Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Daerah penelitian berada pada daerah Mangkauk, Kalimantan Selatan, Indonesia dan terletak pada Formasi Tanjung Cekungan Barito. Area penelitian memiliki luas sebesar 4,92 km2 . Tersebar 32 data titik bor pada daerah penelitian dan menunjukkan orientasi strike dengan arah Timur Laut – Barat Daya (NE - SW) yang didukung oleh pengukuran orientasi perlapisan secara langsung dilapangan didapatkan nilai Strike & Dip N 225°E / 25°. Kondisi Geologi daerah penelitian tergolong kedalam kondisi geologi sederhana dikarenakan daerah penelitian tidak dipengaruhi oleh struktur geologi. Kemudian lapisan batu bara pada kelompok ini memiliki karakteristik yang relatif landai, menerus secara lateral sampai ribuan meter hanya saja memiliki beberapa percabangan (B1, B2, B3, C1, C2, & D1) dan memiliki ketebalan yang bervariasi. Jarak acuan titik pengamatan dengan jarak estimasi terukur x ≤ 500 m, tertunjuk 500 m ≤ x ≤ 1.000 m dan tereka dengan jarak 1000 m ≤ x ≤ 1500 m menurut SNI-5015 (2019). Seam yang dilakukan pengestimasian yaitu Seam C1, C2, & D1 karena seam lain tidak memiliki data kualitas batu bara. Berdasarkan hasil akumulasi jumlah estimasi sumber daya batu bara yang terdeposit pada daerah penelitian yaitu estimasi terukur dengan jumlah 9.318.280,95 ton, estimasi tertunjuk dengan jumlah 3.846.800,86 ton, dan estimasi tereka dengan jumlah 567.529,04 ton.

---

Research area is located in the Mangkauk area, South Kalimantan, Indonesia and is located in the Tanjung Formation of the Barito Basin. The research area has an area of 4.92 km2. There are 32 data points of drill points in the study area and show a kick beam in the direction of Northeast - Southwest (NE - SW) which was recorded by direct measurements of the layering emission in the field which obtained a Strike & Dip N value of 225°E / 25°. The geological conditions of the study area are classified into simple geological conditions because the study area is not influenced by geological structures. Then the coal seams in this group have the characteristics of being relatively sloping, continuing laterally for thousands of meters but having several branches (B1, B2, B3, C1, C2, & D1) and having varying thicknesses. The reference distance of the observation point with the estimated distance is measured x ≤ 500 m, indicated 500 m ≤ x ≤ 1,000 m and inferred with a distance of 1000 m ≤ x ≤ 1500 m according to SNI-5015 (2019). The seams that were estimated were Seams C1, C2, & D1 because the other seams did not have data on coal quality. Based on the accumulated estimates of the amount of coal resources deposited in the study area, namely measured estimates of 9,318,280.95 tonnes, indicated estimates of 3,846,800.86 tonnes, and inferred estimates of 567,529.04 tonnes."

"Telah dilakukan penelitian tentang karakterisasi resevoir dengan menggunakan metode inversi sparse spike pada daerah Boonsville. Hasil dari karakterisasi reservoir ini menunjukkan bahwa dengan menggunakan data log, di interval Caddo dapat dipisahkan antara batuan reservoir dan non reservoir (shale terhadap sand/limestone) pada domain P-impedan, sedangkan pada interval Davis terdapat overlap antara shale dan sand. Pada interval Caddo digunakan cut-off P-impedan sebesar 37000 gr/cc ft/s untuk memisahkan antara shale dan sand/limestone. Dengan menggunakan cut-off 37000 gr/cc ft/s dilakukan body capturing hasil inversi sparse spike pada interval Caddo. Hasil body capturing kemudian diinterpretasikan adanya sistem delta dari arah timur ke utara, distributiary channel kearah utara dan shelf di bagian barat.

---

Reservoir characterization using sparse spike inversion was performed on Boonsville field, Texas to distinguish between reservoir and non reservoir rock. From the log data, separation between reservoir and non reservoir rock (sand/limestone and shale) can be distinguished in the P-impedance domain in the Caddo interval, while in Davis, sand and shales are overlaped. P-impedance cut-off 37000 gr/cc ft/s is used to separate between shale and sand/limestone in Caddo interval. Body capturing technique using P-impedance cut-off 37000 gr/cc ft/s was performed in Caddo interval from the result of sparse spike inversion. The final result of body capturing is interpreted as deltaic system from east to north, distributiary channel from east to north and shelf in the west."

