Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Konversi waktu menjadi kedalaman merupakan salah satu bagian terpenting dalam interpretasi seismik. Domain seismik adalah waktu dan kita membutuhkan data kedalaman pada akhir proses salah satunya untuk melakkukan pengeboran. Metode regression, ordinary kriging dan kriginng with external drif adalah salah satu cara untuk melakukan konversi kedalaman. Metode ordinary kriging dan kriging with external drift merupakan teknik geostatistika. Metode ini membutuhkan variogram dalam melakukan prosessnya. Pada prinsipnya metode ini menggunakan Best Linear Unbiased Estimation. Salah satu keuntungan dari geostatistik memberikan error variance yang dapat digunakan sabagai acuan untuk menentukan model variogram terbaik.

---

Time-depth conversion is to be one of the most important part in the seismic interpretation. Domain seismic is time and the we need depth at the end of the process e.g. drilling. Regression method, ordinary kriging and kriginng with external drif is one way to do the conversion depth. Method of ordinary kriging and kriging with external drift is a technique of geostatistics. This method requires variogram in the prosess. In principle, this method using the Best Linear Unbiased estimation. One of the advantages of geostatistics is given error variance that can be used for reference to determine the best variogram model."

"Indonesia diampit dengan tiga lempeng Eurasia, Pasifik, dan Indo-Australia. Berdasarkan teori tektonik lempeng, pergerakan lempeng disebabkan oleh adanya dorongan dari arus konveksi mantel. Teori tersebut menyebabkan Indonesia mempunyai struktur-struktur geologi yang kompleks. Studi geologi struktur perlu dilakukan untuk mengetahui keadaan bawah permukaan. Mencari struktur sulit dilakukan maka dari itu, dibutuhkan metode yang tepat dalam memetakan keberadaan struktur geologi. Metode tersebut adalah atribut seismik. Penelitian ini memakai data seismik 2D sebanyak 11 lintasan. Seismik 2D dapat dimodifikasi menjadi seismik volume menggunakan Pseudo 3D sehingga dapat dilakukan atribut seismik dalam mencari struktur geologi. Metode atribut seismik yang tepat dalam memetakan struktur geologi yaitu atribut seismik curvature, coherence, dan variance. Selanjutnya, menentukan atribut terbaik dalam memetakan struktur geologi yaitu variance dan membuat surface horizon map untuk mengetahui ketinggian secara lateral. Selanjutnya, melakukan intrepretasi secara manual dengan bantuan atribut seismik variance dan menganalisis orientasi arah major fault dan gaya utama. Dengan didapat orientasi major fault Timur Laut – Barat Daya dan gaya utama berasal dari Utara – Selatan mendorong ke tengah. Selain itu, dilihat spektrum frekuensi setelah dan sebelum dilakukan Pseudo 3D untuk melihat pengaruh Pseudo 3D terhadap data seismik. Dengan hasil yang dikeluarkan berbeda frekuensi setelah dan sebelum Pseudo 3D sehingga proses Pseudo 3D mempengaruhi kualitas data seismik.

---

Indonesia is flanked by three plates Eurasia, Pacific, and Indo-Australian. Based on plate tectonic theory, plate movement is caused by nudge from mantle convection current. This theory causes Indonesia to have complex geological structures. Structural Geological studies to be done to determine the sub-surface state. Finding geological structures is difficult, therfore, it takes the right method in mapping the existence of geological structures. The method is a seismic attribute. This study used 11 lines 2D seismic. 2D seismic data can be modified into seismic volumes using Pseudo 3D so that seismic attributes can be performed in search of geological structures. Precise seismic attribute methods in mapping geological structures are curvature, coherence, and variance seismic attributes. Furthermore, determine the best attributes in mapping geological structures namely variance and create a surface horizon map to know the altitude laterally. Next, perform the interpretation manually, with the help of variance seismic attribute and then analyze the orientation of major fault direction and main force. With the orientation of the major fault Northeast – Southwest and main force originating from North – South pushes to the center. In addition, look at the frequency spectrum before and after Pseudo 3D is performed to see the influence of Pseudo 3D on seismic data. With the results issued different frequencies before and after Pseudo 3D so that the Pseudo 3D procces affects the quality of seismic data."

