Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Lapangan minyak Erfolg telah dieksploitasi sejak tahun 1990 dan sekarang lapangan ini sedang masuk ke dalam tahap EOR dengan menggunakan injeksi air. Untuk memantau proses injeksi air ini digunakan metode seismik 4D. Pemantauan yang spesifik dilakukan pada reservoir batupasir 34-1. Reservoir ini yang memiliki area yang luas dengan cadangan minyak yang besar akan tetapi memiliki nilai recovery factor yang rendah dengan kondisi geologi yang kompleks. Pada studi ini digunakan data seismik yang diambil dari tiga tahun yang berbeda, yaitu 1991, 2000 dan 2004. Ekstraksi nilai amplitudo dilakukan sepanjang horizon reservoar pada semua data seismik 4D (1991, 2000, dan 2004) untuk melihat perubahan yang terjadi pada reservoir. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa terjadi kenaikan nilai amplitudo dari tahun 1991 ke tahun 2000 dan penurunan nilai amplitudo pada tahun 2000 ke tahun 2004. Kenaikan nilai amplitudo pada tahun 2000 diduga karena adanya akumulasi gas selama proses produksi akibat penurunan tekanan reservoir, sedangkan penurunan nilai amplitudo di tahun 2004 disebabkan reservoir telah tersaturasi air hasil injeksi. Proses Fluid Replacement Modeling (FRM) dilakukan untuk mengetahui besarnya perubahan kandungan fluida (gas, air, dan minyak) di reservoir pada masing-masing tahun. Hasil FRM menunjukkan pada tahun 2000 gas menjenuhi hampir setengah bagian dari reservoir, sedangkan saturasi minyak mengalami penurunan sekitar 70 persen dari kondisi awal. Pada tahun 2004, hampir 60 persen reservoir jenuh oleh air dengan diikuti penurunan saturasi gas sebesar 30 persen dari tahun 2000. Hasil FRM ini memperkuat analisis peta amplitudo secara kuantitatif.

---

Erfolg oil field has been exploited since 1990 and now the field is being entered into EOR stage using water flood. 4D seismic methods was used to monitor the water flood project. Specific monitoring was performed at 34-1 sandstone reservoir. This reservoir has a large area with huge oil reserves, but has a low recovery factor with complex geological conditions.The seismic data used in this study were acquired from three different years, i.e., 1991, 2000 and 2004. Amplitude values extraction was carried out along the reservoir horizon on all 4D seismic data (1991, 2000, and 2004) to see the reservoir changes.

The result shows there are an increase of amplitude value from year 1991 to 2000 and a decrease of amplitude value from year 2000 to 2004. The increase of amplitude value in 2000 is allegedly caused by the gas accumulation during production process due to reservoir pressure decline, while decreasing of amplitude value in 2004 is because the reservoir has saturated by water as an effect of water flood project. Fluid Replacement Modeling (FRM) was performed to define how much the fluid content (gas, oil, and water) of the reservoir changes by years.

FRM result shows in 2000 the gas content is increase and saturate half of the reservoir, while the oil saturation is decrease up to 70 percent from its initial condition. In 2004, the reservoir was almost 60 percent saturated by water and followed by a decrease of gas saturation by 30 percent from year 2000. FRM results reinforce the analysis of the amplitude map quantitatively."

"ABSTRAKDi wilayah Majalengka di daerah Sukamurni, Kecamatan Maja, rembesan minyak yang muncul di endapan vulkanik muda ditemukan. Penemuan minyak merembes di batuan termuda di Cekungan Bogor, terutama di wilayah Majalengka, memberi indikasi adanya sumber batuan yang bisa menghasilkan minyak. Penelitian ini akan dilakukan di daerah perbatasan antara Majalengka dan Cirebon. Di wilayah penelitian, survei geofisika menggunakan metode seismic aktif telah dilakukan, namun hasil yang didapatkan tidak baik karena terdapat lapisan batuan vulkanik yang menghalangi proses eksplorasi. Selain itu, pada daerah penelitian juga telah dilaksanakan survey geofisika menggunakan metode AMT, hasil inversi dan interpretasi menunjukan ketebalan batuan vulkanik pada daerah penelitian setebal 150 m. Untuk memverifikasi analisis AMT dan untuk memperbaiki resolusi resistivitas, kami melakukan survei geoelektrik. Selain itu, metode geolistrik dapat digunakan untuk mengidentifikasi kedalaman dan ketebalan batuan vulkanik dengan resolusi tinggi. Data geoelektrik telah diproses dengan menggunakan Parameter Dar-Zarouk yang mengasumsikan bahwa bumi bersifat heterogen dan anisotropi yang memiliki variasi resistivitas ke segala arah. Pendekatan memperkirakan nilai resistivitas anisotropi dengan menghitung resistivitas longitudinal dan transversal.

