ISSN :2579-5821 (Cetak) ISSN : 2579-5546 (Online) Alamat URL : http://journal.unhas.ac.id/index.php/geocelebes
Jurnal Geocelebes Vol. 2 No. 1, April 2018, 6 - 19

## PEMETAAN POROSITAS PADA LAPISAN RESERVOIR KARBONAT DENGAN MENGGUNAKAN METODE SEISMIK INVERSI
Bambang Harimei S. 1* , Irnah Salahuddin 1 , Hasanuddin 1
1 Laboratorium Geofisika Padat, Program Studi Geofisika, FMIPA Universitas Hasanuddin, Makassar
*Penulis koresponden. Alamat email: bambang_harimei2004@yahoo.com

## Abstrak
Telah  dilakukan  pemetaan  porositas  pada  lapisan  reservoir  karbonat  yang  berada  pada  formasi  Melati menggunakan  metode  inversi  seismik  berbasiskan  model  pada  data  seismic  3D.  Dari  hasil  inversi  yang dilakukan  diperoleh  nilai  impedansi  akustik  antara  17000-5000  (ft.g/s.cc)  dengan  nilai  porositas  antara 10-17  %  dimana  daerah  yang  memiliki  porositas  antara  16-17  %  termasuk  dalam  skala  porositas  yang baik yang memungkinkan dilakukan pengembangan sumur pada daerah tersebut.
Kata Kunci : reservoir karbonat, porositas, inversi seismik berbasis model.

## Abstract
Experimentally porosity mapping at carbonate reservoir layer of Tuban formation using seismic inversion model  based  on  3D  data  seismic  have  been  done.  From  this  inversion  method  yielding  acoustic impedance value between 17000-5000 (ft.g/s.cc) and its porosity value between 10-17 % where the area with porosity between 16-17 % belonging into good porosity scale that enable to do well development at that area.
Keywords : carbonate reservoir, porosity, seismic inversion model based

## Pendahuluan
Batuan  karbonat  termasuk  batuan  klastik, Adapun  karakter  dari  batuan  klastik  adalah porositasnya tergantung pada tekanan diferensial.  Tekanan  diferensial  terjadi  oleh karena  adanya  perbedaan  tekanan  antara overburden dan tekanan  interstitial.  Sebagai akibatnya  porositas  menurun  bersamaan dengan  peningkatan  tekanan  differensial
dalam  proses  yang irreversible. Kehadiran hidrokarbon  yang  mempunyai  densitas  dan kecepatan  yang  lebih  rendah  dari  pada  air akan  mengakibatkan  turunnya  IA  batuan reservoir.
Impedansi  akustik  dipengaruhi  langsung oleh  litologi,  porositas,  kandungan  fluida, kedalaman,  tekanan,  dan  temperatur.  Oleh karena  itu AI dapat  digunakan  sebagai
indikator  litologi,  porositas,  juga  dapat digunakan
untuk
mengidentifikasi keberadaan hidrokarbon. Karena keunggulan sifat  impedansi  akustik  ini  lebih baik  dalam menggambarkan sifat fisis bawah permukaan  dibandingkan  data  seismik konvensional,  maka  dilakukan  usaha  untuk mendapatkan  nilai  impedansi  akustik  dari data  seismik,  yang  dikenal  sebagai  inversi post-stack data  seismik  Metode  seismik inversi  merupakan  suatu  metoda  pemodelan kebelakang  ( reverse  modeling) dimana dilakukan  proses  mengubah  data  seismik yang  berupa  kumpulan  nilai-nilai  amplitudo ke  dalam  kumpulan  nilai  impedansi  akustik (IA)  yang  nantinya  akan  digunakan  dalam mengekstrak distribusi porositas dari batuan reservoir.  Sehingga  dengan  melakukan inversi  dan  pemodelan  impedansi  akustik pada  Formasi  Kujung  Cekungan  Tuban  ini dapat memberikan informasi seputar reservoar  pada  formasi  tersebut  berupa  arah penyebarannya  baik  secara  vertikal  maupun lateral,  sehingga  dapat  digunakan  untuk manajemen reservoar lebih lanjut.
Metode  Seismik  Inversi  telah  dilakukan  oleh Ariadmana,  Y.,  2006  seismik  yang  dilakukan pada  Formasi  Baturaja,  Lapangan  Raudat Cekungan  Sunda  yang  bertujuan  untuk memperkirakan  karakter  dan  penyebaran reservoar  lapangan  tersebut.  Nilai  impedansi akustik yang diperoleh dikontrol oleh porositas  total,  kenaikan  prositas  total  akan menurunkan  nilai  impedansi  akustik,  dan sebaliknya.  Kualitas  reservoar  pada  Formasi Baturaja  diketahui  dikontrol  oleh  porositas mikro. Hasil inversi data seismik menunjukkan penyebaran reservoarnya berada pada  bagian  atas  formasi.  Distribusi  resevoar yang  relatif  mengikuti  arah  orientasi  sesar menunjukkan  bahwa  sesar  tersebut  telah meningkatkan  kualitas  reservoar.  Konversi nilai porositas dari impedansi akustik dilakukan untuk mendapatkan parameter yang langsung berhubungan dengan kualitas
reservoar.  Hubungan  linier  antara  porositas dan impedansi akustik menunjukkan simpangan  data  yang  tinggi,  sehingga  akan menghasilkan  nilai  porositas  hasil  konversi dengan kesalahan yang cukup berarti. Reservoar dengan kualitas yang baik mempunyai  nilai  impedansi  akustik  dari (15.000–20.000)  ft*g/cc  dengan  perkiraan nilai porositas berkisar dari (19-27)%
Dalam penelitian ini dibatasi pada pembuatan  penampang  akustik  impedansi yang  merupakan  hasil  inversi  berbasis model, kemudian dikorelasikan dengan data porositas yang diperoleh dari sumur. Tujuan yang  hendak  dicapai  dalam  penelitian menentukan  daerah porous yang  berpotensi sebagai  reservoar  hidrokarbon  pada  lapangan “ melati ”  berdasarkan  nilai  impedansi  akustik dan porositas sumur di sekitarnya.

