Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Formasi Campurdarat adalah salah satu satuan batuan karbonat yang tersingkap di daerah Tulungagung dan sekitarnya, Jawa Timur. Suatu penelitian detil untuk mempelajari fasies dan sedimentasi batugamping tersebut telah dilakukan. Metode penelitian meliputi penelitian lapangan dan analisis laboratorium yang terdiri atas petrografi dan mikropaleontologi. Hasil analisis petrografi menunjukkan bahwa batuan carbonat di daerah penelitian dapat dibedakan menjadi empat jenis fasies yaitu fasies packstone, fasies floatstone, fasies rudstone dan fasies boundstone. Fasies packstone diendapkan mulai dari lingkungan backreef ? lagon, fasies floatstone dalam lingkungan backreef dan zona terumbu, fasies rudstone pada lingkungan daratan terumbu dan fasies boundstone terbentuk mulai dari reef front ? reef crest. Formasi Campurdarat diperkirakan terbentuk sebagai terumbu penghalang pada umur Miosen Awal"

"ABSTRAKPemodelan fasies karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang telah dilakukan dengan mengintegrasikan data geologi dan data geofisika. Penelitian ini difokuskan pada analisis seismik fasies dan lingkungan pengendapan. Formasi target pada studi ini adalah Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Formasi Kujung merupakan Formasi yang terdiri atas batuan karbonat. Formasi Ngimbang mampu menjadi reservoar minyak yang baik seperti yang telah ditembus oleh sumur-sumur di lepas pantai Jawa Timur. Namun kajian mengenai Formasi Ngimbang masih terbatas dan belum komprehensif sehingga harus diangkat potensi-potensi pada formasi tersebut dengan pendekatan seismik stratigrafi, ditambah dengan data sumur yang telah menembus Formasi Ngimbang. Dengan menggunakan seismic fasies sebagai acuan diharapkan dapat mengetahui potensi-potensi baru Batuan Karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Untuk itu pada penelitian ini, dilakukan pemodelan facies karbonat. Hasil analisis memperlihatkan tiga fasies pada interval target yaitu: Fasies wackstone-grainstone coraline reffal dengan arah relatif berarah barat-timur, Fasies mudstone-packstone lagoonal dengan arah relative barat-timur,fasies grainstone dolomite tidal, yang berarah relative barat-timur. Pada fasies wackstone-grainstone coraline reffal, merupakan transgresive reef system, dimana pertumbuhan reef mengikuti kenaikan muka air laut relative. Analisis lebih lanjut pada seismik fasies dapat disimpulkan bahwa Formasi Ngimbang didominasi oleh fasies reefal.

---

ABSTRACTCarbonate rock is an important reservoir rock in Indonesia. North East Java Basin has several carbonate reservoir which still productive. This research focused on seismic facies analysis and depositional environtment. This study is conducted integrating geological and geophysical method for evaluating carbonate reservoir in Kujung and Ngimbang Formation. Kujung Formation consist of carbonate rocks. Ngimbang Formation capable of being good reservoir but the study of Ngimbang Formation is still limited and not comprehensible. Structure experience aggradation in the northern part and prograding unit to the south. Facies mapping of the Ngimbang and Kujung formation as presented in the study area suggested that the facies distribution is not as important as fault intensity to control the reservoir quality. Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies but the presence of intensive micrite and stylolite suggested that late diagenetic process occurred and really influence reservoir quality. As also from facies analyses in the Well JPL indicated that Kujung Formation is having reefal to fore reef depositional environment. From this point of view, the area of interest is the area where fault intensity are high. The top structure of Ngimbang Formation at the present time is higher towards eastern part, Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies. "