"Penyebaran batuan reservoir pada eksplorasi dan pengembangan lapangan minyak dan gas bumi merupakan salah satu faktor penting dari beberapa syarat system dari keberadaan hidrokarbon. Pada lapangan Boonsville terdapat lebih dari 200 sumur telah dibor. Sehingga model geologi pada daerah ini relatif sudah diketahui dengan baik.Berdasarkan data-data yang ada terdiri dari 38 buah sumur dan 3-Dimensi Seismik. Berdasarkan model Geologi, pada sikuen Caddo terdapat distributary channel yang berkembang, hanya saja dari sumur yang ada, tidak satupun sumur berada pada channel tersebut, yang menjadi salah satu target dari studi untuk diidentifikasi.Pada studi ini, penulis mencoba mengidentifikasi geomteri Channel dan facies lainnya pada sikuen Caddo, dengan cara proses inversi data seismik menggunakan metoda Model Based untuk mendapatkan nilai Impedansi Akustik yang diketahui mempunyai korelasi dengan litologi, serta membuat pseudo Gamma Ray dengan metoda Back Propogation Neural Network.

---

Distribution of reservoir rock at exploration and development stages in gas and oil field is one of important factor from some system conditions existence of hydrocarbon. At Boonsville field there are more than 200 wells have been drilled. It means that model geology at this area relative have known well.

Based on available data, which is consist of 38 wells and 1 set of 3 Dimension Seismic will be utilized in this study. Refer to Geological model, at the Caddo sequence, distributary channel was developed, but from the 38 wells; not one of the wells are located in the geometry channel area. Thereby, one of the goal in study is to be identified the geometry channel.

In this study, we trying to identify Channel geometry and other facies at Caddo sequence using 2 methods, those are: Model Based inversion method to get value of Acoustic Impedance from 3D seismic data which is having correlation with lithologi and Back Propagation Neural Network method to get Pseudo Gamma Ray."

"Identifikasi adanya perangkat stratigrafi akan lebih mudah dilakukan apabila bentuk geometri dari reservoar dan model lingkungan pengendapan dapat diketahui. Perubahan litho fasies tergambarkan pada sifat petrofisika batuan seperti jenis litologi (reservoir dan non reservoir), porositas, permeabilitas dan saturasi batuan. Sifat petrofisika batuan akan lebih mudah dipetakan dengan cara melihat perubahan atau perbedaan nilai impedansi akustik antar titik. Metode yang dilakukan untuk mengkorelasikan data hasil seismik dengan sumur dalam domain frekuensi disebut dengan inversi seismik. Nilai impedansi akustik (AI) hasil inversi seismik kemudian dikorelasikan dengan data sumur untuk mendapatkan persamaan empirik. Persamaan empirik ini digunakan untuk mencari hubungan antara nilai impedansi akustik (AI) dengan sifat petrofisika batuan yang meliputi porositas, permeabilitas dan saturasi batuan. Disisi lain, log sumur juga mempunyai nilai impedansi akustik. Nilai impedansi akustik pada seluruh area dapat diketahui dengan tehnik geostatistik dari nilai impedansi akustik sumur BY18, BY11 dan CY9. Berdasarkan nilai impedansi akustik hasil geostatistik didapatkan sifat petrofisika batuan. Metode karakterisasi reservoir dengan cara inversi dan geostatistik memberikan hasil yang berbeda yaitu, inverse seismik dapat menggambarkan reservoir kecil, tetapi kurang mampu menggambarkan pola penyebarannya. Hal sebaiknya geostatistik mampu memberikan pola penyebaran batuan reservoir tetapi tidak mampu menggambarkan reservoir kecil."