## Metodologi

## Lokasi Penelitian
Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan data-data  dari  PT.  PERTAMINA  dengan obyektif  Formasi  Kujung,  Cekungan  Tuban, yang  selanjutnya  diberi  nama  Lapangan “ Melati ”.  Cekungan  Tuban  merupakan cekungan  yang  terletak  di  sekitar  Pulau  Jawa Timur tepatnya berada di Kabupaten Bojonegoro  TAC  ( Technical  Asistance Contact ) dan blok “West Tuban” milik JOB PPEJ.

## Tatanan Staetegrafi
Penampang Seismik Melintang memberikan informasi  tentang  stratigrafi  cekungan  Jawa Timur  dan  sekitarnya  (Lihat  Gambar  1.1).

## Gambar 1 Diagram Kronostratigrafi Cekungan Kunjung (JOB PPEJ)
Gambar  1 memperlihatkan  urutan  stratigrafi batuan  Tersier  di  Cekungan  Salawati  telah ditulis  oleh  Soeparyadi  (1976),  Gambar  1.2 yang  memperlihatkan  urutan-urutan  sejarah pengendapan di cekungan ini.

## Basement
Basement  yang  dicirikan  dengan  lipatan batuan  sedimen.  Kemungkinan  hal  ini berhubungan  dengan  metasedimen  awal Jaman  PreTersier. Batuan  pra-Tersier  yang telah teridentifikasi dari data sumur pemboran eksplorasi  adalah  batuan  beku  granit,  batuan meta-sedimen  dan  batuan  metamorf..  Formasi Tuban  ini  tertembus  dalam  sumur-sumur pemboran  SKW-1  dan  SKW-2.  (Pireno, 2008).

## Formasi Kujung
Ketidakselarasan  pada  basemen  dicirikan dengan refleksi yang kuat yang mengindikasikan  lapisan  karbonat  Formasi Kujung.  Tidak  ada  sumur  yang  mencapai formasi ini.
Formasi Tuban
Formasi  Karbonat  Tuban  secara  selaras menumpang  di  atas  Formasi  Kujung. Karakter seismik yang terlihat pada karbonat ini  menunjukan  perkembangan  karbonat terumbu  dengan  refleksi mound pada beberapa perulangan.

