Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Studi potensi batuan induk merupakan tahapan penting dalam kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi. Studi ini berguna untuk memberikan gambaran terkait kemampuan dan efektivitas suatu batuan induk untuk menghasilkan hidrokarbon. Pada penelitian ini, dilakukan studi potensi batuan induk singkapan batuan di daerah “X”, Cekungan Waipoga, berdasarkan analisis geokimia dan stratigrafi. Analisis geokimia dilakukan untuk mengkuantisasi elemen dan proses yang berpengaruh terhadap evolusi batuan induk. Metode yang digunakan meliputi TOC, rock-eval pyrolysis, dan vitrinite reflctace pada 22 sampel batuan. Sedangkan analisis stratigrafi dilakukan untuk mengetahui informasi terkait umur dan lingkungan pengendapan batuan induk. Metode analisis stratigrafi yang digunakan adalah litostratigrafi berdasarkan data litologi, karakteristik, ketebalan, dan data sekunder berupa umur dari hasil analisis biostratigrafi. Hasil dari analisis kedua metode tersebut kemudian diintegrasikan untuk memberikan informasi menyeluruh mengenai kondisi batuan induk dan potensinya dalam menghasilkan hidrokarbon. Berdasarkan analisis geokimia, didapatkan bahwa mayoritas sampel batuan memiliki kuantitas material organik buruk, tipe kerogen III dan IV, dan tingkat kematangan belum matang. Kemudian, hasil analisis stratigrafi menunjukan bahwa batuan induk merupakan bagian dari Formasi Unk dengan lingkungan pengendapan delta yang menerus hingga ke laut dangkal. Berdasarkan hasil dari penelitian ini dapat disimpulkan bahwa batuan induk di daerah “X” memiliki potensi yang rendah untuk menghasilkan hidrokarbon.

---

Study of source rock potential is essential step in oil and gas exploration. This study provides an overview of the ability and effectiveness of source rock to produce hydrocarbons. Based on geochemical and stratigraphic analysis, this research studies the potential of rock outcrop source rocks in the “X” area, Waipoga Basin. Geochemical analysis aims to quantify the elements and processes that influence the evolution of the source rock. The analysis includes TOC, rock-eval pyrolysis, and vitrinite reflectance on 22 rock samples. Stratigraphic analysis aims to find information related to the age and depositional environment of the source rock. This analysis uses lithostratigraphy method based on lithology data, characteristics, thickness, and depositional age from the biostratigraphic analysis. The results are integrated to provide comprehensive information about the condition of the source rock and its potential. Geochemical analysis shows that most rock samples had poor quantity of organic material, kerogen type III and IV, and immature maturity level. The results of the stratigraphic analysis show that the source rock is part of the Unk Formation with a continuous delta to shallow marine depositional environment. This research concluded that the source rock in the “X” area has low potential to produce hydrocarbons."

"Penelitian ini dilakukan untuk menentukan apakah batubara dari formasi Talang Akar yang banyak terdapat di sub-cekungan Arjuna, Laut Jawa, dapat berfungsi sebagai batuan induk bagi minyak bumi yang terdapat di sumur-sumur minyak pada lokasi tersebut. Untuk itu dilakukan korelasi terhadap 4 contoh batubara dari lokasi yang berbeda, yaitu dari sumur UA-1, diambil 2 contoh dengan kedalaman yang berlainan dan masing-masing satu contoh dari sumur BZZA-7 dan SF-1, dengan 8 contoh minyak dari sumur KL-7 dan 1 contoh minyak dari sumur BZZA. Contoh-contoh batubara tersebut dipilih untuk digunakan dalam penelitian ini karena pada lokasi dan kedalaman tersebut terdapat lapisan batubara yang relatif tebal, sehingga diperkirakan dapat menjadi batuan induk penghasil minyak bumi. Korelasi dilakukan dengan metode biomarker siklik m/z 191 dan m/z 217 serta biomarker aromatik m/z 231 dan m/z 253 dengan teknik GC-MS. Untuk memantapkan hasil korelasi dilakukan juga analisis lain sebagai parameter pendukung yaitu analisis Rock-Eval, latroscan TLC/RD, reflektansi vitrinit, jenis kerogen dan isotop karbon ("C). Pirolisis hidrous juga dilakukan untuk mendeteksi kemungkinan adanya kontaminasi minyak migrasi dari batuan induk lain. Hasil penelitian menunjukkan bahwa keempat contoh batubara ini mengandung material organik darat yang dominan dan dapat berfungsi sebagai batuan induk. Batubara dari sumur BZZA-7,7896' merupakan batuan induk utama untuk produksi minyak pada sumur KL-7 terutama pada kedalaman 7764?-7786', sedangkan batuan induk UA-1,733T dan UA-1,7454' merupakan batuan induk sekunder bagi produksi minyak tersebut.