"Lapangan Kale terletak pada Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan dimana lapangan ini berada pada Blok yang aktif menghasilkan minyak dan gas bumi. Keekonomian atau nilai dari suatu lapangan minyak gas sangat penting dalam rangka pengembangan lapangan tersebut. Sehingga studi integrasi antara geologi dan geofisika mengenai karakterisasi reservoar pada lapangan ini sangat diperlukan. Angka yang didapat dalam hal cadangan akan sangat penting bagi seorang reservoir engineer dalam menentukan keekonomian lapangan tersebut. Berbekal data survey seismik 3D dan 4 sumur eksplorasi studi integrasi geologi dan geofisika ini dijalankan. 3 fase studi utama, yaitu analisa petrofisika, dimana kita dapat mengetahui sifat fisik dari batuan reservoar pada tiap sumurnya di lapangan Kale pembuatan impedansi akustik, dimana didahului dengan analisa rock physic pada data sumur, terlihat jelas bahwa impedansi akustik pada data sumur dapat membedakan 3 jenis litologi yang berkembang pada reservoar sand-A formasi LTAF. Pemodelan geologi, dimana impedansi akustik dan juga data dari analisa petrofisika dipakai sebagai input dalam pemodelan geologi ini. Output dari studi ini akan menghasilkan beberapa peta sebaran reservoar, mulai dari peta sebaran fasies dimana berdasarkan data core sumur Kale-2 reservoar sand-A formasi LTAF diendapkan pada lingkungan transisi/ delta. Peta sebaran porositas, dimana kontrol fasies dipakai dalam mempopulasikan porositas pada reservoar sand- A lapangan Kale. Peta sebaran permeabilitas, di buat berdasarkan persamaan antara porositas dan permeabilitas yang ada pada data core, sehingga nilai permeabilitas pada studi ini didapat dari transformasi porositas- permeabilitas dengan menggunakan persamaan tersebut.

---

Kale is Field located at Jambi Sub Basin, South Sumatera Basin, which is being a part of one of active blocks in Indonesia. Field economic value is the most important thing in order to develop oil and gas field. Integrated geology and geophysics study for reservoir characterization in this field is urgently needed. For reservoir engineer, reserve estimation from geologist will be used to run the economic evaluation in this field. 3D Seismic data and 4 four exploration wells are used in this integrated G G study. Three primary phases is carried out in order to run this study. Petrophysical analysis in each well in Kale field will be evaluated to have all the petrophysical value in A sand reservoir Acoustic impedance cube generated base on rock physic analysis which is acoustic impedance can divided A sand reservoir into 3 three lithology Geological modeling generated with acoustic impedance cube and petrophysical data as the input. The result of this study is presented in reservoir distribution map, such as facies which is controlled by core data from Kale 2 well that showing this reservoir deposited at delta environment. Porosity distribution map generated with facies distribution control. Porosity permeability plot at Kale 2 well have a good equation will be used to transform porosity value to permeability value."

"Nilai anomali gaya berat daerah penelitian berkisar antara 60 sampai 160 mgal, membentuk tinggian anomali antara 100 sampai 160 mgal dan cekungan anomali antara 60 sampai 100 mgal. Anomali tinggi berhubungan dengan munculnya batuan alas atau pendangkalan batuan alas, yaitu Formasi Kiro. Cekungan Wuas diduga merupakan cekungan antar gunung, sedangkan rendahan (cekungan) di Ruteng ke arah selatan diduga disebabkan oleh sesar, dan adanya tinggian anomali diduga akibat adanya batuan granodiorit (Tmg). Batuan sedimen pengisi cekungan terdiri atas Formasi Nangapanda dan Formasi Bari. Berdasarkan kelurusannya terdapat beberapa sesar, yaitu Sesar Ruteng, Sesar Ulumbu, Sesar Pocodede, dan Sesar Bajawa. Model geologi penampang anomali gaya berat AB menunjukkan ada dua lapisan 3 sesuai nilai rapat massanya, lapisan di bawah diduga sebagai batuan alas dengan rapat massa 2.71 gr/cm , dan lapisan 3 di atasnya adalah batuan sedimen dengan rapat massa 2.6 gr/cm . Sesar Ruteng, Sesar Ulumbu, dan Sesar Pocodedeng mengontrol pendangkalan magma yang dapat berfungsi sebagai sumber sistem panas bumi di daerah penelitian."