## Formasi Ngrayong
Batupasir  Ngrayong  secara  tidak  selaras menumpang  di  atas  Formasi  Karbonat Tuban.  Berdasarkan  penampang  seismik yang  ada,  formasi  ini  dicirikan  dengan refleksi  yang  relatif  kuat  dan  saling  sejajar. Tiga  sumur  telah  mencapai  formasi  ini. Bagian terbawah dari lapisan ini menunjukan  lapisan-lapisan  yang  saling onlap pada  Formasi  Tuban.  Hal  ini  dapat diinterpretasikan  sebagai  batas  sekuen  atau ketidakselarasan yang disebabkan perubahan muka air laut relatif. Zona gas yang tertahan ditemukan  pada  bagian  terbawah  formasi ini.

## Formasi Wonocolo
Batupasir  Ngrayong  tertutup  secara  selaras oleh Formasi Wonocolo. Formasi Wonocolo dicirikan dengan refleksi yang saling sejajar dan  tidak  begitu  jelas  yang  menunjukan formasi batulempung. Tiga sumur di  daerah penelitian  telah  mencapai  formasi  ini  dan membuktikan  litologi  yang  didominasi batulempung.

## Formasi Kawengan
Formasi Kawengan diendapkan secara selaras di atas Formasi Wonocolo. Formasi Ledok dan yang lebih muda terlihat sebagai refleksi horizontal yang saling sejajar pada penampang seismik.

## Formasi Lidah
Formasi  Lidah  merupakan  formasi  termuda di  dalam  urutan  stratigrafi  di  daerah penelitian,  sehingga  banyak  ditemukan endapan  aluvial  yang  subur.  Formasi  ini diendapkan  secara  selaras  di  atas  Formasi Kawengan.

## Inversi Berbasiskan Model
Pada  inversi  ini  dibangun  model  geologi yang kemudian model tersebut dibandingkan dengan  data  seismik,  model  tersebut diperbaharui secara iteratif sehingga diperoleh  kesesuaian  dengan  data  seismik dengan  menggunakan  metoda Generalized Linear  Inversion  (GLI) .Metoda  GLI  ini menganalisa  beda  ( error )  antara  output model dan data obsrvasi kemudian memperbaharui  parameter  model  dengan cara  sedemikian  rupa  sehingga  dihasilkan output  dengan  beda  seminimum  mungkin. Dengan  cara  ini  maka  dapat  dilakukan iterasi  untuk  mendapatkan  solusi  yang dirumuskan secara matematis sebagai berikut (Sukmono S, 2000):
0
0 ( ) ( ) ( ) F M F M F M M M      (1)
dengan M 0 Model  awal; M Model  geologi sebenarnya; ∆M Perubahan  pada  parameter model; F(M) Pengamatan; F(M 0 ) Hasil perhitungan  dari  model  awal;  (∂F(M 0 ))/ ∂M Perubahan nilai perhitungan.

## Porositas
Porositas ( ∅) didefenisikan sebagai presentasi  besarnya  ruang  kosong  dalam suatu  batuan  yang  dapat  terisi  fluida terhadap  besarnya  volume  total  batuan tersebut. Persamaan porositas dapat dituliskan (Sukmono, 2000):
∅ = 𝑉 𝑟𝑢𝑎𝑛𝑔 𝑘𝑜𝑠𝑜𝑛𝑔 𝑉 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑏𝑎𝑡𝑢𝑎𝑛 × 100%
(2)
Porositas  bisa  juga  diartikan  sebagai  spasi antara  butiran  yang  tak  terkompaksi  dengan sempurna.  Secara  teoritis  porositas  bernilai antara  0  sampai  1  (0<  <1)  namun  dalam prakteknya  karbonat  memiliki  porositas berkisar  10  sampai  20  persen  saja.Besarnya porositas  dapat  diketahui  melalui  berbagai cara  seperti  pembacaan  pada  log  listrik,  log sonik  log  densitas  dan  log  kecepatan.  Dari persamaan Wyllie dapat dilihatkan hubungan  antara  densitas,  kecepatan  dan porositas: (1 ) (1 ) sat m w w hc w S S  
          (3) (1 ) (1 ) a m w w hc w t t t S t S 
           (4)
dengan  densitas (Kg/m),  porositas (%)
w S water  saturation  (%),  dan  indeks  m,  w, hc, matrix, water, hydrocarbon.