"Lokasi penelitian berada pada Formasi Cinambo wilayah Daerah Jatinunggal, Sumedang Jawa Barat. Pada lokasi ini, tersingkap dengan baik beberapa singkapan sepanjang Anak Sungai Ci Jaweu pada Desa Cibuyung dan Desa Cimanintin yang terbagi menjadi dua lintasan. Litologi penyusunnya adalah feldspathic wacke, allochemic mudstone, foraminiferal-packstone, foraminiferal-wackestone, dan batulanau. Porositas batuannya memiliki rentang poor – excellent (>25%). Berdasarkan pengamatan lapangan, pengukuran stratigrafi, dan analisis petrografi, lokasi penelitian tersusun atas Kelompok Fasies B, C, D, dan G yang terbagi lagi menjadi 7 anggota litofasies. Kelompok-kelompok fasies yang saling berasosiasi kemudian dikelompokan menjadi 3 asosiasi fasies yaitu Sandy-silt lobe distal, distal levee, dan distal silt-mud lobe. Analisis mikrofosil yang dilakukan, menunjukan lapisan pada lokasi penelitian memiliki umur Miosen Tengah/Miosen Akhir dan terendapkan pada lingkungan upper-lower bathyal. FormasiCinambo yang tersingkap pada daerah ini diinterpretasikan berada pada lingkungan kipas laut dalam bagian tengah (middle fan).

---

The research location is in the Cinambo Formation in the Jatinunggal Region, Sumedang, West Java. At this location, several outcrops along the Ci Jaweu River in Cibuyung Village and Cimanintin Village are well exposed and are divided into two tracks. Its constituent lithologies are feldspathic wacke, allochemic mudstone, foraminiferal-packstone, foraminiferal-wackestone, and siltstone. The rock porosity ranges from poor to excellent (>25%). Based on field observations, stratigraphic measurements, and petrographic analysis, the study site is composed of Facies B, C, D, and G which are further divided into 7 lithofacies. Facies groups that are associated with each other are then grouped into 3 facies associations namely distal Sandy-silt lobe, distal levee, and distal silt-mud lobe. The microfossil analysis performed showed that the layers at the study site are Middle Miocene/Lower Miocene and were deposited in an upper-lower bathyal environment. The Cinambo Formation exposed in this area is interpreted to be in the middle fan environment."

"Penelitian ini akan membahas mengenai pemodelan penyebaran fasies sedimen laut dalam di salah satu lapangan yang mengandung gas di Cekungan Kutai. Fasies pengendapan di lapangan Y dibagi menjadi 5 yakni Channel Axis, Channel Margin, Levee Overbank, Mass Transport dan Mud. Fasies pengendapan tersebut dibedakan satu dengan yang lain dalam penelitian ini melalui perbedaan cut-off vshale dan pola log GR. Korelasi antar sumur menggunakan ketentuan stratigrafi sikuen dibantu dengan data plot gradien tekanan dan data seismik. Interpretasi data seismik 3D pada interval pemodelan yaitu interval A bertujuan untuk membentuk kerangka pemodelan penyebaran fasies. Pemodelan penyebaran fasies pada penelitian kali ini menggunakan metode Multi Point Statistic Simulation (MPS). Modul pemodelan MPS dalam software Petrel menyediakan sarana untuk menyertakan berbagai macam input data geologi dan geofisika dalam pemodelan fasies. Data input tersebut antara lain training image, seismik vshale dan data peta medan azimuth. Penelitian ini juga mencoba membandingkan proses pemodelan fasies menggunakan metode MPS dengan salah satu metode stochastic lainnya yakni SIS (Sequential Indicator Simulation).

---

This study describes about fasies distribution modeling of deepwater deposit in one of gas field at Kutai Basin.The deepwater depositional fasies in Y field can be divided into 5 fasies such as Channel Axis, Channel Margin, Levee Overbank, Mass Transport and Mud. Vshale cut-off and GR log pattern are used for dividing one depositional fasies to other depositional facies. Sequence stratigraphy concept is applied on well to well correlation supported with other data like pressure gradien plot and seismic section. 3D seismic horizon interpretation at A interval aim to build model framework for fasies distribution.

This research utilizes Multi Point Statistic Simulation (MPS) method to distribute the fasies. The MPS modeling modul in Petrel provides some options to use geology and geophysics data as modeling input. Thoose input data are training image, vshale seismic cube and azimuth field map. The study also tried to compare the facies modeling process using the MPS method with one of the other stochastic methods namely SIS ( Sequential Indicator Simulation )."

