Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :

Cekungan Ardjuna merupakan cekungan hidrokarbon busur belakang yang sudah matang. Cekungan tersebut mampu berproduksi dan menyimpan resources migas yang belum dapat terpetakan dengan baik. Oleh karena itu perlu dilakukan kajian dari integrasi metode sikuen stratigrafi, inversi seismik, dan evaluasi petrofisika untuk memprediksi potensi hidrokarbon secara lebih rinci dan lebih akurat. Integrasi ini mampu menghasilkan informasi pada struktur contingent mulai dari Play konsep, sistem petroleum, dan property dari karakteristik reservoir, hingga pemetaan kawasan prospect serta evaluasi resiko temuan eksplorasi. Pemahaman karakteristik internal seismik membantu penarikan marker sikuen seismik stratigrafi dalam penampang seismik. Inversi seismik dapat membantu dalam determinasi penyebaran lithofasies, porositas, fluida di penampang seismik. Peta distribusi inversi seismik overlay dengan peta struktur kedalaman reservoir memberikan parameter luasan perangkap untuk reservoir target yang berada pada sistem pengendapan pasang surut. Evaluasi petrofisika dapat membantu memberikan property porositas, netpay thickness, saturasi fluida air, minyak dan gas. Sumberdaya contingent resources ditemukan pada zona target sebesar 5,92 MMBOE (P10 OOIP) dan 10,56 BCF (P10 OGIP). Sumberdaya Prospective Resources sebesar 12,25 MMBOE (P10 OOIP) dan 22.12 BCF (P10 OGIP).

 

---

The Ardjuna Basin is a mature back arc hydrocarbon basin. The basin is capable of producing and storing oil and gas resources that cannot be properly mapped. Therefore it is necessary to do a study of the integration of the stratigraphic sequence method, seismic inversion, and petrophysical evaluation to predict hydrocarbon potential in more detail and more accurately. This integration is able to produce information on contingent structures ranging from Play concepts, petroleum systems, and properties from reservoir characteristics, to prospect area mapping and evaluation of risk of exploration findings. Understanding of seismic internal characteristics helps draw stratigraphic sequential seismic markers in seismic cross sections. Seismic inversions can help in the determination of the spread of lithofasies, porosity, fluid in seismic sections. The overlay seismic inversion distribution map with a map of reservoir depth structure provides trapping area parameters for the target reservoir located in the tidal deposition system. Petrophysical evaluation can help provide porosity properties, netpay thickness, water, oil and gas fluid saturation. Contingent resources were found in the target zone of 5,92 MMBOE (P10 OOIP) and 10,56 BCF (P10 OGIP). Prospective Resources are 12,25 MMBOE (P10 OOIP) and 22,12 BCF (P10 OGIP).

Abstrak :

ABSTRAK
Geomorfologi mempelajari tentang bentuk muka bumi, proses terjadinya dan perkembangannya. Proses yang dimaksud merupakan tahapan perubahan bentuk muka bumi, faktor penyebab dan cara keijanya. Perubahan bentuk muka bumi disebabkan oleh tenaga endogen (dalam) dan eksogen (luar). Proses eksogen disebabkan oleh aktivitas air, angin dan ombak serta es, memperlihatkan adanya kenampakan pelapukan, pengikisan, pengangkutan dan pengendapan.

Pengendapan dapat berlangsung di sekitar perairan sungai, danau (tepi sungai dan danau), panti, laut atau samudera. Proses pengendapan (sedimentasi) di pantai (laut) menghasilkan bentuk-bentuk endapan (sedimen) dengan kenampakan (morfologi) yang bervariasi. Salah satu bentuk endapan (morfologi) tersebut adalah tombolo. Unit geomorfologi tombolo, dengan dicirikan pada bagian dalaninya terdapat laguna. Tombolo di Teluk Ujungpulau Baai terbentuk sejak tahun 1926 berdasarkan interpretasi peta topografi. Masalabnya, bagaimanapembentukan morfologi dan stratigrafi tombolo, berapa Was dan laju rata-rata pertambahan volume sedimen, setiap tahun, mulai dari tahun 1926 sampai 1996.