"Identifikasi konten fluida merupakan salah satu hal terpenting dalam mengkarakterisasi reservoir. Namun, menjadi suatu tantangan ketika mengidentifikasi konten fluida pada reservoir karbonat karena tipe pori yang dimiliki oleh batuan ini sangat kompleks dan heterogen. Kompleksitas dan heterogenitas ini mempengaruhi respon properti fisis seperti, dan densitas batuan yang mempengaruhi interpretasi sehingga diperlukan suatu analisis pemodelan untuk mengidentifikasi respon sifat fisis. Pada penelitian ini, dilakukan pemodelan tipe pori batuan karbonat dengan menggunakan metode Differential Effective Model, analisa konten fluida berdasarkan analisa petrofisik dan pemodelan dengan menggunakan metode Fluid Replacement Model pada tiga sumur lapangan LDV yaitu P6, T4 dan K1. Fluid Replacement Model menggunakan parameter fluida Adaptive Batzle-Wang yang memperhitungkan pengaruh tekanan, temperatur, spesifik gravitasi, rasio minyak dan gas, kualitas fluida dalam derajat API dan salinitas. Hasil penelitian ini membuktikan bahwa pemodelan Fluid Replacement Model pada sumur P6 diindikasikan terdapat kandungan air sebesar 20 dan hidrokarbon gas sebesar 80 dengan tipe pori dominan crack-interparticle. Pada sumur T4 diindikasikan terdapat kandungan gas sebesar 50 dengan tipe pori dominan crack dan pada sumur K1 diindikasikan terdapat kandungan gas sebesar 50 dengan tipe pori dominan crack. Hasil ini direpresentasikan melalui nilai RMSE yang mencapai 0.0038. Oleh karena itu, Fluid Replacement Model dengan perhitungan Adaptive Batzle-Wang cukup baik dalam memodelkan konten fluida pada kondisi reservoir karbonat sebenarnya.

---

Fluid content identification is one of the most important element in characterizing reservoir. However, this can be a challenge when the fluid content identification is applied in the carbonate rock reservoir, due to the complexity and heterogeneity of the pore types. It can affect the physical property response such as, and rock density which, after that, may influences the interpretation in geophysic data. Thus, a modeling analysis is needed to identify the response of physical properties. In this research, the researcher modelled the pore types of carbonate rock by using Differential Effective Model method, then with the fluid content analysis based on petrophysical analysis and modeling using Fluid Replacement Model method on three wells LDV field which is called P6, T4 and K1. Fluid Replacement Model uses Adaptive Batzle Wang fluid parameters that can measure The Effects of Pressure, Temperature, Specific Gravity, Oil Gas Ratio, and Fluid Quality in API and Salinity Degrees. The results of this research are Fluid Replacement Model indicates the 20 water and 80 gas hidrocarbon in Well P6 which has crack interparticle as the dominant secondary pore type. In Well T4 there is 50 gas and 50 water composition and has crack as the secondary pore type. For Well K1, there is 50 gas and 50 water composition which has crack as the dominant secondary pore type. This result is depicted from the RMSE value which reach 0.0038. Hence, Fluid Replacement Model by Adaptive Batzle Wang calculation is favourable in modelling fluid content for it is actual condition. "

"Keberadaan minyak dan gas bumi di daerah penelitian telah dibuktikan oleh empat (4) sumur yang dibor pada CD Karbonat Formasi Ngimbang. Rata-rata ketebalan karbonat berkisar antara 60 - 140 meter dengan kemampuan aliran sumur terbukti sangat bagus, dicerminkan dengan hasil tes sumuran (DST). CD Karbonat dibagi enam (6) zona aliran dengan ketebalan tiap zona berkisar antara 4 - 40 meter. Tiap zona dipisahkan oleh shale yang tipis atau pun karbonat yang ketat.Analisa detil core termasuk porositas, permeabilitas dan fasies dilakukan pada dua sumur. Hasil analisa menunjukan tidak terdapat hubungan antara lithofasies dengan porositas dan permeabilitas, sehingga pemodelan geologi berdasarkan pengelompokan lithofasies dari data core sulit untuk dilakukan.Kemudian pemodelan geologi dilakukan dengan melakukan perhitungan rock type secara petrofisika menggunakan persamaan Windland R35 dengan menggabungakan informasi yang diperoleh dari data core. Ketebalan zonasi reservoar berada di bawah resolusi seismik, sehingga analisa post stack 3d seismik yaitu analisa impedansi akustik tidak bisa membedakan zona-zona reservoar yang diidentifikasi dari sumur. Dalam tesis ini, data seismik hanya digunakan untuk pemetaan struktur dan tren karakter reservoar secara kualitatif untuk interval CD Karbonat secara keseluruhan. Untuk memetakan flow unit dari masing masing zona reservoar dalam model geologi, akan dilakukan secara statistik.