---

This research is conducted to determine whether the coals from Talang Akar formation mostly found at the Arjuna sub-basin, Java Sea can act as source rock of the oils from the wells at that area. To enable this, correlation is done to four coal samples from different locations, i.e. from UA-l well, two samples from different depths, and one each from BZZA-7 and SF-1 wells, with eight oil samples from KL-7 well, and one sample from BZZA well. These coal samples are chosen for this research, as there is a relatively thick layer at that location and depth, hence it is predicted to be the oil source rock.

Correlation is done with m/z 191 and m/z 217 cyclic biomarkers, also m/z 231 and m/z 253 aromatic biomarker with GC-MS technique. To provide more confident result, other analysis as supporting parameters, i.e. Rock-Evil, latroscan TLCIFID, vitrinite reflectance, kerogen typing and carbon isotope ("C) were done. Hydrous pyrolysis was also done to detect any possibilities of oil migration contamination from other source rock.

The result shows that the four coal samples content dominate terrestrial organic materials and can act as the source rock. The coal from BZZA-7, 7896? well is the main source rock for KL-7 oil production, especially from the depths of 7764' - 7786'. Coals from UA-1, 7337? and UA-1, 7454? are the secondary source rock for this oil."

"Prospek hidrokarbon di Cekungan Jawa Barat Selatan masih dipertanyakan dan perlu identifikasi lebih detail. Lokasi penelitian ini tepatnya berada di Anggota Konglomerat Formasi Bayah (Teb). Formasi ini di dominasi oleh konglomerat, batupasir kuarsa, batulempung, tuf, dan batu bara. Di Formasi Bayah, salah satunya, sungai cidahu dan cipanadogan ditemukan batuan serpih dengan indikasi rembesan minyak yang sudah mengering di sela-sela batuan. Rembesan minyak yang berada di batuan ini belum diketahui karakteristik lingkungan pengendapan dan kematangannya. Selain memiliki struktur yang kompleks, Formasi Bayah memiliki pemaparan litologi yang luas, salah satunya adalah batu bara. Batu bara yang berada di daerah penelitian memiliki luas ± 100 m yang tersebar di Sungai Cidahu, Cipanadogan, Cimandiri, dan Pantai Cibobos. Karakteristik batu bara Formasi Bayah pada daerah penelitian masih belum diketahui. Oleh karena itu, hal ini perlu diidentifikasi lebih lanjut dengan melakukan analisis pada penelitian ini agar dapat mengetahui kualitas batuan induk dan karakterisasi batu bara. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui kualitas batuan induk dan karakterisasi batu bara di Cekungan Jawa Barat Selatan di wilayah Formasi Bayah menggunakan analisis kromatografi gas, analisis kromatografi gas-spektropi massa, dan petrografi maseral. Empat sampel batuan serpih dan lima sampel batu bara dari daerah penelitian telah dikumpulkan dan dianalisis. Analisis kromatografi gas dan kromatografi gas-spektropi massa menunjukkan CDH 05, SHALE 01, dan SHALE 04 berada pada lingkungan pengendapan delta (terrigeneous) sedangkan, CP 04 berada pada lingkungan pengendapan transisi antara laut dan darat. Berdasarkan kematangan termalnya conto CDH 05, CP 04, SHALE 01, dan SHALE 04 berada pada tingkat kematangan awal (early mature), sehingga menunjukkan kualitas batuan induk yang cukup baik. Analisis petrografi maseral menunjukkan CDH 09, dan CMN 01 berada di lingkungan pengendapan hutan rawa basah, sedangkan CP 04, CP 07, PCBB berada pada hutan rawa yang sedikit dipengaruhi oleh pasang surut air laut, sehingga kualitas batu bara buruk. Dari hasil tersebut, dapat disimpulkan bahwa kualitas batuan induk memiliki kualitas yang cukup baik dan batu bara memiliki kualitas yang buruk.