Tombolo adalah, tumpukan endapan karena ombak, dibantu oleh arus laut dan angin. Gundukan (tumpukan) endapan morfologi tombolo, berkembang melalui proses tahapan (stadia) nya pada tahun tertentu beserta ukuran luas. Sedimentasi tombolo disebabkan gelombang (ombak), arus laut dan angin. Di lokasi penelitian, gelombang tinggi rata-rata 0,6 - 0,9 m dengan periode waktu rata-rata 6 detik, arahnya dari Barat. Arus laut, kecepatan rata-rata 0.50 knot, arahnya antara Barat dan Barat Daya. Dan angin. kecepatan rata-rata 10 knot, arahnya dari Barat.

Endapan (sedimen) morfologi tombolo berada di atas permukaan laut, dengan ketinggian antara 0-3 m. Morfologi tombolo (tahun 1926-1996) terbentuk dari arah Tenggara ke Barat Laut. Sifat utama sedimen berlapis, perlapisan sedimen dinamai Stratigrafi. Perlapisan sedimen tombolo dan ukuran butirannya adalah sedimen pasir ukuran butiran 2 - 0,02 mm, geluh 0.02-- 6.002 mm, dan lempung kuráng dari 0.002 mm. Dari pengeboran sampel sedimen berdasarkan ukuran butiran lapisannya bervaniasi.

Luas morfologi tombolo, dari tahun 1926 - 1996 (selama 70 tahun) adalah seluas : 204 Ha dengan rata-rata pertambahan luas setiap tahun: 2,9 Ha. Dan laju rata-rata pertambahan volume sedimentasi pembentukan sedimen tombolo dari tahun 1926 - 1996 adalah sebesar 22,63 m3 setiap tahunnya.

Abstrak :
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.

Abstrak :
Nenering Formation is essentially made up of semi-consolidated sediments, which are divided into basal conglomerate beds, conglomeratic sandstone, cross-bedded sandstone, and siltstone to muddy layers facies. It is overlie unconformable to the Berapit Formation, but conformable to the Kroh and Grik Formations. The stratigraphy of Nenering Formation is a fining upwards sequence where the thickness of conglomerate beds become thinner upwards and become thicker for conglomeratic sandstone. The thickness varies from 0.5 m to tenths of meters. The more sandy in the upper portion (cross-bedded sandstone) overlie with thin siltstone and mudstone facies. The clast and grain composition suggested that the material making up the sedimentary sequence were derived predominantly from the erosion of granitoid rocks and sedimentary and metamorphic rocks constitute a minor provenance. Imbrications and the trend sizes of clasts indicate that the palaeo-current flow toward northeast. Cross bedding that was found in conglomerate and sandstone indicates the main channel depositional environment. The sequence stratigraphy of this area match with the Saskatchewan fluvial braided channel model.