---

The presences of oil and gas in the North East Java Sea Basin, North of Madura Island, Indonesia, have been proven by four (4) wells drilled into the Early Oligocene CD Carbonate of the Ngimbang Formation. This formation was deposited within carbonate platform setting. The average gross thickness of carbonate ranges between 60 - 143 meters with very good deliverability of 450 – 4,449 BOPD recorded from DST’s. The reservoir comprises of six (6) zones with thickness of each zone ranges between 4 - 40 meters. Each zone is separated by either thin shale or tight carbonate. Reservoir rock types identification is an essential component in the reservoir characterization process. Rock typing together with acoustic impedance analysis from post stack 3D seismic data was carried out on carbonate reservoir. The results of the analysis were used as input for the geological model. Detailed core analysis data covering core porosity, core permeability, and core lithofacies were done on Salemba-B and Salemba-C wells. The data from both wells then used for rock typing calibration for other wells which do not have any conventional core data i.e. Cibubur-A and Salemba-A wells. Facies analysis from the core showed that no clear relation between core lithfacies with the poro-perm. Therefore the lithofacies based geological model from core was dificult to be performed. Rock type identification was calculated using Windland R35 equation which has been calibrated with core data. The productive zones were dificult to differentiate using accoustic impedance analysis due to the thickness of reservoar zonation is less than seismic resolution. Seismic data was only used to map the structure and qualitative gross reservoir charateristic. The geostatistical method was used to distribute the productive zone laterally identified from petrophysical analysis. The geological model produced was used to delineate the productive zones for field development. "

"Formasi Lati merupakan formasi pembawa batubara di Kabupaten Berau, Kalimantan Timur. Kelimpahan batubara diimbangi dengan peningkatan kebutuhan batubara sebagi sumber energi. Penelitian ini bertujuan untuk menghitung sumber daya dan mencari cadangan batubara sebagai sumber energi di masa depan. Sebelum melakukan perhitungan estimasi sumber daya batubara perlu dilakukan pemodelan geologi yang terdiri dari pemodelan geometri dan pemodelan kualitas. Hasil pemodelan tersebut digunakan untuk perhitungan estimasi sumber daya batubara. Metode yang digunakan dalam mengestimasi sumber daya batubara adalah metode poligon (USGS Circular 891). Hasil pemodelan geometri menunjukkan terdapat 13 seam yang terdiri dari 11 seam utama dan 2 seam percabangan. Dengan urutan seam dari muda ke tua adalah SM3, SM2U, SM2, SM1, SL5, SL4, SL4L, SL3, SL2, SL2L, SL1, dan SL1L. Berdasarkan kompleksitas geologi termasuk dalam kategori moderat. Kualitas batubara adalah Bituminus-High Volatile C. Pada penelitian ini dilakukan perhitungan estimasi pada seam yang memiliki data kualitas dan ketebalan di atas 2.5 meter yaitu seam SM3, SL1, dan SL3. Dengan akumulasi total sumber daya pada kedalaman 40 adalah area terukur sebesar 296.065 ton, area tertunjuk sebesar 261.533 ton, dan area tereka sebesar 608.586 ton. Dan akumulasi total estimasi sumber daya pada kedalaman 80 adalah area terukur sebesar 540.615 ton, area tertunjuk sebesar 574.061 ton, dan area tereka sebesar 1.282.485 ton.

---

The Lati Formation is a coal-bearing formation in Berau Regency, East Kalimantan. The abundance of coal is accompanied by an increasing demand for coal as an energy source. This research aims to calculate the resources and find coal reserves as a future energy source. Before estimating coal resources, geological modeling, including geometry and quality modeling, needs to be carried out. The results of this modeling are used for estimating coal resources. The method used in estimating coal resources is the polygon method (USGS Circular 891). The geometry modeling results show the presence of 13 seams consisting of 11 main seams and 2 branching seams. The sequence of seams from young to old is SM3, SM2U, SM2, SM1, SL5, SL4, SL4L, SL3, SL2, SL2L, SL1, and SL1L. Based on geological complexity, it falls into the moderate category. The coal quality is Bituminus-High Volatile C. In this study, estimates were made for seams with quality and thickness data above 2.5 meters, namely SM3, SL1, and SL3. With a total accumulation of resources at a depth of 40, the measured area is 296.065 tons, the indicated area is 261.533 tons, and the inferred area is 608.586 tons. The total estimated resource accumulation at a depth of 80 is a measured area of 540.615 tons, an indicated area of 574.061 tons, and an inferred area of 1,282,485 tons."