---

The prospect of hydrocarbons in the South West Java Basin is still questionable and needs more detailed identification. The exact location of this research in the Members of the Bayah (Teb) Formation Conglomerate. This formation is dominated by conglomerates, quartz sandstone, claystone, tuff, and coal. In the Bayah Formation, one of which, the Cidahu and Cipanadogan rivers are found with shale rocks with an indication of oil seepage that has dried up between the rocks. Oil seeps in these rocks are not yet known characteristics of the depositional environment and its maturity. Besides having a complex structure, the Bayah Formation has extensive lithological exposure, one of which is coal. Coal in the study area has an area of ± 100 m spread over the Cidahu River, Cipanadogan, Cimandiri, and Cibobos Beach. The characteristics of the Bayah Formation coal in the study area are still unknown. Therefore, this needs to be further identified by analyzing this study in order to find out the quality of source rock and coal characterization. This study aims to determine the quality of the source rock and the characterization of coal in the South West Java Basin in the Bayah Formation region using gas chromatography analysis, gas chromatography-mass spectrophy analysis, and mass petrography. Four shale rock samples and five coal samples from the study area were collected and analyzed. Analysis of gas chromatography and gas chromatography-mass spectrophy show that CDH 05, SHALE 01, and SHALE 04 are in the terrigeneous deltaic environment whereas, CP 04 in the transitional depositional environment between marine and land. Based on the thermal maturity, the samples of CDH 05, CP 04, SHALE 01, and SHALE 04 are early mature level, show that the quality of the source rock has quite good. Mass petrographic analysis shows CDH 09, and CMN 01 are in the sedimentation environment of wet forest swamp, while CP 04, CP 07, PCBB are in forest swamp which is slightly affected by tidal water, so that of coal has a poor quality. From these results, it can be concluded that the quality of source rock has a fairly good quality and coal has a poor quality."

"Dalam peningkatan eksplorasi minyak dan gas bumi diperlukannya aspek penelitian yang lebih detail dalam pencarian minyak dan gas bumi. Salah satu aspek penting dalam tahapan eksplorasi adalah system petroleum. System petroleum merupakan suatu system yang menggambarkan elemen dan proses dalam membentuk dan menciptakan akumulasi hidrokarbon. Salah satu element terpenting dalam system petroleum adalah batuan induk source rock. Penelitian ini bertujuan untuk menerapkan beberapa data yang diintergrasi sebagai penunjang dalam merekronstruksikan cekungan daerah penelitian. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah pemodelan cekungan 2D skala lapangan pada lintasan seismik untuk melihat kondisi bawah permukaan yang diintegrasikan dengan hasil persebaran Acoustic Impedance vs total organic carbon. Berdasarkan hasil evaluasi geokimia diketahui lapangan HL yang berada pada sub cekungan Jambi memiliki potensi yang baik pada Formasi Talang Akar dan Gumai dengan nilai TOC 0.6-1 wt untuk formasi Gumai dan 1-1.6 wt untuk formasi Talang Akar, dengan kerogen tipe III. Hasil reflektansi vitrinite pada Formasi Talang Akar dan Gumai di keseluruhan area penelitian yang diwakili oleh sumur pemboran teridentifikasi mature. Hasil persebaran TOC menunjukan pola dominasi dengan potensi TOC yang baik pada Formasi Talang Akar dengan mengisi depositional center pada daerah penelitian. Hasil akhir penelitian ini adalah rekonstruksi kematangan batuan induk yang menunjukan bahwa kematangan batuan induk pada formasi Talang Akar yang digambarkan dengan reflektansi vitirinite menujukan pada periode Miocen Tengah 18.7 ma dengan nilai Ro sebesar 0.6 . pada periode tersebut merupakan fase dimana sedang terjadinya pola sag sehingga termperature tertinggi pada depositional center 170 0 C. Transformasi Ratio akan megambarkan presentasi batuan induk explusi, pada periode tersebut presentasi TR sebesar 40.