Abstrak :
Analisis burial geohistory merupakan salah satu bahan kajian dalam analisis cekungan secara kuantitatif yang terintegrasi selain thermal history dan analisis hydrocarbon generation. Data dasar yang dihasilkan berupa parameter tektonik sedimentasi yang kemudian digambarkan dalam bentuk rekonstruksi sejarah pemendaman. Selain itu akibat pembebanan sedimen, maka terjadi perubahan porositas dan permeabilitas yang berpengaruh terhadap aliran fluida dalam batuan. Sehingga arah migrasi dan keberadaan hidrokarbon di daerah penelitian dapat ditafsirkan. Perubahan proses sedimentasi yang terjadi di daerah penelitian dapat dikaji dari data di setiap sumuran. Pada awal pengendapan Formasi Belumai sampai dengan akhir pengendapan Formasi Baong Tengah (10,1 juta tahun lalu) terbentuk endapan transgresif. Sistem pengendapan tersebut ditandai dengan kecepatan sedimentasi yang lebih lambat dibanding kecepatan penurunan dasar sedimen. Endapan regresif terjadi sejak awal pengendapan Formasi Baong Atas yang ditandai percepatan sedimentasi sangat besar (4-5 kali kecepatan sebelumnya). Proses tersebut terjadi karena berkaitan dengan aktivitas tektonik Miosen Tengah, sedangkan batuan sumber berasal dari Bukit Barisan yang telah terangkat sejak 12 juta tahun lalu. Periode selanjutnya terjadi perlambatan sedimentasi tetapi sedimen masih regresif dan berakhir pada 4,5-4,8 juta tahun lalu (akhir pengendapan Formasi Seurula bagian bawah). Proses pengendapan yang terjadi sejak 17,8 juta tahun lalu tersebut di atas mengalami perpindahan pusat sedimentasi (depocentre) yang dikendalikan oleh aktifnya patahan regional. Batuan dasar paling dalam (depocentre) bergeser dari timur ke barat (tengah daerah penelitian) bersamaan dengan pengendapan Formasi Baong Atas. Sehingga formasi tersebut mempunyai ketebalan awal maksimum di bagian tengah daerah penelitian (775 m) (Sumur SW-5). Batuan dasar paling dalam di SW-5 tersebut berlangsung terus sampai sekarang, sehingga berpengaruh terhadap keberadaan hidrokarbon di sumur tersebut. Posisi Formasi Belumai yang menumpang di atas batuan dasar paling dalam telah menyebabkan berkurangnya porositas dan permeabilitas batuan, sehingga tidak memungkinkan adanya migrasi hidrokarbon ke SW-5. Seandainya hidrokarbon dapat terbentuk di bagian bawah formasi tentunya telah bermigrasi ke selatan. Hal ini disebabkan aliran fluida akibat kompaksi sangat berhubungan dengan faktor ekspulsi dan sangat berpengaruh terhadap proses diagenesa serta migrasi hidrokarbon. Faktor ekstensi kerak ternyata paling besar dijumpai di Sumur SW-6 (1,054) sedangkan sumur yang lain berkisar antara 1,01-1,03. Faktor ekstensi kerak tersebut hanya berpengaruh terhadap awal pembentukan cekungan di daerah penelitian, yaitu dengan terbentuknya depocentre di SW-6. Periode berikutnya deformasi tektonik lebih berpengaruh terhadap perubahan bentuk arsitektonik cekungan. Hal ini terbukti Sumur SW-5 yang menempati cekungan paling dalam sejak 9,6 juta tahun lalu faktor ekstensi keraknya lebih kecil dibanding SW-6. ......Burial geohistory analysis is one of the integrative method in quantitative basin analysis as same as thermal history and hydrocarbon generation analysis. The resulted data is sedimentation tectonic parameter which is displayed as burial geohistory reconstruction. Because of sedimentary loading, there was a change in porosity and permeability which were influence the fluidity flow in the rock. Therefore the migration pathway and hydrocarbon occurrence in the study area can be predicted. The sedimentary process changes in the study area can be assessed from the data in the well transgressive sediment was formed since the early time of Belumai Formation deposition until the end of Middle Baong Sedimentation (10.1 Million Years Ago). This depositional system was characterized by slower sedimentation rate than rate of base sedimentation subsidence. Regressive deposition took place in the early sedimentation of Upper Baong Formation characterized by huge sedimentary acceleration (4-5 times from previous rate). This process correlated with Middle Miocene tectonic activity. The source rocks came from the uplifted Barisan Mountain since 12 MYA. In the next period, reducing of sedimentation rate occurred and finished at 4.5 - 4.8 MYA (in the end of Lower Seurula Formation deposition), but the sediment was still in regressive phase. Centre of sedimentation (depocentre) of mentioned above sedimentation process began since 17.8 MYA, was moved from the original position. The movement was controlled by activation of regional fault. The deepest basement (depocentre) moved from East to West (middle part of study area), at the same time as deposition of the Upper Baong Formation. Therefore, this formation has early maximum thickness (775 m) in the middle part of the study area (SW-5 Well). The basement in SW-5 well is still the deepest in the study area until present-day. It influence the hydrocarbon occurrence in this well. The Belumai Formation which is immediately overlies the deepest basement has porosity and permeability decrease that made it was not possible for oil to migrated to SW-5 well. if the hydrocarbon could be generated by the lowest part of the Belumai Formation, it would migrated to the South. In this case because the fluidity flows as a result of compaction is very correlate with expulsion factor and strongly influence to diagenetic process and hydrocarbon migration. The highest value of crustal extension (1.054) is occurred in SW-6 Well,whilst in others wells are in range of 1.01 to 1.03. The crustal extension just influenced the early forming sedimentary basin in the study area. It influenced the depocentre in SW-6. In the next period, architectural form of sedimentary basin was more influenced by tectonic deformation. It is proved by the position of SW-5 (it's crustal extension value lower than SW-6) which occurred in the deepest part of the basin since 9,6 MYA.

