu yang muncul ke permukaan mencerminkan  proses  fisikokimia  dan  geologi yang  terjadi  di  bawah  permukaan  yang melibatkan  fluida  hidrotermal  dengan  batuan pada  sistem,  sehingga  dapat  membantu memprediksi  dinamika  dan  kondisi  geologi
bawah permukaan pada sistem. Daerah dengan tatanan  geologi  vulkanik  medan  terjal, biasanya  air  reservoir  (klorida)  tidak  muncul ke  permukaan  sebagai  manifestasi,  sehingga untuk  interpretasi  kondisi  dan  dinamika reservoir yang digunakan adalah analisis kimia gas  (Nicholson,  1993).  Tujuan  dari  penelitian ini  adalah  mendapatkan  gambaran  jenis  dan variasi  fluida  yang  berpengaruh  pada  sistem, dan  mengetahui  dinamika  kondisi  fisikokimia di  bawah  permukaan,  terutama  pendugaan suhu  reservoir  dari  penelitian  ini  berdasar analisis  kimia  sampel  gas  baik  dari  sumur produksi  maupun  dari  manifestasi  permukaan, dengan spektrometri
massa dan menginterpretasi hasilnya dengan
menggunakan  beberapa crossplot dan  juga formula perhitungan.

## Gas Panasbumi
Gas  indikator  yang  selalu  hadir  pada  area manifestasi panasbumi adalah CO 2 , H 2 S, NH 3 , N2,  H 2 dan  CH 4 ,  gas-gas  ini  sering  disebut “ gas  yang  tidak  dapat  terkondensasi ”(Non- condensible gases/NCG) (Nicholson,  1993). Uap  panasbumi  terbentuk  oleh  proses mendidihnya fluida di bawah permukaan. Fase uap  yang  terbentuk  kemudian  bermigrasi  ke permukaan  secara  relatif  vertikal,  sedangkan air  residu  selalu  bermigrasi  secara  lateral  dari zona  pendidihan.  Jika  air  kemudian  mucul  di permukaan,  biasanya  jarak  antara  titik  luaran ini  (zona outflow )  dengan  zona upflow umumnya beberapa kilometer. Gas yang paling melimpah  dalam  sistem  panas  bumi  adalah CO 2 yang  dihasilkan  oleh  beberapa  proses, antara  lain  reaksi  mineral  dan  batuan, degradasi  organik  dalam  batuan  sedimen, reaksi  dekat  permukaan,  pendidihan  air meteorik  dan  beberapa  mungkin  berasal  dari magmatik.  Gas  CO 2 adalah  gas  yang  penting dalam  sistem  panas  bumi  untuk  mengetahui pengaruh  kimia  air  seperti  pH,  densitas, hubungan  titik  didih,  deposisi  mineral sekunder  dan  kedalaman  titik  didih.  Gas-gas umum  lainnya  yang  digunakan  untuk mengetahui  sumber  sistem  panas  bumi  adalah hidrogen  sulfida,  metan,  argon,  helium  dan nitrogen.

## METODOLOGI
Pengambilan  sampel  gas  dilakukan  dengan menggunakan  botol  vakum  berisi  larutan NaOH  4  N  yang  dipersiapkan  di  laboratorium dengan cara mengalirkan 100 ml larutan NaOH bebas  CO 2 ke  dalam  botol  kedap  udara  yang terlebih  dahulu  divakumkan  agar  tidak  terjadi kontaminasi  udara.  Dengan  menggunakan karet  silikon,  botol  sampel  dihubungkan dengan corong penangkap gas yang diletakkan di atas manifestasi tepat pada keluarnya bubble gas (Gambar 1).

## Analisis Laboratorium
Analisis sampel gas dilakukan di Laboratorium Isotop  dan  Kimia,  Pusat  Aplikasi  Teknologi Isotop dan Radiasi, BATAN, Jakarta. Analisis gas  dengan  dua  metode,  yaitu  metode kromatografi  gas  untuk  gas  non  reaktif  (H 2 , He, Ar, N 2 , dan CH 4 ) dan metode titrasi untuk gas reaktif (CO 2 dan H 2 S). Analisis  gas  non  reaktif  yaitu  H 2 ,  He,  Ar,  N 2 , dan  CH 4 dilakukan  dengan  menggunakan  alat kromatografi gas Argilent Technologies 7890
Gambar 1. Skema pengambilan sampel gas
A yang  dilengkapi  dengan  system  injeksi model Arnell.