---

Increasing oil and gas exploration aspect be required for more detail research in the oil and gas exploration. One of important aspect in the exploration stage is petroleum system. Petroleum system is a system that describes element and processes in the migration and explution hydrocarbon accumulation. One of the most important elements of a petroleum system is the source rock. This study to integrated data as support reconstructing the research area basin. The method used in research is modeling 2D field scale basin on the sesmic path to know subsurface conditions. Distribution Source Rock using Acoustic Impedance vs TOC to knowing about potential of source rock.

Based on the results of geochemical evaluation in HL field that the good potential of source rock is Gumai Formation and Talang Akar Formation with the result 0.6 1 wt for Gumai Formation and 1 1.6 wt for Talang Akar Formation with type kerogen number III. Maturity aspect used Ro vitrinite reflectance the result only meature for all data. The result of distribution TOC show domination high potential TOC on Talang Akar formation filling the depositional center in the study area.

The final result of this research is maturity 2D model of source rock wich show that maturity of the source rock in talang akar formation at Middle Miocene 18.7 ma with Ro value 0.6 . The transformation ration will describe source rock explosion. At middle miocen the velnue TR is 40."

"Batuan induk merupakan salah satu elemen penting dalam sistem petroleum pada kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi. Batuan induk yang berperan sebagai tempat hidrokarbon dibentuk perlu diteliti untuk menentukan karakteristik dan tingkat generasi yang terjadi padanya, sehingga akan menghasilkan interpretasi yang jelas mengenai jenis potensi hidrokarbon yang akan dihadapi. Cekungan Jawa Timur Utara merupakan salah satu cekungan besar di Indonesia yang terkenal dengan produksi gas buminya. Penelitian ini dilakukan untuk menentukan karakteristik batuan induk pada sumur-sumur terkait dan menelisik lebih lanjut mengenai tingkat generasi hidrokarbon yang telah terjadi. Metode yang digunakan untuk karakterisasi berupa analisis geokimia minyak dan gas bumi yang didapatkan dari hasil laboratorium pirolisis. Sedangkan metode yang digunakan untuk pemodelan kematangan cekungan berupa simulasi pematangan yang menggunakan data-data laporan sumur yang tersedia saat pengeboran eksplorasi. Berdasarkan hasil yang diperoleh, Batuan Kretasius merupakan satu-satunya formasi yang menjadi batuan induk efektif pada penelitian ini, hal tersebut dikarenakan adanya erosi masif yang terjadi saat Kretasius akhir-Eosen awal.

---

Source rock is one of important element in the petroleum system in oil and gas exploration activities. Source rock which acts as the place where hydrocarbons are formed needs to be examined to determine the characteristics and the level of generation that occurs in them, so that it will produce a clear interpretation of the type of potential hydrocarbons that will be encountered. The North East Java Basin is one of the major basins in Indonesia which is famous for its natural gas production. The research was conducted to determine the characteristics of the source rock in related wells and investigate further about the level of hydrocarbon generation that has occurred. The method used for characterization is in the form of oil and gas geochemical analysis obtained from pyrolysis laboratory results. The method used for basin maturity modeling is a simulation of maturation using well report data available during exploration drilling. Based on the results obtained, Cretaceous Rock are the only formations that become effective source rock in this study, this is due to the massive erosion that occurred during the late Cretaceous-early Eocene."