"Tekstur batuan karbonat dikenal dengan tingkat kompleksitas yang tinggi. Sehingga untukmemahaminya dibutuhkan perhatian yang lebih mendetil. Mengingat batuan karbonat ada bermacam-macam dan terdapat pengaruh deformasi rongga sekunder, dimana hal tersebut berkaitan langsung dengan nilai properti, yakni porositas dan permeabilitas. Berdasarkan nilaipengukuran properti pada sampel batuan inti yang sering dijadikan acuan, kadang masih menimbulkan kesalahan pada hasil permodelan dan keadaan sebenarnya. Oleh karena itu dibutuhkan metode yang dapat menghubungkan antara analisis kualitatif (fasies pengendapan)dan kuantitatif (korelasi nilai properti). Analisis fasies pengendapan dilakukan dengan acuan data wireline log, sample batuan inti, biostratigrafi, dan petrografi. Kemudian untuk analisis kuantitatif (rock typing) dilakukan dengan acuan nilai properti (porositas, permeabilitas, saturasi air, dan volume shale). Dalam menentukan metode kuantitatif yang paling tepat untuk digunakan dalam penelitian ini, penulis menyuguhkan metode Windland dan Hydraulic FlowUnit. Pada penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan hubungan model fasies pengendapan dengan pembagian kelompok rock typing pada formasi Kujung unit I, lapangan “Betta”, Cekungan Jawa Timur Utara. Formasi Kujung Unit I top hingga bottom pada daerah penelitianmengindikasikan adanya 13 parasekuen. Terdapat beberapa lithofacies yaitu mudstone hingga grainstone, dan shale. Berada pada lingkungan pengendapan laguna dan open shelf dimana situasi eustasy konstan sehingga mendukung pertumbuhan reef patch. Nilai properti yangterkandung pada interval ini antara lain porosity berkisar 1.3% - 31.3% dan permeabilitasnya berkisar 0.04 mD hingga 1042 mD. Sehingga menghasilkan beberapa kelompok reservoir yang diberi ranking satu (1 - excellent), dua (2 – good), tiga (3 – poor), dan empat (4 – very poor) berdasarkan pengelompokan batuan dari kesamaan nilai flow unit (HFU) dan ukuran ronggayang saling terkoneksi (R35).

---

The texture of carbonate rock is known as a high level of complexity because it has several varieties and the effect of secondary porosities, such as vugs and crystallization. So that is directly involved to its properties value. However, the properties that are measured on core samples as a reference are often unmatched when it comes to modelling vs. actual condition. So, it is necessary to get the right method that can match between qualitative (depositional

facies) and quantitative analysis (properties correlation). Depositional facies interpretation is

controlled by wireline log data, core data sample, biostratigraphy, and also petrography report.

Later on, the quantitative analysis (rock typing) determined by combining reservoir properties

values, which are porosity, permeability, water saturation, clay volume. The next step is to get

the right quantitative analysis method for this research, we provide Windland and hydraulic

flow unit method to identify rock typing of carbonate reservoir. The objective from this research is to find correlation between depositional facies and its quality of carbonate Kujung unit I reservoir groups that located in “Betta” field, North East Java basin. Kujung Unit I formation from top to bottom in the research area indicates the presence of 13 parasequences.

There are several lithofacies namely mudstone to grainstone and shale. It is in a lagoon deposition environment and open shelf where the eustasy situation is relatifly constant thus supporting the growth of reef patches. The property values contained at this interval include porosity ranging from 1.3% - 31.3% and its permeability ranges from 0.04 mD to 1042 mD. Thus producing several reservoir groups ranked one (1 - excellent), two (2 - good), three (3 - poor), and four (4 - very poor) based on rock typing analysis based on the similarity of flow unit value (HFU) and the size of interconnected pores (R35)."