Pada  analisis  H 2 dan  He  digunakan  gas  Ar sebagai  gas  pembawa,  sedangkan  N 2 ,  Ar,  dan CH 4 digunakan  gas  He  sebagai  gas  pembawa. Kedua  analisis  gas  tersebut  dilakukan  secara simultan  menggunakan  dua  detektor thermal conductivity (TCD).  Sistem  alat  kromatografi gas Argilent Technologies beroperasi  secara simultan untuk analisis gas H 2 , He, N 2 , Ar, dan CH 4 dengan menggunakan software Ezchrom . Untuk  analisis  gas  reaktif  yang  terlarut  dalam NaOH,  yaitu  CO 2 dan  H 2 S  digunakan  metode titrasi  (Giggenbach  dan  Goguel,  1989).  Gas CO 2 dititrasi  menggunakan  larutan  HCl, sedangkan  H 2 S  menggunakan  larutan  TiO sulfat (iodometri).

## Analisis Geokimia Gas
Analisis geokimia gas panasbumi menggunakan  diagram  segitiga  N 2 He-Ar  dan N 2 -He-CO 2 , yang digunakan untuk interpretasi sumber  dari  gas  panasbumi  (Powell  dan Cumming,  2010).  Prinsip  kerja  dalam penentuan  geotermometer  adalah    menghitung temperatur  dari  reservoir  berdasarkan  kadar unsur-unsur pada fluida gas (Arnorsson, 2000). Perhitungan  geotermometer  gas  dilakukan karena  sampel  gas  yang  dianalisis  mewakili kondisi reservoir. Geotermometer gas digunakan  untuk  data  kimia  gas  yang  berasal dari sumur – sumur produksi dan  manifestasi berupa  fumarol.  Geotermometer  gas  yang digunakan  yaitu  CO 2 H 2 S,  H 2 ;  CO 2 /H 2 , H 2 S/H 2 ; dan CH 4 /CO 2 menurut Arnorsson dan Gunlaugsson. :
H 2 /Ar (Giggenbach, 1991),
T=70[2,5 + log (H 2 /Ar)] (1)
H 2 S (Arnorsson dan Gunlaugsson, 1985), T=246,7 + 44,811 log mH 2 S (2)
H 2 (Arnorsson dan Gunlaugsson, 1985),
T=277,2 + 20,99 log mH 2 (3)

## Tabung Giggenbach
Manifestasi/discharg
H 2 S/H 2 (Arnorsson dan Gunlaugsson, 1985), T=304,1 – 39,481 log mH 2 S/mH 2 (4)
CO 2 /H 2 (Arnorsson dan Gunlaugsson, 1985),
T=341,7 – 28,571 log mCO 2 /mH 2 (5)
CO 2 (Arnorsson dkk., 1998), T=4,724  (log  mCO 2 ) 3 –  11,068  (log  mCO 2 ) 2 +
72,012 (log mCO 2 ) + 121,8
(6)
H 2 S (Arnorsson dkk., 1998), T=4,811(log mH 2 S) 2 + 66,152 (log mH 2 S)+177,6 (7) H 2 (Arnorsson dkk., 1998), T=6,630  (log  mH 2 ) 3 +  5,836  (log  mH 2 ) 2 +  56,168 (log m H 2 ) + 227,1 (8)
CO 2 /N 2 (Arnorsson dkk., 1998),
T  =  1,739  (log  mCO 2 /mN 2 +  7,599  (log mCO 2 /mN 2 ) 2 +  48,751(log  mCO 2 /mN 2 )  +  173,2 (9)
H 2 S/Ar (Arnorsson dkk., 1998), T  =  4,108  (log  mH 2 S  +  42,256(log  mH 2 S/mAr)  + 137,6 (10) HASIL Peta sebaran manifestasi dan sumur ditampilkan  pada  Gambar  2,  hasil  analisis kimia  gas  ditampilkan  pada  Tabel  1,  untuk selanjutnya  diplot  pada  beberapa  diagram segitiga  (Gambar  3-5)  untuk  interpretasi hubungan  antar  gas  terkait  beberapa  aspek genetik gas tersebut.