Abstrak :
[ABSTRAK
Aplikasi atribut seismik 3D dan sifat fisik batuan telah dapat memodelkan reservoar A Formasi Ledok Lapangan X Blok Cepu. Beberapa atribut seismik yang sesuai untuk mengidentifikasi penyebaran reservoar dilapangan ini adalah root mean square (rms), sweetness, dan impedansi akustik relatif. Dimana ketiga atribut seismik tersebut memperlihatkan suatu anomali amplitudo berupa bright spot yang diidentifikasi sebagai reservoar A dan memperlihatkan pola penyebaran berarah selatan-utara. Fasies reservoar A yang merupakan batugamping pasiran adalah reservoar yang sangat baik dalam menyimpan hidrokarbon gas dengan porositas 19% dan saturasi air sebesar 40%. Adanya faktor ketidakpastian dalam penentuan batas penyebaran reservoar A dari atribut seismik, model reservoar A di bagi menjadi tiga bagian yaitu perkiraan optimis (P90), perkiraan sedang (P50) dan perkiraan pesimis (P10). Keberadaan hidrokarbon gas di Lapangan X dikontrol oleh suatu perangkap stratigrafi bukan perangkap struktur hal ini terlihat dari tidak adanya tutupan (klosur). Berdasarkan sebaran reservoar melalui integrasi atribut seismik, properti batuan dan model reservoar diusulkan 4 (empat) sumur pemboran untuk mengembangkan lapangan gas X.

---

ABTRACT
Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms), sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouth trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90), moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.;Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms), sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouth trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90), moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.;Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms), sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouth trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90), moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X., Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms), sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouth trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90), moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.]