"Lokasi penelitian ini berada di daerah Kecamatan Cimanggu dan sekitarnya yang secara geografis terletak pada koordinat batas timur laut UTM 262370 E 9198862 N serta batas barat daya UTM 256431 E 9192930 N. Wilayah ini mencakup Desa Cijati, Pesahangan, Desa Negarajati, serta desa sekitarnya, Kecamatan Cimanggu, Kabupaten Cilacap, Jawa Tengah. Daerah penelitian termasuk ke dalam Formasi Halang berdasarkan Peta Geologi Lembar Majenang (Kastowo dan Suwarna, 1996). Formasi Halang merupakan salah satu Formasi pengisi Cekungan Banyumas, terendapkan pada umur Miosen Tengah hingga Pliosen Awal, dengan dominasi batuan sedimen jenis turbidit yang terendapkan pada zona batial atas. Batuan sedimen jenis turbidit inilah yang menjadi fokus penelitian kali ini untuk mengetahui fasies endapan turbidit serta asosiasinya agar dapat menenentukan sub-lingungan pengendapan pada daerah penelitian. Bagian timur laut daerah penelitian didominasi oleh ukuran butir yang lebih kasar sedangkan pada bagian barat daya didominasi oleh butiran yang lebih halus. Daerah penelitian terbukti terendapkan dengan mekanisme turbidit dikarenakan jenis litologi yang beragam, dari yang berbutir kasar (breksi – pasir sedang) hingga berbutir halus (pasir halus – lanau). Didapatkan umur relatif Formasi Halang yang mencakup daerah penelitian pada Miosen Tengah (N11) berdasarkan analisis mikrofosil. Berdasarkan pengukuran measuring section, analisis makroskopis dan mikroskopis, didapatkan 5 lintasan log stratigrafi yang memiliki fasies dominan proksimal pada timur laut dan medial pada barat daya berdasarkan klasifikasi dekatnya dari sumber sedimen (Nichols, 2009). Diasosiasikan dengan sub-lingkungan pengendapan kipas laut dalam (submarine fan) dan diinterpretasikan merupakan bagian inner fan dan middle fan, dengan tiga fasies pengendapan channel dan levee serta depositional lobes berdasarkan Nichols (2009).

---

The location of this research is in the Cimanggu region and its surroundings which is geographically located at the coordinates of the northeastern boundary of UTM 262370 E 9198862 N and the southwest boundary of UTM 256431 E 9192930 N. This area includes Cijati Village, Pesahangan, Negarajati Village, and the surrounding villages, Subdistrict Cimanggu, Cilacap Regency, Central Java. The research area is included in the Halang Formation based on the Geological Map of the Majenang Sheet by Kastowo and Suwarna (1996). The Halang Formation is one of the filling formations of the Banyumas Basin, deposited in the Middle Miocene to Early Pliocene age, with the dominance of turbidite sedimentary rocks deposited in the upper bathial zone. This turbidite sedimentary rock is the main focus of this research to determine the turbidite depositional facies and their associations in order to determine the sub-environment of the deposition in the study area. The northeastern part of the study area is dominated by coarser grain sizes, while the southwest is dominated by finer grains. The study area was proven to be deposited by a turbidite mechanism due to the various types of lithology, from coarse-grained rocks (breccia – medium sand) to fine-grained rocks (fine sand – silt). The relative age of the Halang Formation which covers the study area is in the Middle Miocene (N11) based on microfossil analysis. Based on measuring section measurements, macroscopic and microscopic analysis, obtained 5 stratigraphic log paths which have dominant facies proximal to the northeast and medial to the southwest based on the close classification of sediment sources (Nichols, 2009). Associated with sub-depositional sub-environment of submarine fans and interpreted as part of the inner fan and middle fan, with three depositional facies channel, levee and depositional lobes based on Nichols (2009)."