Gambar 2. Peta lokasi sumur dan manifestasi

## Asal-usul Gas Sumur Produksi
Berdasarkan  komposisi  unsur  gas  (Tabel  1), KMJ  –  I  memiliki  kadar  gas  total  lebih  besar daripada  KMJ  -  B  (KMJ  –  I  =  0,69wt.%, KMJ–B= 0,10 wt.%). Hal tersebut diinterpretasikan  bahwa  pada  saat  proses separasi gas akibat pendidihan, gas pada KMJ – I  mengalami  proses  separasi  gas  dalam  satu tahap  separasi  (mengindikasikan  gas  berasal langsung dari reservoir) dibandingkan data gas pada sumur KMJ – B yang telah melalui lebih dari satu kali separasi gas atau disebut dengan pendidihan  yang  berkesinambungan.  Kondisi ini  dibuktikan  dari  kadar  gas  total  dalam  uap yang kecil, yaitu < 2 wt% CO 2 . Hidrogen dan sulfur  dioksida  (SO 2 )  bereaksi  menghasilkan hidrogen  sulfida  (H 2 S)  yang  mengakibatkan unsur  hidrogen  mengalami  pengurangan konsentrasi.  Akibat  pembentukan  H 2 yang lambat  pada  saat  oksidasi  Fe 2 +  SO 2 bereaksi dengan  H 2 S  menghasilkan  endapan  sulfur. Proses  oksidasi  terhadap  H 2 S  menjadi  sulfat juga  mempengaruhi  komposisi  gas  H 2 S (Nicholson, 1993) seperti pada persamaan 11.
SO 2 ( magmatic gas ) + 2H 2 S = 3S + 2H 2 O     (11)
Komposisi unsur Amonia (NH 3 ) pada KMJ - F lebih  besar  dari  KMJ  –  I  menjelaskan  bahwa KMJ  -  F  terletak  di  zona outflow. Amonia adalah  unsur  gas  yang  terlarut  dan  unsur  ini semakin besar ke zona outflow.
Berdasarkan  diagram  perbandingan  komposisi H 2 -H 2 S-CH 4 ,  gas-gas  pada  kesepuluh  sumur berada  di  posisi  mendekat  ke  arah  sudut H 2 , sedangkan sumur KMJ – A berada pada posisi mendekat ke sudut CH 4 . Diagram H 2 S– CH 4 – H 2 (Gambar 3) menunjukkan bahwa kesepuluh sumur  produksi  di  lapangan  Kamojang mengandung  fluida  yang  sudah  mengalami
mature water dan  fluida  tidak  lagi  bereaksi dengan  batuan-bbatuan  di  sekitarnya.  Namun, sumur KMJ – A memiliki nilai CH 4 yang lebih tinggi,  hal  ini  mengindikasikan  bahwa  di sumur  KMJ  –  A,  fluida  mengalami re-boiling (kondensasi). Penentuan asal gas menggunakan  diagram  segitiga  N 2 -He-Ar  dan diagram  segitiga  N 2 -Ar-CO 2 menurut  Powell dan Cumming (2010).