---

ABSTRACTAbstract In the region of Majalengka in the area Sukamurni, District Maja, oil seepage that emerged in young volcanic deposits was discovered. The discovery of oil seeps in the the youngest rocks in Bogor Basin, especially in the region of Majalengka, gives an indication of the presence of source rock that can generate oil. The research will be carried out in the border area between Majalengka and Cirebon. In the research area, geophysical survey using active seismic method has been carried out, however, the results obtained because of the volcanic layer that inhibit the exploration process. In addition, in the research area has also been conducted geophysical survey using AMT method, the inversion and interpretation results showed the thickness of the volcanic rocks as thick as 150 m. To verify the AMT analysis and to improve resistivity resolution we performed geoelectric survey. Moreover, geoelectric method can be used to estimate the depth and thickness of volcanic rocks in a high resolution. The geoelectric data have been processed by using Dar Zarouk Parameters that assumes the earth is heterogeneous and anisotropy which has resistivity variationin all directions and has irregular shapes. This approach also estimates the value of resistivity media by calculating the longitudinal and transverse resistivity. "

"Lapangan A merupakan lapangan offshore yang berada di Laut mid-Norway dan telah memproduksi minyak dan gas bumi cukup lama. Tiga buah sumur digunakan pada penelitian ini dengan kelengkapan data Gamma Ray, NPHI, RHOB, dan log Sonik. Untuk mengidentifikasi reservoir hidrokarbon digunakan metode seismik inversi untuk menghasilkan nilai impedansi akustik dan metode well log berupa gamma ray dan porositas guna menggambarkan penyebaran batu pasir pada reservoir hidrokarbon. Dalam proses inversi dibuat dua buah horison yaitu top dan bottom dengan kontrol tiga buah sumur.

---

Field A is an offshore field, located in the mid-Norway Sea and has been producing oil and gas for a while. Three wells were used in this study that have Gamma Ray, NPHI, RHOB, and sonic logs. Seismic inversion method is used to identify the hydrocarbon reservoir then to deliver an acoustic impedance. Well log analysis such as gamma ray, porosity, and density are used to illustrate lithology of hydrocarbon reservoir. Inversion method created two horizons ,the top and bottom, with three wells controls."

"Telah dibuat prototipe Data Akuisisi Sistem Observatori Medan Magnet Bumi berbasis PC dengan mikrokontroler AVR Atmega32 sebagai unit akuisisi data. Tujuan dari pembuatan alat ini untuk mempermudah dalam proses pengamatan, pengambilan data Medan Magnet Bumi untuk diolah lebih lanjut oleh Data logger, komunikasi serial dengan komputer dilakukan melalui USART. Program pengendali mikrokontroler dibuat menggunakan bahasa pemograman Bascom dan C, disisi komputer menggunakan program Labview untuk menampilkan data real time. Selanjutnya data diproses untuk mendapatkan tingkat gangguan yang terjadi selama proses pengamatan Medan Magnet Bumi dinyatakan dalam K indeks, Sehingga pengamatan Observatori Medan Magnet Bumi akan lebih efisien.

---

It has been made Data Acquisition System of Observatory Earth Magnetic Field base on PC with microcontroller AVR ATmega32 as data acquisition unit. The purposed of this project is easily in processing for data observation and collecting of earth magnetic field for analyzing more advances by data logger. Serial communication with computer using USART. The Programming of microcontroller using Bascom and C language, other side of computer using LAB View to display real time data. The data whose stored can be processed to get degree of disturbance on going as long as observation of magnetic earth field which obviously in K index until more efficient."