"Karakterisasi reservoir merupakan langkah penting yang harus dilakukan untuk menentukan melakukan modeling dalam perhitungan cadangan hirdrokarbon dalam suatu reservoar. Dengan menentukan nilai saturasi air, prediksi dan penyebaran permeabilitas, serta konektifitas antar sumur merupakan hal yang krusial dalam mengevaluasi suatu lapangan, terutama dalam hal membangun model dinamik. Dimana nantinya hal ini akan berpengaruh pada prediksi kinerja reservoir. Tujuan dari paper ini adalah menyajikan hasil perhitungan volume shale, porositas, saturasi air, dan prediksi permeabilitas reservoar pada lapangan ldquo;S rdquo; pada formasi Paciran Limestone serta melakukan pengujian terhadap data core dari uji laboratorium yang disesuaikan dengan kondisi tekanan reservoar. Beberapa metode yang digunakan khususnya untuk prediksi permeabilitas adalah metode regresi power dengan kontrol HFU, regresi power dengan kontrol dari fasies, dan juga metode coaste dumair.Lapangan ini memiliki tiga sumur reservoar, terletak di lepas pantai Bali Utara. Data yang tersedia yaitu data wireline triple combo dan RFT , routine core, dan SCAL untuk masing-masing sumur, serta data petrografi, dan data formation electricity pada salah satu sumur. Dilakukan perhitungan dari ketiga metode prediksi tersebut pada tiap ndash; tiap sumur. Diperoleh hasil prediksi permeabilitas yang berbeda dari hasil ketiganya. Pada perhitungan saturasi air digunakan metode Indonesia dan Archie.Dari pengolahan data yang dilakukan didapat nilai rata ndash; rata untuk ketiga sumur yaitu 0.04 untuk volume shale, 45 untuk porositas total, 0.34 -1 untuk saturasi air, dan 0.45 ndash; 78 mD dengan kontrol HFU. Hasil perhitungan tersebut telah sesuai dengan pengujian terhadap data dari core, baik data XRD untuk validasi volume shale,permeabilitas dan porositas core, hingga data capillary pressure. Untuk GWC terdapat pada 3394 ft MD, dari data petrography dapat diindentifikasi bahwa tidak terdapat secondary porosity pada lapangan ldquo;S rdquo.

---

Reservoir characterization is an important step that must be done to determine the conduct modeling in calculation of reserves hydrocarbon performance of a reservoir. By determining the value of water saturation, permeability prediction and dissemination, as well as connectivity between wells are crucial in evaluating the field, especially in terms of building a dynamic model. This eventually will affect reservoir performance predictions. The purpose of this paper is to present the results of a comparison of the application of some methods in determining reservoir permeability prediction in the field S on Paciran limestone formation and conducted tests on the data from the core permeability laboratory tests tailored to the reservoir pressure conditions. Some of the methods used is power regression method with HFU control, power regression with facies control, and also Coaste Dumair method.This field has three wells reservoir, with type carbonate reservoir. This field lies offshore North Bali. The available data is data of wireline triple combo and RFT , routine core, and SCAL to each well, and petrography data, and the formation of electricity data in one of the wells. The third method of calculation of such predictions on each well. Different permeability prediction result obtained from the used three methods. In the calculation of water saturation used Indonesia and Archie methods.From the processing data shows average value for the wells that has 0.04 shale volume, 45 of total porosity, 0.34 ndash 1 of saturation water, and 0.45 ndash 78 MD of permeability prediction from HFU control. Those calculation result are appropriate with validation from data core, from XRD that validate volume shale till capillary pressure to validate the water saturation. Then the GWC is at MD 3394 ft, also the petrography data verify that there is no secondary porosity in this fields."

"Formasi Ngimbang memiliki reservoir berupa batuan karbonat. Batuan karbonat memiliki kesulitan yang lebih khususnya pada reservoir hidrokarbon. Untuk mendukung kegiatan hal tersebut dibutuhkan pemahaman kondisi geologi di wilayah Cekungan Jawa Timur, salah satunya adalah studi mengenai fasies dan lingkungan pengendapan. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah deskripsi batuan inti, deskripsi petrografi, dan interpretasi log sumur. Data yang digunakan berupa 3 sumur dengan 30 sampel sayatan tipis. Dari analisis tersebut, didapatkan 6 fasies, yaitu mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, dan shale dengan 3 asosiasi fasies, yaitu platform interior – open marine, platform-margin sand shoals, dan platform interior – restricted

---

The Ngimbang Formation has a reservoir of carbonate rocks. Carbonate rocks have more difficulties, especially in hydrocarbon reservoirs. To support these activities, it is necessary to understand the geological conditions in the East Java Basin area, one of which is the study of facies and depositional environments. The methods used in this study are core rock description, petrographic description, and well log interpretation. The data used were 3 wells with 30 thin section samples. From the analysis, 6 facies were obtained, namely mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, and shale with 3 facies associations, namely platform interior - open marine, platform-margin sand shoals, and platform interior - restricted."