"Telah dilakukan penelitian tentang karakterisasi reservoar dan batuan induk untuk mengetahui persebaran distribusi reservoar formasi Talang-Akar cekungan Sumatera Selatan. Penelitian ini berdasarkan integrasi data geofisika, geologi dan petrofisika. Tujuan penelitian ini untuk mengetahui karakteristik reservoir dan batuan induk Lapangan studi, membedakan reservoir dan batuan induk dalam satu formasi yaitu formasi Talang Akar, serta mengetahui persebaran net pay lapisan reservoir dan batuan induk. Metode yang digunakan adalah integrasi geofisika, geologi dan petrofisika, yang meliputi interpretasi data seismik menggunakan peta struktur waktu dan kedalaman, inversi seismik post-stack, kecepatan interval, interpretasi geologi meliputi analisa sturktur dan sesar, dan pengolahan data petrofisika dengan menginterpretasi data log sumuran yang menembus Formasi Talangakar yang mengandung hidrokarbon minyak dan gas. Berdasarkan interpretasi seismik, didapat penarikan 4 horison, yaitu Top Lapisan I, Top Lapisan D, Top Lapisan A dan Top Lapisan BRF, yang kemudian dilakukan pemetaan bawah permukaan pada lapisan A dan I untuk mengetahui perkembangan struktur di Daerah Penelitian. Berdasarkan interpretasi geologi, pemerangkapan di Daerah Penelitian berupa struktur antiklin berarah baratdaya-timurlaut yang dibatasi oleh patahan normal pada bagian baratdaya dan tenggara struktur Daerah Penelitian. Berdasarkan analisa petrofisika, reservoir yang utama pada lapangan penelitian, adalah lapisan A dengan kedalaman 1375 m dan ketebalan antara 2 ndash; 8.3 meter. Sedangkan dengan menggunakan data validasi yaitu menggunakan data side wall core sumur TMB-11, lapisan yang berpotensi sebagai batuan induk berkisar 1512 m yang equivalen dengan lapisan I yang memiliki nilai net-pay atau ketebalan batuan pasir yaitu 1,98 meter. Sehingga dapat dilakukan pembedaan daerah penelitian bahwa terdapat satu reservoir yang utama yaitu lapisan A dan batuan induk I pada formasi Talang Akar.

---

Reservoir and source rock characterization has been performed to deliniate the reservoir distribution of Talang akar Formation South Sumatra Basin. This study is based on integrated geophysics, geology and petrophysical data.

The aims of study is to determine the characteristics of the reservoir and source rock, to differentiate reservoir and source rock in same Talang Akar formation, to find out the distribution of net pay reservoir and source rock layers.

The method of geophysical included seismic data interpretation using time and depth structures map, post stack inversion, interval velocity, geological interpretations included the analysis of structures and faults, and petrophysical processing is interpret data log wells that penetrating Talangakar formation containing hydrocarbons oil and gas.

Based on seismic interpretation, obtained of the four horizons, those are Top Layer I, Top Layer D, Top Layer A and Top Layer BRF, which then perform subsurface mapping on Layer A and Layer I to determine the development of structures in the Regional Research.

Based on the geological interpretation, trapping in the form of regional research is anticline structure on southwest northeast trending and bounded by normal faults on the southwest and southeast regional research structure.

Based on petrophysical analysis, the main reservoir in the field of research, is a layer 1,375 m of depth and a thickness 2 to 8.3 meters. While using data validation that used side wall core data of the well TMB 11, the layer as a potential source rock ranging of depth from 1,512 m which is equivalent to the layer I that has a net pay thickness of sand 1.98 meters. It can distinguish the main research areas of reservoirs and rock layers of A and layer I in Talang Akar formation."