Abstrak :
Daerah penelitian berada pada Lapangan XYZ yang merupakan bagian dari Cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini mengkaji potensi perangkap stratigrafi sistem onlap Formasi Bekasap pada tinggian basement, berdasarkan pendekatan konsep sekuen stratigrafi. Tujuannya untuk menentukan potensi jebakan stratigrafi pada Formasi Bekasap dimana hidrokarbon dapat terakumulasi. Penemuan jebakan stratigrafi diharapkan dapat menjadi alternatif perangkap hidrokarbon sehingga dapat menahan laju penurunan produksi lapangan XYZ. Data utama yang digunakan dalam studi ini adalah data log sumur, data batuan inti dan data seismik 3D sedangkan data tambahan berupa data biostratigrafi dan data tekanan formasi. Data batuan inti dan data biostratigrafi digunakan dalam menentukan fasies dan lingkungan pengendapan. Pada studi ini dilakukan korelasi sumur dan pemetaan isochore, atribut RMS amplitudo seismik dan peta frekuensi rendah10 Hz dan 15 Hz. Integrasi data yang diperoleh digunakan untuk mendukung analisis mengenai pemodelan lingkungan pengendapan serta penentuan potensi jebakan stratigrafi Formasi Bekasap. Hasil analisis menunjukkan bahwa Formasi Bekasap terdiri dari fasies estuarine channel, estuarine bar dan bar shoreline. Fasies tersebut terendapkan pada lingkungan estuarin hingga laut dangkal. Potensi jebakan stratigrafi berupa jebakan isolated bar yang berada dibagian selatan Lapangan XYZ, dengan potensi resources sebesar 5,400.54 MBO. ......The research site, located in XYZ field, is part of the Central Sumatra Basin. This study examines stratigraphic trap potential Bekasap Formation onlap system on high basement, based on sequence stratigraphic concept. Which is intended to determine the stratigraphic trap potential of the Bangko formations where hydrocarbons accumulate. Thus, the discovered stratigraphic traps are expected to be alternatives to hydrocarbon trap so that they can restrain the rate of decline oil production in XYZ field. The primary data in this study are well log, core, and 3D seismic, and the secondary data are that of biostratigraphy and formation pressure data. The seismic-well tie is conducted to tie the seismic data to well log prior to seismic mapping. This study generates well log correlation and mapping isochore, RMS amplitude seismic and low frequency 10 Hz and 15Hz map. The integration of all collected data is to support the analysis of the depositional environment modeling and to determine potential stratigraphic traps of the Bekasap Formation. Bekasap Formation consists of estuarine channel facies, estuarine shoreline bar and estiarine bar. The facies shows that the Bekasap Formation in XYZ Field is generally deposited on the estuarine environment to the shallow marine. Potential stratigraphic trap on Bekasap Formation is isolated bar located in the southern part of XYZ Field with total resources 5,400.54 MBO.

Abstrak :
ABSTRAK
Dari hasil pengamatan terhadap orientasinya Sarkofagus dan Pandhusa mempunyai arah hadap ke Gunung Arqopuro (3088) yang merupakan bagian puncak dari komplek pegunungan Hyang. Hal ini merupakan ciri dari tradisi megalitik dimana arah suatu benda megalitik berkaitan erat dengan latar belakanng megalitik itu sendiri. Posissi benda megalitik biasanya diarahkan ke tempat-tempat yang dianggap suci oleh masyarakat megalitik. Tempat suci yang dianggap sebagai tepat bersemayam arwah nenek moyang antara lain di Gunung dan di Pulau Seberang. Disamping itu ada juga posisinya se arah dimana matahari terbitdan tenggelam. Dari hasi penggalai pandhusa ditemukan manik-manik dari kaca, pemukul kulit kayu dari batu, keramik dan alat dari perunggu maupun besi sehinggadiduga situs tersebut berasal dari masa prasejarah yaitu jaman besi.