"Indonesia merupakan negara yang kaya akan keragaman geologi dengan nilai ilmiah yang tinggi. Oleh karena itu, terdapat banyak lokasi di Indonesia yang dikembangkan menjadi geopark. Salah satu projek geopark yang akan dikembangkan adalah Geopark Rajamandala dengan beragam titik lokasi yang menyebar mulai dari Kabupaten Bandung hingga Kabupaten Bandung Barat. Salah satu situs yang ditawarkan sebagai geosite pada projek ini adalah Tebing Citatah yang berlokasi di Desa Citatah, Kecamatan Cipatatat, Kabupaten Bandung Barat, Provinsi Jawa Barat. Tebing Citatah merupakan tebing karst (kapur) yang berada di bukit Padalarang yang memiliki nilai keindahan. Situs ini juga merekam nilai sejarah geologi yakni permukaan laut yang telah mengalami penurun hingga saat ini. Oleh karena itu, diperlukan adanya penelitian analisis kemampuan geologi teknik pada objek wisata Tebing Citatah untuk dilakukannya pengembangan rekayasa geologi teknik infrastruktur. Pada penelitian ini, zona kemampuan geologi teknik dilakukan melalui pembobotan parameter yang memiliki korelasi dengan potensi wisata antara lain tingkat kekuatan batuan dan tanah, kedalaman muka air tanah, tata guna lahan, tingkat kemudahan penggalian, kemiringan lereng, dan potensi bencana geologi. Pembobotan parameter akan diolah melalui metode Analytical Hierarchy Process (AHP) untuk mengetahui kemampuan geologi teknik lokasi. Hasil dari analisis didapatkan bahwa lokasi penelitian dibagi ke dalam 4 zona kemampuan geologi teknik untuk pengembangan wisata. Zona kemampuan tinggi mencakup 5 % luas lokasi penelitian berada pada arah utara dan barat lokasi penelitian dengan rekomendasi konstruksi bangunan menengah. Zona kemampuan menengah mencakup 35 % lokasi penelitian yang berada pada arah utara dan barat lokasi penelitian dengan rekomendasi konstruksi bangunan menengah hingga rendah. Zona kemampuan rendah mencakup 25 % lokasi penelitian yang berada pada bagian tengah dan selatan lokasi penelitian kurang direkomendasikan untuk dilakukan pembangunan kecuali skala kecil dengan memperhatikan stabilitas lereng dan penyelidikan geologi teknik dengan skala rinci dan biaya yang cukup besar. Zona kemampuan sangat rendah mencakup 35 % lokasi penelitian yang berada pada bagian tengah yang merupakan Tebing Citatah itu sendiri yang direkomendasikan sebagai area penghijauan.

---

Indonesia is a country that is rich on geological diversity with high scientific value. Therefore, there are several locations in Indonesia that have been developed into geoparks. One of the geopark projects that will be developed is the Rajamandala Geopark with a wide range of locations spreading from the Bandung district to the West Bandung district. One of the sites offered as a geosite on this project is Citatah Cliff located in Citatah Village, Cipatatat District, West Bandung District, Western Java Province. Citatah cliff is a karst cliff (chalk) that is in the hill Padalarang that has a value of beauty. The site also records the geological history of the sea level that has been declining to this day. Therefore, there is a need for research and analysis of the geological capabilities of engineering at the tourist site of the coastline to do the development of geological infrastructure engineering. In this study, the Geological Engineering Capacity Zone conducted analysis through the degradation of parameters that have correlation with tourist potential among others the level of rock and soil strength, surface water depth, land use, level of excavation facility, slope inclination, and potential for geological disasters. Parameter weighing will be processed using the Analytical Hierarchy Process (AHP) method to determine the geological capabilities of location engineering. The results of the analysis resulted that the research site was divided into four geological engineering capacity zones for tourism development. The high capacity zone covers 5% of the area of the research location in the northern and western directions of the study site with recommendations for the construction of medium buildings. The middle capacity area covers 35% of research sites that are in the Northern and Western direction of the survei site with the recommendation for the construction of medium to low buildings. The low capacity zone covers 25% of research locations in the middle and southern parts of the research site is less recommended for construction except on a small scale, taking into account the stability of the slopes and engineering geological research with a sufficiently large scale of detail and cost. The very low capacity zone covers 35% of the research site that is located in the middle of Citatah Cliff itself that is recommended as a green area."