"Dalam seismik interpretasi, penentuan sesar merupakan proses yang penting. Sesar bisa menjadi trap dalam petroleum system dan menjadi jalur migrasi hidrokarbon. Penentuan sesar dengan metode konvensional sarat dengan bias interpretasi sehingga sulit menentukan posisi dan kemenerusan sesar secara lebih tepat. Oleh karena itu perlu suatu metode yang bisa mengidentifikasi adanya sesar pada data seismik dengan memanfaatkan informasi yang terkandung dalam data tersebut. Salah satu cara yang bisa dilakukan adalah dengan menggunakan attribute koherensi. Dalam studi ini metode yang digunakan untuk melakukan koherensi adalah metode semblance dan struktur-eigen. Kedua metode ini mengekstrak informasi dari amplitudo data seismik dengan membandingkan besar amplitude suatu tras dengan tras tetangganya. Dengan melakukan perhitungan untuk semua tras maka akan didapatkan jendela koherensi dari data yang dimasukkan. Untuk mendapakan jendela koherensi yang mudah untuk di interpretasi maka ditentukan parameter waktu dan tras yang terlibat dalam satu kali perhitungan. Dari penelitian ini didapatkan bahwa metode semblance dan struktur-eigen berhasil memetakan struktur bawah permukaan bumi dan menghindari bias interpretasi pada data seismik 3D. Dari hasil perbandingan diketahui bahwa metode struktur-eigen mampu memberikan hasil yang lebih baik. Dari hasil identifikasi sesar diketahui bahwa ada tiga sesar utama pada daerah penelitian dengan besar strike dan dip diperkirakan sebesar N30oE/70o, N80oE/65o dan N210oE/70o.

---

In seismic interpretation, fault identification is an important process. Fault could be a trap in the petroleum system and hydrocarbon migration pathways. The fault identification by the conventional method is overload with biased interpretation that it is difficult to determine the position and fault continuity more precisely. Therefore it's needed a method that can identify the presence of faults in seismic data by utilizing the information contained in the data. One way to do this is by using the attribute of coherence. In this study, the methods used to perform coherence are semblance and eigenstructure method. Both of these methods is used to extract information from seismic data by comparing the amplitude of the trace by the trace neighbors amplitude. By doing the calculations for all the trace it will get a window coherence of the data entered. For windows were assigned the coherence that is easy for the interpretation of the parameters specified time and trace are involved in a single calculation. From this study, we found that the method of eigenstructure and semblance successfully mapped the subsurface structure and to avoid bias in the interpretation of 3D seismic data. From the results of the comparison note that the method of eigen-structure capable of delivering better results. From the results of fault identification is known that there are three major faults in the area of research with a strike and dip of N30oE/70o, N80oE/65o and N210oE/70o.

"

"Teknik principal component proximity transform (PCPT) digunakan untuk memprediksi kandungan volume shale ke dalam data seismik dalam kerangka pemodelan reservoir. Tujuan yang hendak dicapai pada penelitian ini adalah untuk mendapatkan pencitraan volume shaledalam bentuk tiga dimensi sehingga dapat diperoleh gambaran penyebaran reservoir yang ada. Pemodelan reservoir membutuhkan gabungan sumber data kuantitatif dan kualitatif yang dikumpulkan dari berbagai sumber yaitu data sumur dan data seismik. Penggabungan metode PCPT dan geostatistik, dapat menghasilkan informasi yang lebih detil untuk keperluan karakterisasi propertyreservoir. Akhirnya dapat ditunjukkan bahwa model yang dibuat telah mencapai tingkatan yang cukup baik dengan koefisien korelasi sebesar0,986 antara data sumur dengan data volume shale seismik yang telah diprediksi. Zona reservoir dapat dilihat pada zona yang memilikivolume shale rendah (<0,5) yang divisualisasikan dengan warna abu-abu gelap.

---

AbstractPrincipal component proximity transform (PCPT) technique was used to predict the content of volume shale into seismic data in reservoir modeling framework. The goal in this research is to get the volume shale imaging in three dimensions and allow for reservoir modelling. The reservoir modelling requires an integrated quantitative and qualitative data sources collected separately, such as well and seismicdata. Integrating PCPT and Geostatistic methods can generatethe detail information for characterization of reservoir?s properties. Finally, it shows that the model was valid with correlation coefficient of 0.986 between volume shale in the well and predicted volume shale in the seismic. Reservoir zone can be found with low level of volume shale (<0.5) that it was visualized by colour dark-grey."