---

Abstrak :
Daerah penelitian secara administratif berada di kawasan Gunung Endut, Kabupaten Lebak, Provinsi Banten. Tujuan dari penelitian ini adalah membuat model konseptual panas bumi dan mengetahui karakteristik sistem panas bumi menggunakan metode pemetaan geologi dan analisis geokimia manifestasi panas bumi. Luas area pemetaan geologi adalah 36 km2 yang bertujuan untuk mengetahui struktur geologi kawasan Gunung Endut. Geomorfologi wilayah studi terdiri dari Satuan Perbukitan Karst Sedikit Curam, Satuan Bukit Vulkanik Curam, Satuan Perbukitan Vulkanik Sedikit Curam, dan Satuan Perbukitan Vulkanik Lereng. Terbentuknya alam perbukitan di wilayah studi diduga karena pengaruh aktivitas tektonik yang membentuk lingkungan vulkanik. Stratigrafi daerah penelitian disusun oleh litologi letusan gunung berapi yang terdiri dari lima satuan litostratigrafi tidak resmi, yaitu Satuan Lava Andesit, Satuan Tuf Kasar, Satuan Tuf Halus, Satuan Breksi Vulkanik, dan Satuan Batugamping. Struktur geologi yang berkembang di daerah penelitian adalah Sesar Normal Cikawah dan Sesar Horisontal Handeuelum. Sesar ini diduga memicu munculnya manifestasi panas bumi berupa mata air panas dan batuan alterasi. Analisis geokimia dilakukan pada tiga sumber air panas yaitu Cikawah, Handeuleum, dan Gajrug untuk mengetahui karakteristik sistem panas bumi Gunung Endut. Dari hasil analisis diketahui bahwa mata air panas merupakan salah satu jenis fluida klorida bikarbonat encer dan termasuk dalam fluida yang telah mencapai kesetimbangan. Hasil jenis fluida menunjukkan adanya campuran air klorida dan air permukaan. Hasil perhitungan geoindikator Na / K dan Na / Ca menunjukkan bahwa semua mata air panas keluar di zona outflow. Di wilayah studi, terdapat dua reservoir berbeda yang ditunjukkan oleh geo-indikator Cl / B. Sumber air panas Cikawah dan Handeuleum berasal dari reservoir yang sama dan sumber air panas Gajrug berasal dari reservoir yang berbeda. Temperatur reservoir pada sistem panas bumi Gunung Endut berkisar antara 107 - 127oC menggunakan geothermometer silika dan 100-160oC menggunakan geothermometer Na-K-Mg. Dari model konseptual geothermal terlihat bahwa struktur di kawasan Gunung Endut tidak langsung mengenai reservoir, fluida yang keluar berada di zona outflow sehingga sumber panas dan reservoir jauh dari sumber air panas. Sumber panas dan waduk diduga berada di sebelah timur wilayah studi karena suhu dan debit sumber air panas Cikawah relatif tinggi dibandingkan dengan sumber air panas Handeuleum. ......The research area is administratively located in the Gunung Endut area, Lebak Regency, Banten Province. The purpose of this research is to create a geothermal conceptual model and to determine the characteristics of the geothermal system using geological mapping methods and geochemical analysis of geothermal manifestations. The area of ​​the geological mapping is 36 km2 which aims to determine the geological structure of the Mount Endut area. The geomorphology of the study area consists of Slightly Steep Karst Hills Unit, Steep Volcanic Hill Unit, Slightly Steep Volcanic Hills Unit, and Slope Volcanic Hills Unit. The formation of hilly nature in the study area is thought to be due to the influence of tectonic activity which formed the volcanic environment. The stratigraphy of the study area is composed of volcanic eruption lithology which consists of five unofficial lithostratigraphic units, namely Andesite Lava Unit, Coarse Tuff Unit, Fine Tuff Unit, Volcanic Breccia Unit, and Limestone Unit. The geological structures that develop in the study area are the Cikawah Normal Fault and the Handeuelum Horizontal Fault. This fault is thought to trigger the emergence of geothermal manifestations in the form of hot springs and alteration rocks. Geochemical analysis was carried out at three hot springs namely Cikawah, Handeuleum, and Gajrug to determine the characteristics of the Mount Endut geothermal system. From the analysis, it is known that hot springs are a type of dilute bicarbonate chloride fluid and are included in fluids that have reached equilibrium. The results of the type of fluid showed a mixture of chloride water and surface water. The results of the calculation of Na / K and Na / Ca geoindicators show that all the hot springs come out in the outflow zone. In the study area, there are two different reservoirs indicated by the Cl / B geo-indicator. Cikawah and Handeuleum hot springs come from the same reservoir and Gajrug hot springs originate from different reservoirs. The reservoir temperature in the Mount Endut geothermal system ranges from 107 - 127oC using a silica geothermometer and 100-160oC using a Na-K-Mg geothermometer. From the geothermal conceptual model, it can be seen that the structure in the Mount Endut area does not directly hit the reservoir, the fluid that comes out is in the outflow zone so that the heat source and reservoir are far from the hot springs. The heat source and reservoir are thought to be in the east of the study area because the temperature and discharge of the Cikawah hot springs are relatively high compared to the Handeuleum hot springs.