"ABSTRAKKemampuan produksi sebuah sumur dapat dinilai dari parameter porositas dan permeabilitas dari reservoirnya . Untuk memperoleh nilai porositas dan permeabilitas pada sebuah sumur umumnya akan dilakukan logging dan coring dengan biaya yang tinggi. Pada penelitian ini penulis akan mengatasi masalah tersebut dengan mencoba untuk memperoleh data porositas dan permeabilitas pada sumur target menggunakan rock typing metode Lucia yang akan diintegrasikan dengan salah satu metode geostatistik yaitu Naive Bayes classifier. Metode rock typing Lucia akan membagi batuan reservoir pada sumur acuan menjadi beberapa kelas berdasar korelasi porositas dan permeabilitasnya, kemudian metode kalsifikasi Naive Bayes akan mengkorelasikan kelas tersebut dengan nilai Vp dan Vs beserta turunannya. Dengan pengintegrasian ini diperoleh trend yang menunjukan korelasi yang baik antara nilai Vp dan Vs dengan kelas batuan yang mewakili nilai porositas dan permeabilitas. Oleh karena itu nilai porositas dan permeabilitas dapat diperoleh dengan mengklasifikasikan nilai Vp dan Vs maupun turunanya pada sumur target menggunakan klasifikasi Naive Bayes. Setelah memperoleh nilai porositas dan permeabilitas pada sumur target, maka analisis produksi dapat dilakukan dengan melihat tipe batuan zona prospek sumur acuan. Selain memperoleh analisa potensi produksi sumur target, penulis juga dapat melihat kerusakan dan merekomendasikan penyemenan dengan menganalisa porositas dan permeabilitas.

---

ABSTRAKThe production capability of a well can be evaluated by measuring the porosity and permeability parameters of the reservoir. To obtain the porosity and permeability values in a well usually in industrial is using coring method. Both method are requiring high cost instrumentation. In this study the authors will solve that problem by trying to obtain the porosity and permeability data on the target well without coring using the Lucia method rock typing which will be integrated with one of the geostatistics method that is Naive Bayes classifier. Lucia 39 s rock typing method will divide the reservoir rocks from reference well into several classes based on the porosity and permeability value by the particle size of the rock, then the Naive Bayes classification method will correlate the classes with Vp and Vs and also with their derivatives . With this integration we get a trend that shows a good correlation between Vp and Vs with rock classes representing porosity and permeability values of the reservoir rock in target well. Therefore, porosity and permeability values can be obtained with Vp and Vs and also with their derivative of target wells with the Naive Bayes classification method. After obtaining the porosity and permeability values in the target well, the production analysis can be done by looking at the rock type of the prospect zone of the reference well. In addition to obtaining an analysis of the production potential of the target well, the authors can also look at the damage and recommend cementing by analyzing porosity and permeability. "

"Penelitian geologi dan seismik permukaan mungkin mampu memberikan dugaan potensi hidrokarbon di bawah permukaan, akan tetapi sampai saat ini belum ada suatu solusi nyata selain melakukan penggalian lubang sumur serta mengadakan serangkaian pengukuran di dalam sumur dan evaluasi data hasil rekaman untuk memastikan ada tidaknya kandungan hidrokarbon di bawah permukaan tanah. Karakteristik reservoar hidrokarbon dapat diketahui dari beberapa parameter sifat fisik batuan seperti densitas, porositas, dan permeabilitas. Pada studi ini, perhitungan parameter petrofisika dilakukan dengan menggunakan software Techlog. Analisa petrofisika dilakukan untuk menentukan parameter kandungan lempung, porositas, dan saturasi air. Kemudian parameter-parameter tersebut digunakan untuk menentukan nilai cutoff dan permeabilitas yang digunakan sebagai aspek dalam pembuatan lumping. Tahap akhir dari analisa petrofisika ini adalah pembuatan lumping dari net reservoar dan net pay. Berdasarkan analisa petrofisika, besarnya porositas pada sumur Drew Point sebesar 12% dan saturasi air 35% pada reservoar top Nanushuk group yang dimungkinkan berupa minyak.

---

Surface geology and seismic research may be able to provide hydrocarbons potential in the subsurface, but until now there has been no real solution than well drilling and conducted a series of measurements to the well and recording data evaluation to certain whether any content of hydrocarbons under the surface. In the oil and gas industry, the physical properties of rocks is very important to learn to know the character of the reservoir as a viable rock drilling or production to be done further. Hydrocarbon reservoir characteristics can be seen from some of the parameters of rock physical properties such as density, porosity, and permeability.