"Telah dilakukan studi Pre-Stack Depth Migration (PSDM) pada data lapangan Nirmala yang memiliki struktur kompleks dan variasi kecepatan lateral yang kuat. Ketidakmenerusan reflektor pada zona sesar yang sering terdapat pada data hasil Pre-Stack Time Migration (PSTM) dapat diatasi dengan pembuatan model kecepatan yang akurat. Model kecepatan yang dibuat dengan konsep tomografi menghasilkan model yang mencerminkan keadaan geologi sebenarnya. Selanjutnya model kecepatan yang dihasilkan digunakan untuk melakukan proses Kirchhoff PSDM. Data seismik yang dihasilkan menunjukkan peningkatan kualitas yang cukup siginifikan, mampu mempertegas pola refleksi pada zona sesar dan memberikan resolusi yang lebih koheren dibandingkan dengan data seismik PSTM. Studi ini sangat membantu dalam membuat konsep eksplorasi dan pengembangan suatu daerah, khususnya untuk daerah dengan struktur kompleks.

---

Analysis on Pre-Satck Depth Migration (PSDM) has been applied to Nirmala field seismic data which has complex structure and strong lateral velocity variation. The unconformity, which is commonly occur in Pre-Stack Time Migration (PSTM) section, can be removed by providing an accurate velocity model. In order to produce proper velocity model, we perform tomography technique. The result of accurate velocity model is then used for Kirchhoff PSDM. The result shows a significant image enhancement, able to assure the reflection pattern at the fault zone and give the more coherence resolution compared with PSTM seismic data. This study is very valuable in building exploration concept and development of the area, especially in a complex structure."

"Prospek "Arka" terletak pada sub-cekungan Jambi, cekungan Sumatera Selatan. "Arka" menjadi prospek temuan melaui hasil DST dari tiga sumur yang mengalirkan minyak dan gas dari batuan pasir Formasi Talang Akar (TAF). Sumur tersebut adalah EKW-1 (akhir 2012), FAR-1 (awal 2013), dan FAR-2 (akhir 2013). Dua lapisan reservoir yang diteliti adalah batu pasir pada Formasi Talang Akar Atas (UTAF), yaitu; batu pasir UTAF bagian atas atau Reservoir-1 (tested hidrokarbon) dan UTAF bagian bawah atau Reservoir-2 (untested), dengan memiliki gas-reading tinggi dari data mudlog. Data penelitian yang digunakan adalah data seismik 3D dan 2D, dan tiga sumur dengan data wireline log, dengan FAR-1 mempunyai data log gelombang S yang diukur langsung dalam lubang sumur.Seismik Inversi digunakan untuk melihat karakter litologi. Hasil analisis Inversi optimum adalah Model Based Inversion dengan Soft Constrains 0,25. Berdasarkan crossplot wireline log GR vs AI, pada Reservoir-1 nilai AI gas-sand mempunyai rentang nilai AI yang sama dengan shale (22500-28000 ft/s*g/cc), sedangkan batu pasir Reservoir-2 (AI > 26500 ft/s * g/cc) mempunyai nilai AI terpisah dengan shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Lapisan-lapisan batu pasir tipis dan sebaran yang meluas mengindikasikan karakter kedua reservoir tersebut berada lingkungan transisi.AVO digunakan untuk melihat sebaran hidrokarbon. Analisis gradien dilakukan pada gather sintetik hasil permodelan AVO dari sumur FAR-1, yang digunakan sebagai referensi untuk analisis gradien pada gather riil seismik 2D, dan hasilnya adalah Reservoir-1 menunjukkan kelas 2p, sedangkan Reservoir-2 menunjukkan kelas 1. Atribut AVO optimum menggunakan Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), dengan sebaran anomali AVO pada lintasan seismik '24' menyebar ke arah barat daya dan timur laut dari posisi sumur FAR-1.Hasil Passive Seismic menunjukkan potensi tertinggi keberadaan hidrokarbon di sekitar sumur EKW-1 dan FAR-1, yang mempunyai korelasi yang baik dengan struktur tinggian, sebaran batu pasir berdasarkan AI dan juga sebaran anomali AVO pada dua lapisan target tersebut. Tiga usulan sumur deliniasi ditentukan berdasarkan kombinasi dari ketiga metoda tersebut yaitu, kearah barat daya dan timur dari sumur FAR-1, dan satu usulan sumur pada puncak struktur "Arka", serta satu usulan sumur eksplorasi pada area tepian struktur.