## Pengolahan Data
Data  seismik  yang  digunakan  dalam penelitian  ini  berupa  data  seismik  3D  yang terdiri  dari  408 xline dan  467 inline . Gambar  3,  4,  5,  dan  6 menunjukkan penampang seismik melewati sumur SKW-1 inline  6379  xline  1288  dan  SKW-2  inline
6340  xline  12897.  Sedangkan Gambar  2 memperlihatkan  posisi  pengambilan  data, data  diambil  dari  SKW-1  inline  SKW-1 inline  6379  xline  1288  dan  SKW-2  inline
6340  xline  12897.  Adapun  posisi  SKW-1 dan SKW-2 ditandai dengan angka berwarna merah.
Gambar 2 Peta dasar seismik
Gambar 3 Penampang seismik melewati sumur SKW-1 pada  inline 6379
Gambar 4 Penampang seismik melewati sumur SKW-1 xline 12888
Gambar 5 Penampang seismik melewati sumur SKW-2 pada inline  6340
Gambar 6 Penampang seismik melewati sumur SKW-2 xline 12897

## Ekstraksi Wavelet.
Ekstraksi  wavelet  merupakan  proses  yang dilakukan untuk mengestimasi bentuk gelombang  dari  sumber  getar  yang  telah terkonvolusi kedalam jejak seismik. Wavelet ini  akan  dikonvolusikan  dengan  reflektifitas dari  data  sumur  sehingga  menghasilkan sintetik  yang  akan  digunakan  untuk  proses korelasi  dengan  data  seismik.Ekstraksi wavelet  dilakukan  dengan  menggunakan informasi  dari  data  sumur  yang  ada  untuk mengektraksi komponen amplitudo dan fasa.
Gambar 7.a Wavelet Hasil Ekstraksi Sumur SKW-1
Gambar 7.b Wavelet Hasil Ekstraksi Sumur SKW-2
Gambar7 memperlihatkan  e kstraksi wavelet dengan  cara  ini  akan  memberikan wavelet yang akan lebih mendekati wavelet sebenarnya  dari  data  seismik.  Ekstraksi  ini dilakukan  terhadap  data  seismik  sekaligus dengan  kontrol  data  sumur,  sehingga  akan memberikan wavelet dengan  fasa  yang  tepat. Namun  ekstraksi  ini  hanya  akan  memberikan hasil  yang  maksimal  jika  data  sumur  sudah terikat  dengan  baik.  Ekstraksi wavelet secara statistik  dan  pengikatan  yang  baik  sangat diperlukan  untuk  mendapatkan  hasil  ekstraksi wavelet secara  deterministik  dengan  kualitas yang  baik.  Untuk  menghasilkan  sintetik dengan  korelasi  optimal,  maka  dilakukan
shifting dan  bila  diperlukan  maka  dapat dilakukan stretch dan squeeze, akan tetapi hal tersebut tidak dianjurkan .
Pengikatan  Data  Sumur  dengan  Data Seismik (Well Seismic Tie)
Setelah melakukan proses wavelet selanjunya  melakukan  pengikatan  data sumur  dengan  dara  seismik.  Proses  ini merupakan  penyesuaian  kedudukan  even pada  jejak  seismik  dengan  even  pada  data sintetik  yang  dihasilkan  dari  data  sumur.
Proses  ini  dilakukan  dengan  menggeser wiggle-wigle  sintetik  ke  posisi  paling  mirip dengan  data  seismik.  Semakin  tinggi  harga korelasinya (mendekati angka 1)
menunjukkan  semakin  tepat  posisi  sintetik terhadap  data  seismik  (terkorelasi  dengan baik).  Data  seismik  yang  dikorelasikan dengan  sintetik  adalah  data  seismik  yang berupa  reflektifitas  gelombang  P  yaitu SKW-1 dan SKW-2.
Gambar 8aWell Seismic Tie SKW-1
Gambar 8a dan Gambar 8b
memperlihatkan  Well  seimic  Tie,  dalam gambar tersebut di atas, amplitudo maksimal tidak  dalam  posisi  lurus.  Hal  ini  perlu adanya proses picking horizon.