## Diagram Segitiga N2-He-Ar
Penentuan  asal  gas  salah  satunya  dilakukan dengan menggunakan diagram segitiga N 2 -He- Ar  menurut  Powell  dan  Cumming  (2010). Diperlukan  adanya  evaluasi  fluida  gas  untuk mempertegas  terutama  tentang  asal  –  usul fluida berdasarkan interpretasi diagram trilinier N 2 -He-Ar.  Nicholson  (1993)  menjelaskan bahwa  unsur  N 2 dapat  menjadi  indikator pengaruh gas atmosfer atau magmatik. Kondisi ini  dapat berasal  dari  pengaruh  magmatik  jika rasio  N 2 /Ar  berada pada  nilai  800-2000.  He merupakan  indikator  karakteristik crustal , sumbernya berasal dari peluruhan batuan yang mengandung  Uranium,  sedangkan  Argon banyak  terdapat  di  gas  atmosfer  yang  dapat terkandung  dalam  gas  panasbumi  melalui influx  air  hujan.  Hasil  dari  plot  diagram segitiga N 2 -He-Ar yang terlihat pada Gambar 4 masih  dapat  digunakan  walaupun  data  helium tidak  terekam  dan  disimpulkan  bahwa  gas panasbumi berasal dari air hujan. Dari diagram 4,  terlihat  bahwa  kesepuluh  sampel  sumur produksi  yang  berada  di  lapangan  Kamojang, menunjukkan  bahwa  fluida  panasbumi  berasal dari  air  meteorik  yang  masuk  ke  dalam reservoir  melalui  patahan  –  patahan  yang  ada (zona recharge ).
Tabel 1. Hasil Analisis Kimia Gas
Parameter KMJ-A  KMJ-B  KMJ-C  KMJ-D  KMJ-E  KMJ-F KMJ-G  KMJ-H KMJ-I KMJ-J CO 2 81,77 76,04 88,1 83,49 81,41 89,12 89,86 87,18 95,01 89,58 H 2 S 10,96 15,13 6,64 8,6 11,69 6,52 6,57 7,75 2,395 5,64 NH 3 0,25 0,19 0,27 0,33 0,14 0,34 0,095 0,14 0,085 0,33 Ar 0,023 0,01 0,044 0,040 0,016 0,41 0,014 0,035 0,016 0,398 N 2 3,4 4,3 1,9 2,0 3,6 0,7 2,146 2,4 1,735 0,8 CH 4 1,42 0,347 0,28 0,369 0,3107 0,535 0,181 0,406 0,096 0,53 H 2 2,18 3,98 2,79 5,155 2,822 2,384 1,126 2,144 0,664 2,75 % berat 0,19 0,10 0,20 0,18 0,19 0,26 0,44 0,23 0,69 0,28
Tabel 2. Hasil perhitungan Geotermometer (T dalam o C) Geotermometer KMJ-A KMJ-B KMJ-C KMJ-D KMJ-E KMJ-F KMJ-G KMJ-H KMJ-I KMJ-J Giggenbach, 1991 H2/Ar 313,9 345,8 301,3 322,6 343,3 225,3 309,2 300,3 288 229,4 A&G-H2S 293,2 299,5 283,5 288,5 294,5 283 283,3 286,5 263,6 280,3 A&G-H2 284,3 289,7 286,5 292 286,6 285 278 284 273 286 A&G- H2S/H2 276,4 291,8 279,7 295,3 281,2 282,1 273,8 282,1 282,1 286,8 A&G- CO2/H2 296,7 298,5 296,7 295,3 281,2 282,1 273,8 282,1 282,1 286,8 A- CO2 252,1 248,3 254,7 252,8 251,9 249,5 255,5 254,4 257,5 255,3 A - H2S 254,3 263,3 235,2 243,6 253,7 234,7 234,9 240,2 203,4 230,0 A - H2 249,9 264,3 3 249,9 272,4 254,2 249,5 249,9 249,9 217,2 253,5 A - CO2/N2 180,8 178,6 192,5 190 180,2 298,2 188,8 186,5 195,6 273,9
A&G = Arnorsson dan Gunlaugsson, 1985; A= Arnorsson dkk., 1998.
Pada sumur KMJ – J dan KMJ – F memiliki nilai  Argon  yang  tertinggi  dibanding  dengan sumur  lainnya.  Namun  di  diagram  triangular He – N 2 – Ar ini, nilai He tidak terdeteksi.
Diagram Segitiga N 2 -Ar-CO2 Diagram  segitiga  N 2 -Ar-CO2  memiliki  fungsi yang sama dengan diagram segitiga N 2 -He-Ar, hanya  saja  unsur  helium  diganti  dengan  CO 2 .