---

"Arka" prospect is located at Jambi sub-basin, South Sumatera basin. "Arka" become prospect discovery by DST result from three wells those flowed oil and gas from sandstone of Talang Akar Formation (TAF). Those wells are: EKW-1 (late 2012), FAR-1 (early 2013), and FAR-2 (late 2013). There are two reservoir layers those observed at Upper Talang Akar Formation (UTAF) those are: sandstone in upper part of UTAF or Reservoir-1 (hydrocarbon-tested) and sandstone in lower part of UTAF or Reservoir-2 (untested), with high gas reading from mud-log data. In this research, the data used are 3D and 2D seismic data, and then three wells with wireline log data, which is FAR-1 has S-wave log with measured directly in borehole.

Seismic Inversion used to see lithology character. Inversion analysis result optimum is Model Based Inversion with soft constrains 0.25. Based on wireline log crossplot of GR vs AI, at Reservoir-1, the gas-sand has same AI value range with shale (22500-28000 ft/s*g/cc), while at Reservoir-2, the sandstone (AI > 26500 ft/s * g/cc) has separated value with shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Thin layers of sandstone and wide distribution are indicates the character of those reservoirs is on transitional environment.

AVO used to determine hydrocarbon spreads. Gradient analysis applied to synthetic gather from AVO modeling of FAR-1 well as referenced to gradient analysis at real gather of 2D seismic, and the result are Reservoir-1 shows 2p class, while Reservoir-2 shows 1 class. The optimum AVO attribute is using Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), with distribution of AVO anomaly at '24' seismic line are south-west and north-east from FAR-1 well position.

Passive Seismic result showed highest potential hydrocarbon appearance around EKW-1 and FAR-1 wells, which good relation with high structure, sandstone spread besed on AI, and then AVO anomaly of both reservoir target layers. The three deliniation wells proposed determined based on combination of those three methods are one well has south-west direction and another well has north-east direction from FAR-1 well position, another well proposed at crest of "Arka" structure, then one exploration well at near flank."

"Aplikasi metode Multiatribut pada data poststack seismik dan hasil inversinya telah dilakukan untuk mengestimasi kecepatan interval melalui pendekatan Neural Network. Estimasi kecepatan interval yang dihasilkan tersebut digunakan untuk memprediksi tekanan formasi di Lapangan Texaco 3D, Louisiana. Tujuan dari studi ini adalah untuk mengaplikasikan pendekatan geostatistik dan analisis Multiatribut dengan keterbatasan data yang dimiliki untuk memprediksi tekanan formasi. Hasil estimasi kecepatan interval menggunakan Multiatribut (10 atribut) menunjukkan korelasi yang sangat baik yaitu rata-rata korelasi prediksi log hasil atribut dan log validasi mencapai 79%, dengan tingkat kesalahan yang kecil berkisar rata-rata 175 - 292 m/s dari kecepatan validasi. Pendekatan Neural Network menghasilkan atribut polaritas semu (apparent polarity) sebagai atribut terbaik dalam estimasi kecepatan dengan error berkisar 108 m/s (berdasarkan hasil PNN) hingga 166 m/s (berdasarkan hasil MLFN). Anomali kecepatan rendah terdeteksi pada kedalaman 2800 - 2900 m dan sekitar kedalaman 3000 m, dengan gradient tekanan rata-rata mencapai 18 ? 22 ppg.

---

Application of Multiattribute to poststack seismic data and the the seismic inversion result has been carried out to estimate the interval velocity, by using Neural Network approach. The result of estimated interval velocity is used to predict formation pressure in Texaco 3D Field, Louisiana. The purpose of this study is to apply the geostatistical approach and Multiattribute analysis to predict the formation pressure.

The results of estimated interval velocity using Multiattribute (10 attributes) show excellent correlation of the average correlation between predicted log and the real log reached 79%, with an error training and validation of a fairly small range from an average of 175-292 m/s validation of the velocity. The Neural Network approachment generating apparent polarity attribute as the best attribute of velocity estimation with errors ranging from 108 m/s (based on PNN) up to 166 m/s (based on the results of MLFN). Low velocity anomaly was detected at a depth of 2800 - 2900 m and approximately 3000 m depth, with the pressure gradient averaged 18-22 ppg."