In this study, the calculation of petrophysical parameters is done using Techlog software. Petrophysical analysis performed to determine the parameters of clay content, porosity, and water saturation. Then these parameters are used to determine the cutoff value and permeability are used as an aspect in the making of lumping.

The final stage of petrophysical analysis is making lumping of net reservoir and net pay. Based on petrophysical analysis, the amount of porosity in the Drew Point’s well is 12% and water saturation is 35% in the reservoir top of Nanushuk group that is possible contained oil."

"Kebutuhan air tanah di Kecamatan Ciambar merupakan sumber daya yang sangat dibutuhkan oleh warga setempat untuk melakukan aktivitas sehari-hari. Akan tetapi, daerah ini memiliki kesulitan untuk mencari solusi serta letak air tanah yang tersebar pada Kecamatan Ciambar. Mengamati hal ini, penulis dan tim riset melalukan penelitian hidrogeologi pada daerah Kecamatan Ciambar yang terletak di kaki Gunung Gede-Pangrango. Beberapa aspek yang diamati pada riset ini yaitu kondisi geologi daerah penelitian, pola pengaliran air tanah, tingkat persebaran mata air dan jenisnya, nilai debit mata air, dan kondisi akuifer pada daerah penelitian. Tahap pengambilan data meliputi kondisi geologi terbagi menjadi kondisi geomorfologi dengan satuan geomorfologi Satuan Dataran Vulkanik Aliran Piroklastik memiliki Elevasi 400 – 500 mdpl dengan Kemiringan Lereng Datar hingga Agak Curam (0 – 30%) pada Kaki Gunung Pangrango, Satuan Punggungan Vulkanik Aliran Piroklastik memiliki Elevasi 400 – 737 mdpl dengan Kemiringan Lereng Agak Curam hingga Sangat Curam (15 – 70%) pada Kaki Gunung Pangrango, dan Satuan Punggungan Vulkanik Aliran Lahar memiliki Elevasi 400 – 737 mdpl dengan Kemiringan Lereng Agak Curam hingga Sangat Curam (15 – 70%) pada Kaki Gunung Pangrango. Satuan geologi terbagi menjadi Satuan Tuff (QT) dan Satuan Aglomerat Andesitik. Selain itu, aspek hidrogeologi seperti pola pengaliran air tanah yang cenderung bergerak dari arah timur ke barat, persebaran mata air pada 3 titik, nilai debit mata air yang relatif rendah, dan kondisi akuifer yang didominasi oleh akuifer tidak tertekan pada daerah penelitian.

---

The need for groundwater in Kecamatan Ciambar is a resource that is needed by local residents to carry out their daily activities. However, in this area it is difficult to find solution and the location of groundwater which is spread across the Kecamatan Ciambar. Observing this, the author and the research team carried out hydrogeological research in the Kecamatan Ciambar area which is located at the foot of Gunung Gede-Pangrango. Several aspects were observed in this research, namely the geological conditions of the study area, the pattern of groundwater drainage, the level of distribution of springs and their types, the discharge value of springs, and the condition of the aquifers in the study area. At the data collection stage, the geological conditions are divided into geomorphological conditions with geomorphological units as The Pyroclastic Flow Volcanic Plain Unit has an elevation of 400 – 500 masl with a Flat to Slightly Steep Slope (0 – 30%) at the foot of Mount Pangrango, the Pyroclastic Flow Volcanic Ridge Unit has an Elevation of 400 – 737 masl with a Slightly Steep to Very Steep Slope (15 – 70%) at the foot of Mount Pangrango, and the Lava Flow Volcanic Ridge Unit has an elevation of 400 – 737 masl with a Slightly Steep to Very Steep Slope (15 – 70%) at the foot of Mount Pangrango. Geological units are divided into Tuff Units (QT) and Andesitik Agglomerate Units. In addition, hydrogeological aspects such as the pattern of groundwater drainage which tends to move from east to west, the distribution of springs at 3 points, the relatively low value of spring discharge, and the condition of aquifers which are dominated by unpressured aquifers in the study area."