"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."

"Keberagaman litologi serta struktur sedimen yang terbentuk pada Formasi Jatiluhur dapat membantu menceritakan bagaimana kondisi dari lingkungan pengendapan pada saat proses pengendapan terjadi. Formasi Jatiluhur merupakan formasi yang terbentuk pada Miosen Tengah yang dibentuk oleh litologi berupa dominasi batulanau dan batupasir, disertai keberadaan batugamping pada beberapa tempat. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan litofasies dan fasies sedimentasi yang terbentuk pada bagian bawah dari Formasi Jatiluhur, serta menentukan lingkungan pengendapan yang terbentuk pada bagian bawah dari Formasi Jatiluhur. Penelitian ini menggunakan data hasil pengukuran penampang stratigrafi, serta analisis sampel batuan berupa analisis petrografi dan analisis mikropaleontologi. Hasil analisis mikropaleontologi untuk data umur relatif tidak dapat ditentukan, namun menghasilkan informasi kedalam dan lingkungan pengendapan pada daerah penelitian yang berada pada middle shelf hingga outer shelf. Sedangkan analisis petrografi dilakukan untuk melihat kandungan batuan dan menentukan nama batuan dari lapisan batuan pada daerah penelitian. Klasifikasi litofasies didasari dari karakteristik litologi pada daerah penelitian dan sebanyak delapan belas (18) litofasies pada daerah penelitian yang dapat diidentifikasi. Setelah itu ditentukannya satuan asosiasi fasies berdasarkan analisis litofasies, mikropaleontologi dan petrografi dan ditemukan adanya sembilan (9) asosiasi fasies yang terbentuk pada daerah penelitian. Asosiasi-asosiasi fasies yang ditemukan berupa endapan sandy-offshore transition; endapan offshore; endapan offshore transition hingga offshore; endapan shoreface hingga offshore transition; endapan muddy-offshore transition; endapan inner fan hingga mid-fan; endapan offshore; endapan inner fan; dan endapan mid-fan. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa daerah penelitian terbentuk lingkungan pengendapan yang mencerminkan lingkungan pengendapan berupa laut dangkal yang ditandai oleh lingkungan shoreface hingga laut dalam yang ditandai oleh lingkungan mid-fan.

---

The diversity of lithology and sedimentary structures that formed in the Jatiluhur Formation can help tell how the conditions of the depositional environment occurred during the deposition process. The Jatiluhur Formation is a formation formed in the Middle Miocene which is formed by lithology in the form of the dominance of siltstone and sandstone, accompanied by the presence of limestone in several places. This study aims to determine the lithofacies and sedimentation facies that form at the bottom of the Jatiluhur Formation, as well as determine the depositional environment that forms at the bottom of the Jatiluhur Formation. This study uses data from measurements of stratigraphic sections, as well as analysis of rock samples in the form of petrographic analysis and micropaleontological analysis. The results of the micropaleontological analysis for the relative age data cannot be determined, but it provides information on the depth and environment of deposition in the study area which is from the middle shelf to the outer shelf. Meanwhile, petrographic analysis is carried out to see the rock content and determine the rock name of the rock layers in the study area. The lithofacies classification is based on the lithological characteristics of the research area and as many as eighteen (18) identifiable lithofacies in the research area. After that, the facies association unit was determined based on lithofacies analysis, micropaleontology and petrography and it was found that there were nine (9) facies associations formed in the study area. The facies associations found were sandy-offshore transition deposits; offshore deposit; offshore transition to offshore deposits; shoreface to the offshore transition deposits; muddy-offshore transition deposits; inner fan to mid-fan deposits; offshore deposits; inner fan deposits; and mid-fan deposits. The results of this study indicate that the research area is formed a depositional environment which reflects the depositional environment in the form of shallow seas characterized by the shoreface to the deep sea which is characterized by the mid-fan environment."