"ABSTRAKAnalisa atribut merupakan suatu metode kualitatif yang bertujuan memunculkanfitur-fitur data seismik yang tidak nampak, baik secara geometrical maupunphysical. Secara geometrical atribut seismik dapat membantu interpreter dalammengidentifikasi diskontinuitas dikarenakan adanya struktur sementara physicaldapat membantu interpreter dalam mengetahui fisis dari batuan. Dalam penelitianini digunakan atribut koherensi yang merupakan atribut geometrical untuk melihatpersebaran dan kemenerusan patahan secara lateral guna mendapat interpretasipatahan yang lebih baik. Selain itu juga digunakan atribut amplitudo RMS yangberguna untuk memetakan persebaran dari reservoir sand. Dalam penelitian inipeneliti memetakan persebaran suatu lapisan batupasir E yang terletak padakelompok sihapas, Cekungan Sumatra Tengah, Indonesia serta menginterpretasistruktur-struktur patahan yang ada yang dapat menjadi suatu jebakan hidrokarbon.Dari analisa atribut ditemukan bahwa hasil ekstraksi atribut amplitudo RMSberkorelasi dengan lingkungan pengendapan kelompok sihapas dimana atributtersebut membentuk suatu pola yang mirip dengan tidal sand bar yang terdapatpada lingkungan pengendapan tide dominated delta yang berkembang pada bagiantenggara dari area penelitiaan.

---

ABSTRACTAttribute analysis is a qualitative method that aims to bring the features of seismicdata that is not readily apparent, both geometrical and physical. Geometricalattribute can assist interpreter in identifying discontinuities due to structure andPhysical attribute can help in knowing the physical interpretation of rock. Thisstudy used an attribute that is an attribute of geometrical coherent to see thedistribution and continuity of the fault laterally in order to obtain a betterinterpretation of the fault. RMS amplitude attribute also used for mapping thedistribution of reservoir sand. In this study, researcher mapped the distribution of asandstone layer that lies in group E sihapas, Central Sumatra Basin, Indonesia andinterpret the fault structures that exist which can be a trap for hydrocarbons. Fromthe analysis it was found that the extraction attribute RMS amplitude correlates withsihapas group depositional environment where these attributes form a pattern thatis similar to the tidal sand bar located on tide dominated delta depositionalenvironments that thrive in the south eastern part."

"Lapangan-A merupakan lapangan minyak dan gas yang sudah diproduksi sejak tahun 1975. Selama ini, untuk melakukan perhitungan cadangan dan penempatan lokasi sumur yang baru, bertumpu pada model geologi yang merupakan model 3-dimensi, dengan sumber data dari data sumur dan beberapa penampang seismik 2-dimensi. Setelah kurang lebih 40 tahun berproduksi, dengan recovery factor dari minyak yang sudah diproduksi mencapai ~50%, perlu dilakukan terobosan-terobosan untuk meningkatkan dan meninjau recovery factor dengan jalan menemukan zona-zona minyak yang selama ini masih belum terproduksi secara optimal, baik disebabkan adanya kompartemenisasi akibat pensesaran atau perangkap stratigrafi yaitu lateral discontinuity akibat perbedaan facies. Untuk memetakan zona-zona dengan dengan kondisi pengurasan yang kurang optimal, dilakukan akuisisi seismik 3D pada akhir tahun 2011, dengan harapan dapat digunakan untuk membantu dalam prediksi penyebaran facies secara lateral dan juga memetakan hidrokarbon yang tersisa. Untuk memetakan distribusi hidrokarbon yang tersisa, dibangun ulang model 3-dimensi dengan mengintegrasikan data seismik, data geologi dan data produksi. Data seismik terdiri dari hasil interpretasi struktur geologi, atribut seismik yang menunjukan penyebaran batupasir dan peta anomali hidrokarbon dari hasil perhitungan AVO cubes. Data geologi berupa data tekanan dan kontak fluida dari sumur pengeboran, sedangkan data produksi yaitu kumulatif produksi hidrokarbon yang digunakan untuk memvalidasi interpretasi facies dan peta anomali. Dengan mengintegrasikan data geologi dan geofisika yang ada, diketahui terdapat beberapa beberapa area anomali hidrokarbon. Namun, di area selatan tingkat penurunan tekanan reservoirnya lebih kecil, sehingga dapat disimpulkan bahwa di area selatan masih terdapat prospek hidrokarbon yang belum terproduksi secara optimal.