Berdasarkan  diagram  perbandingan  komposisi N 2 -CO 2 -  Ar,  gas-gas  pada  sumur  berada diantara Air point (N2/Ar ratio) dan garis yang menghubungkan white island ratio dengan Ar apex .  Semakin  dekat  ke  arah  garis  maka mengindikasikan bahwa semakin dekat ke arah zona upflow .  Selain  itu  dapat  juga mengindikasikan  adanya  sedikit  pengaruh
magmatik.  Dari  diagram  CO 2 –  N 2 –  Ar (Gambar  5)  menunjukkan  bahwa  pada  sumur KMJ – F dan KMJ – J memiliki nilai Ar yang tinggi  di  bandingkan  dengan  sumur  –  sumur lainnya. Hal ini dapat diinterpretasi karena tiga kemungkinan:
1. Terjadi  kesalahan  teknik  sampling  gas, sehingga  menyebabkan  nilai  Ar  tinggi. Argon sendiri merupakan gas udara bebas di atmosfer.
2. Udara  masuk  lewat  air  meteorik  dan terjadi  kontaminasi.  Ar  mungkin  berasal dari leaching batuan.
3. Ar  menjadi  indikasi  dari marginal recharge ,  bisa  jadi  sudah  ada recharge atau dekat dengan zona recharge .
Gambar 3. Diagram segitiga H 2 -H 2 S-CH 4
Gambar 4 Diagram segitiga N 2 -He-Ar
Gambar 5 Diagram segitiga N 2 -CO 2 -Ar
Pada sumur  KMJ – B, terlihat bahwa nilai N 2 lebih  tinggi  dibanding  sumur-sumur  lainnya. N 2 sendiri  merupakan  unsur  dari  atmosfer.
Pada  Gambar  5,  KMJ  -  G  lebih  mendekati garis gas atmosfer dibandingkan KMJ – I dan diinterpretasikan  bahwa  KMJ  -  G  lebih mendekati zona upflow dibandingkan KMJ – I dikarenakan  KMJ  -  G  memiliki  konsentrasi CO 2 yang  besar  (CO 2 adalah  unsur  gas  utama di sistem panasbumi).
Diagram Segitiga CO 2 – H 2 S – NH 3 Berdasarkan  diagram  perbandingan  komposisi CO 2 -H 2 S-NH 3 ,  gas-gas  pada  sumur  berada
pada  posisi  mendekat  ke sudut CO 2 .  Dari diagram diatas, terlihat bahwa sumur KMJ – I memiliki nilai CO 2 (95,01  mmol/kg) dan nilai NCG (0,69 wt%) yang tinggi dibanding sumur – sumur  lainnya.  CO 2 sendiri  merupakan less soluble gas dibandingkan  dengan  H 2 S. Diagram juga mengindikasikan bahwa kesepuluh  sumur  produksi yang  ada  di daerah Kamojang bahwa fluida lebih bergerak ke arah zona upflow. Hal ini dilihat dari nilai CO 2 yang cukup  signifikan.  Pada  sumur  KMJ  –  F  dan KMJ  –  J  menjauhi  zona  aliran  utama,  karena nilai  NH 3 KMJ  –  F  yaitu  0,34  mmol/kg  dan 0,33  mmol/kg  untuk  KMJ  –  I  cukup  tinggi.
Sedangkan pada KMJ – B memiliki nilai H2S (15,13  mmol/kg)  yang  tinggi,  hal  ini mengindikasikan bahwa pada sumur KMJ – B mengalami  proses  kondensasi.  Pada  diagram ini,  kesepuluh  sumur  produksi  yang  ada  di lapangan Kamojang tidak menunjukkan sumur – sumur  yang  ada  di  tepian  ( marginal ) reservoir.

## Temperatur  Berdasarkan  Geotermometer Gas
Pengukuran  temperatur  reservoir  didasari  atas hasil dari perhitungan beberapa geotermometer gas  (Tabel  2),  namun  tidak  seluruh geotermometer  gas  dapat  digunakan  dalam menentukan temperatur reservoir. Berdasarkan penjelasan sebelumnya ada beberapa geotermometer yang tidak dipakai (Giggenbach  (1991)  dalam  Altamirano  (2006) -  CH4/CO2,  Arnorsson  and  Gunnlaugsson (1985)  dalam  Arnorsson  (2000)  –  CO 2 , Arnorsson dkk. (1998 dalam Altamirano 2006) – H 2 /Ar  yang  disebabkan  oleh  dua  hal,  yaitu: nilai  dari  temperatur  yang  sangat  tinggi (>374 o C) dan temperatur terlampau rendah.