## Picking Horizon
Saat  melakukan  proses  pengikatan  banyak sinyal  yang  mengalami  pelemahan  untuk maksud  mendudukan  sinyal  ke  kedudukan sebenarnya  langkah  yang  ditempuh  adalah melakukan picking horizon. Di samping itu, picking berguna dalam menentukan mengetahui  struktur  suatu  formasi  atau
lapisan  sehingga  dapat  diambil  kesimpulan mengenai keberadaan closure . Hasil picking ini  juga  akan  digunakan  untuk  membuat model  sebelum  melakukan  inversi  seismik, horizon  yang  di-pick  pada  data  seismik adalah  Top  Tuban  Karbonat  SKW-1  dan SKW-2.

## Pembuatan Model Awal
Pembuatan  model  awal  ( initial  model ) sangat  dipengaruhi  oleh  kualitas  pengikatan data  sumur  dan  data  seismik.  Oleh  Karena itu pemilihan wavelet sangat mempengaruhi hasil dari model awal.
Gambar 9 Model awal geologi melewati sumur SKW-1 pada inline 6379
Gambar 10 Model awal geologi melewati sumur SKW-1 pada xline 12888
Gambar 11 Model awal geologi melewati sumur SKW-2 pada inline 6340
Gambar 12 Model awal geologi melewati sumur SKW-2 pada xline 12897

## Inversi Berbasiskan Model
Proses  inversiberbasiskan  model  dilakukan dengan  menggunakan  pembatas  lunak  ( soft constrain ).pembatas  ini  mempunyai  range nilai dari 0 sampai 1. Jika nilai yang dipakai adalah  nol  maka  artinya  model  awal diabaikan sehingga hasil akhir yang dperoleh adalah benar-benar murni dari data seismik,  sedangkan  nilai  satu  menyatakan bahwa  data  seismik  tidak  digunakan  tapi hasil akhirnya berdasarkan model awal yang telah dibuat sebelumnya.
Pemetaan Impedansi akustik
Impedansi  akustik  (IA)  adalah  sifat  batuan yang  dipengaruhi  oleh  jenis  litologi, porositas,  kandungan  fluida,  kedalaman, tekanan  dan  temperatur.  Oleh  karena  itu  IA dapat  digunakan  sebagai  indikator  litologi, porositas,  hidrokarbon,  pemetaan  litologi. IA dirumuskan sebagai:
1 1 1 1 1 1 1 n n i KR IA IA KR             5
Harga IA dapat diperkirakan dari amplitudo refleksinya, semakin besar amplitudo refleksinya  semakin  besar  refleksi  dan kontras  IA-nya.  IA  seismik  memberikan
resolusi lateral dan cakupan (coverage) yang baik.  Sedangkan  IA  sumur  memberikan resolusi  vertikal  yang  sangat  baik  tetapi
resolusi cakupan lateralnya buruk (Sukmono S, 2000).
Gambar 14 Penampang impedasi akustik sumur SKW-1 pada inline
Gambar 15 Penampang impedasi akustik sumur SKW-1 pada xline
Gambar 16 Penampang impedasi akustik sumur SKW-2 inline
Gambar 17 Penampang impedasi akustik sumur SKW-2 xline
Pada Gambar  14 dan Gambar  16 memperlihatkan  harga  Impedansi  Akustik yang  relatif  tinggi  ditunjukkan  dengan indeks  warna  ungu  dengan  nilai  50000 (ft.g/s.cc) sedangkan harga Impedansi Akustik  yang  rendah  ditunjukkan  dengan indeks  warna  hijau  dengan  nilai  17000 (ft.g/s.cc),  impedansi  akustik  rendah  berada di  bawah  Top  reservoir  dengan  nilai impedansi  akustik  antara  17000-25000 (ft.g/s.cc) sedangkan Top karbonat memperlihatkan  nilai  Impedansi  Akustik
yang  tinggi  (indeks  warna  ungu)  dengan nilai  Impedansi  Akustik  5000(ft.g/s.cc). Perbedaan  nilai  Impedansi  Akustik  yang begitu  besar  menunjukkan  adanya  batas lapisan  antara batu pasir dan karbonat. Time slice 10  ms  di  bawah  time1635  ms  yang merupakan  bidang  batas  antara  air  dan minyak  (OWC)  memperlihatkan  daerah yang memiliki nilai Impedansi Akustik yang rendah  ( low  impedance )  dengan  nilai  antara 17000-25000(ft.g/s.cc). SKW-2terletak pada daerah  yang  memiliki  nilai  Impedansi
Akustik  rendah  (17000-25000  ft.g/s.cc) sedangkan  1  sumur  yaitu  SKW-1  terletak pada  daerah  yang  nilai  Impedansi  Akustik tinggi (5000 ft.g/s.cc).