---

The A Field is oil and gas field that has already been produced since 1975. The existing model that is used to calculate the initial and actual reserves was based only on well data and some 2-D seismic lines. Having been massively produced for almost 40 years, the recovery factor for oil has been reach ~50%, indeed new methodology was required to improve the recovery factor. Improvement of the recovery factor might still be possible since there are several faults which can compartementalize the reserves and also some lateral barier due to different geological facies. New 3D seismic acquisition was completed in the end of 2011 and intended to identify the remaining hydrocarbon accumulation in the field. 3D geomodel that integrating both new structural interpretation and facies inputs from both seismic and well data was built. AVO cubes which are calculated based on pre-stacked data is used to identify and calibrating the remaining hidrocarbon especially in the un-calibrated area. Dynamic data from the well, which are pressure, contact levels and production history were used to justify the geological interpretation. By integrating both geological and geophysical data, and has been proved from pressure data, there is less pressure depletion in the southern area. Based on the data, it can be be used to locate the remaining potential hydrocarbon which is in the southern part of the study area."

"Telah dilakukan penelitian guna delineasi zona prospek sistem panasbumi daerah ldquo;Z rdquo; menggunakan permodelan tiga Dimensi magnrtotellurik didukung data terpadu berupa geologi dan geokimia serta terintegrasi data gravitasi. Daerah panasbumi ldquo;Z rdquo; dalam tatanan tektoniknya termasuk pada jalur backarc Sumatera, tepat pada salah satu segmen sesar Sumatera bagian selatan, disusun oleh batuan vulkanik dan sedimen klastik yang berumur Tersier hingga Kuarter Andesit-Basalt . Gejala adanya sistem panasbumi pada daerah penelitian ditandai dengan kemunculan manifestasi permukaan berupa alterasi dan lima mata air panas bersuhu 44,4 - 92,5 oC, pH 8,19 - 9,43 dan bertipe bikarbonat, sulfat-bikarbonat, serta sulfat-klorida. Pembentukan sistem panasbumi dipengaruhi oleh aktivitas tektonik menyerong oblique antara lempeng Samudera India dan Lempeng Kontinen Eurasia searah dengan pola sesar Sumatera. Berdasarkan analisis air panasbumi temperatur reservoir diambil melalui perhitungan geothermomether SiO2 Fournier 1977 , Na-K Giggenbach 1988 , Na-K-Ca, diagram Na-K-Mg serta diagram Enthalphy - Cloride Mixing Model berkisar 145 - 155oC, termasuk dalam sistem panas bumi bertemperatur sedang. Berdasarkan inversi tiga dimensi data MT didapatkan kedalaman Top of Reservoar TOR sistem panasbumi daerah ldquo;Z rdquo; sekitar 400 m elevasi 50 mdpl sedangkan berdasarkan forward modeling data gravitasi lintasan 2 dimensi diperkirakan sumber panas berupa cooling instrusion diperkirakan batuan gabro ; resistivitas ge; 450 ?m ; densitas 2,95 - 3,15 gr/cc dan reservoar berupa batupasir resistivitas 50 - 250 ?m ; densitas 2,60 gr/cc . Sistem panasbumi daerah penelitian termasuk jenis tektonik fracture zone dengan temperatur sedang dengan luas daerah prospek sekitar 7,5 km2.

---

A study for delineating geothermal system of prospect area ldquo Z rdquo has been done by using tree dimension modeling of magnetotelluric supported unified data just like geological and goechemical and integrated gravity data. Geothermal area ldquo Z rdquo in tectonic setting included in Sumatra volcanic backarc, right on one of the southern part of Sumatra fault segment. Compodes by volcanic and clastic sendimentary rock are Tertiary to Quarternary Andesite Basalt. The existance of goethermal system in this area is indicated by the presence of thermal manifestation in form of alteration and five hot springs temperature in the ranges 44.4 ndash 92.5 oC, and pH 8.19 ndash 9.43 and type of fluida are bicarbonate, sulphate bicarbonate, and sulfate chloride. The development of geothermal system is affected by tectonic oblique between the Indian Ocean plate and the Eurasian Contenent Plate direction of the Sumatra fault patterns.

Based on the analysis of geothermal water reservoir temperature are taken through the calculation geothermometer SiO2 Fournier 1977, Na K Giggenbach 1988 , Na K Ca, Na K Mg diagram and Enthalpi Mixing Cloride Model range 145 ndash 155 oC, classified as intermediate temperature. Base on a three dimensional inversion of the magnetotelluric data obtained depth Top of Reservoir TOR geothermal system area ldquo Z rdquo about 400 m elevation 50 meters above sea leavel , while based on the two dimensional of the gravity data predicted heat sources such as cooling instrusion estimated gabbro density 2,95 ndash 3,15 gr cc and reservoar such as sandstone resistivity 50 ndash 250 m density 2,60 gr cc . The Geothermal systems of research area classified as the type of intermediate temperature tectonic fracture zone with prospect area about 7,5 km2."