Dari  tabel  hasil  perhitungan  geotermometer gas  (Tabel  2),  maka  dapat  diperkirakan temperatur  reservoir  berkisar  230  –  279,7 o C. Sistem  panasbumi  dengan  temperatur  tersebut termasuk  ke  dalam  sistem  panasbumi bertemperatur tinggi (Hochstein, 1990).

## KESIMPULAN
Sistem  panasbumi  Kamojang  Garut  memiliki karakteristik  sebagai  berikut:  diagram  segitiga N 2 -He-Ar,  fluida  pada  sumur  B,  E,  A,  G berasal dari gas magmatik, sedangkan sumur I, H, D, C dari air meteorik. Input fluida gas pada sistem diperkirakan berasal dari gas magmatik. Suhu  reservoir  di  daerah  penelitian  berkisar antara 230-279,7 o C.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Terimakasih  yang  sebesar-besarnya  kepada Pertamina Geothermal Energy Kamojang yang telah menyediakan data kimia gas.

## DAFTAR PUSTAKA
Altamirano,  J.  I.  C.,  2006. Sampling and Analyses of Geothermal Steam and Geothermometer Applications in Krafla,
Theistareykir, Reykjanes and Svartsengi,
Iceland .  Geothermal  Training  Programme, Iceland Arnorsson,  S.,  Gunlaugsson,  E.,  1985.  New Gas  Geothermometers  For  Geothermal Exploration  –  Calibration  and  Application,
Geochimica et Cosmochimica Acta , vol 49, hal. 1307 – 1325
Arnorsson,  S.,  Andresdottir,  A.,  Gunnarsson, I.,  dan  Stefánsson,  A.,  1998.  New calibration  for  the  quartz  and  Na/K geothermometers  –  valid  in  the  range  0- 350 O C  (in  Icelandic). Proceedings of the Geoscience Society of Iceland Annual Meeting , April, 42-43. Arnorsson,  S.,  2000. Isotopic and Chemical Techniques in Geothermal Exploration, Development and Use: Sampling Methods, Data Handling, Interpretation . International  Atomic  Energy  Agency,
Vienna.
D’Amore,  F.  dan  Truesdell,  A.H.  1985. Calculation  of  Geothermal  Reservoir Temperatures  and  Steam  Fractions  From Gas  Compostion; Trans. Geothermal Resources Council, Vol. 9, Part 1 ,  August 1985, hal. 305-310.
D’Amore, F., Panichi, C., 1980 , Evaluation of deep temperatures of hydrothermal systems by a new gas geothermometer, Geochimica et Cosmochimica Acta ,  vol.44,  hal.  549  - 556.
Giggenbach,  W.  F.,  dan  Glover.,  R.  B.,  1992. Tectonic  Regime  and  Major  Processes Governing  The  Chemistry  of  Water  and Gas  Discharges  From  The  Rotorua Geothermal Field, New Zealand,
Geothermics , Vol 21, 121-140
Giggenbach  W.  F.,  dan  Goguel,  R.  L.,  1989. Collection and Analysis of Geothermal and Volcanic Water and Gas Discharge, Chemistry  Division,  Departement  of Science  and  Industrial  Research:  Selandia Baru.
Giggenbach,  W.,  1991, Geothermal gas equilibria, Geochimica et Cosmochimica
Acta, vol.44, hal. 393-410
Hochstein,  M.  P.,  1990). Classification and assessment of geothermal resources . UNITAR/UNDP  Centre  for  Small  Energy Resources, Rome, Italy. hal. 31-59.
Nicholson,  K.,  1993. Geothermal Fluids:
Chemistry and Exploration Techniques
Springer -Verlag Berlin Heidelberg: Berlin. Powell,  T.  dan  Cumming,  W.,  2010. Spreadsheets For Geothermal Water and GasGeochemistry. Proceedings, Thirty-Fifth Workshop on Geothermal ReservoirEngineering , Stanford University: California.