## Pemetaan Porositas
Model  porositas  ini  dihasilkan  dengan  cara mencari  hubungan    kelinieran  antara  hasil
impedansi  akustik  dan  porositas.  Hubungan kelinieran ini didapatkan dari  hasil crossplot antara  impedansi  akustik  hasil  inversi dengan  porositas  yang  merupakan  properti sumur.  Hasil  analisis  ini  kemudian  akan digunakan  untuk  membuat  penampang porositas.
Gambar 18 Penampang porositas melewati sumur SKW-1 inline
Gambar 19 Penampang porositas melewati sumur SKW-2 inline
Pada Gambar 18 dan Gambar 19 memperlihatkan bahwa penampang
porositas  yang  dihasilkan  memperlihatkan
sebaran  nilai  porositas  pada  top  karbonat dengan  nilai  porositas  antara  12-17  %. Gambar  15 dan Gambar  18 menunjukkan
daerah  yang  poros  tepat  berada  di  bawah Top  karbonat  dengan  nilai  porositas  antara 16-17%  ditunjukkan  dengan  indeks  warna ungu,  bagian  atas  Top  karbonat  ini  juga memperlihatkan  nilai  porositas  yang  sama (16-17%)  hal  ini  disebabkan  karena  lapisan yang  berada  di  atas  batuan  karbonat  adalah batu  pasir  yang  merupakan  batuan  reservoir tetapi  analisa  dibatasi  hanya  pada  reservoir karbonat  saja.  T ime  slice 10  ms  dibawah 1635  ms  yang  dilakukan  pada  penampang porositas memperlihatkan daerah yangmemiliki  nilai  porositas  tinggi  antara 16-17%  (indeks  warna  ungu).  Dari  hasil time  slice dapat  diketahui  bahwa  daerah yang  memiliki  porositas  tinggi  dengan  nilai antara  16-17%  (skala  baik)  berada  pada Utara-Selatan.  Timur-Barat  sumur  SKW-2 dan  sebelah  Barat  sumur  SKW-2  berada pada  da.rah  yang  nilai  porositasnya  antara 16-17%  (porositas  baik),  sedangkan  sumur SKW-1  berada  pada  daerah  yang  nilai porositasnya antara 13.8-14.7% yang termasuk dalam skala cukup. Hasil crossplot yang digunakan mencari hubungan kelinieran  antara  Impedansi  Akustik  dan porositas memperlihatkan bahwa nilai Impedansi  Akustik  berbanding  terbalik dengan  nilai  porositas,  semakin  kecil  nilai Impedansi  Akustik  maka  nilai  porositas semakin besar.

## Kesimpulan
Dari analisa yang dilakukan dapat dibuat beberapa kesimpulan sebagai berikut:
1. Formasi  Tuban  memiliki  nilai  porositas dengan persentase antara 12-17%,
berdasarkan skala penentuan nilai
porositas diketahui bahwa nilai porositas 16 -17 % termasuk dalam skala porositas baik ( good porosity ).
2. Daerah  yang  memiliki  porositas  bagus ( good  porosity )  berada  pada inline 6292
– inline 6376  dan xline 12849  –
xline 12916  yang  merupakan  prospek sebagai  cadangan  reservoir  baru  dimana daerah  tersebut  memiliki  nilai  porositas yang baik dengan persentase 16% - 17%.

## Saran
Hasil  analisa  yang  maksimal  sebaiknya didukung  dengan  analisa  inversi  lainnya seperti  spars  spike  karena  karakterisasi berdasarkan IA memiliki keterbatasan dalam membedakan antara efek litologi dan fluida.

## Daftar Pustaka
Ariadmana  Y,2006  Seismik  Invesi  pada formasi Baturaja. JOB PPEJ Jakarta Russel,  B  .H.,  1988, Strata  Theory, Hampson  Russel  Software  Services Ltd. Calgary, Alberta.
Sukmono,  S.,  2000. Seismik  inverse  untuk karakterisasi reservoar. Institut
Teknologi Bandung. Bandung. Soeparyadi,  1976,  Diagram  Kronogstarigafi Cekungan Kunjung >Lemigas Jakarta