"Telah dilakukan reprocessing data mentah dari Badan Geologi yaitu : data geolistrik, data geomagnet dan data gravity, diperoleh model konseptual Sistem Panas Bumi daerah Pincara, kabupaten Luwu utara, Propinsi Sulawesi Selatan. Sistem panas bumi Pincara adalah sistem yang didominasi oleh air Daerah panas bumi Pincara terletak di Masamba, Kabupaten Luwu Utara Propinsi Sulawesi Selatan. Secara geografis berada pada posisi diantara 02 0 27? 00?? - 02 0 35? 00?? Lintang Selatan dan 120 0 18" 00" - 120 0 26" 00" Bujur Timur. Pada Model konseptual sistem panas bumi Pincara, diduga merupakan sistem panas bumi outflow berdasarkan pada penyeledikan geokimia oleh badan geologi, dimana mata air panas yang terdapat dipermukaan bersifat bikarbonat dengan pH netral. Sumber panas dan reservoar diduga berada di tenggara penyelidikan hal ini berdasarkan pada data geologi dan peta geologi bahwa di tenggara dipekirakan merupakan pusat erupsi magma yang menyebabkan terbentuknya penggunungan Baliase. Disebelah tenggara daerah penyelidikan diperkirakan terdapat lapisan impermeabel yang menahan fluida hydrothermal sampai kepermukaan, namun dengan diperkirakan terdapatnya sesar/patahan pada beberapa titik pengukuran berdasarkan pada pemodelan gravity dan data geomagnet, maka fluida hydrothermal tersebut dapat muncul kepermukaan.

---

The reprocessing data from Geology Office was done to be processed, they are: data geolistrik, data geomagnet and data gravity. It is got the conceptual model system hydrothermal Pincara, district luwu north, province south. System hydrothermal pincara that is dominated by water.

The system hydrothermal Pincara is located in Masamba, district Luwu North, South Sulawesi. Based on geographically it is between 020 27 00 - 020 35 00 latitude south and 1200 18" 00 - 120 0 26" 00 longitude east. Conceptual model system hydrothermal pincara, guessed to be earth hot system outflow based on geokimia survey by geology office, where does hot spring found has bicarbonate with ph neutral. hot source and reservoar guessed to reside in south east this matter quest based on in geology data and geology map that is at south east be centre erupsi magma that causes bentuknya penggunungan baliase.

Beside south east quest region is estimated found layer impermeabel that hold back fluid hydrothermal until kepermukaan, but with estimated dapatnya fault/fracture in several measurements points based on in pemodelan gravity and data geomagnet, so fluid hydrothermal can appear kepermukaan such as those which be seen in picture 5.6 menyekitar points measurement - points sounding."

"ABSTRAKMetode yang digunakan untuk menekan keberadaan multipel cukup banyak, tetapi terkadang masih sangat sulit untuk memisahkan multipel dengan sinyal primer, khususnya pada kasus laut dalam. Berbeda dengan metode atenuasi multipel yang lain, surface related multiple elimination (SRME) merupakan metode yang menggunakan algoritma untuk memprediksi multipel permukaan, dan tidakmembutuhkan informasi mengenai bawah permukaan. Untuk mendapatkan prediksi multipel yang akurat, data seismik sebaiknya bebas dari noise dan memiliki kemenerusan reflektor yang baik. Salah satu metode untuk meningkatkan kualitas image dari data seismik adalah metode CRS. Pengolahan CRS memiliki kelebihan dalam menghasilkan rasio S/N yang lebih baik sehingga memudahkan dalam melakukan identifiksi event refleksi,baik itu sinyal primermaupun multipel. Pada penelitian ini, CRS gather yang dihasilkan dari metode CRS digunakan untuk membuat model multipel SRME. CRS gather dapat membantu mengidentifikasi multipel,karena sinyal primer dan multipel menjadi lebih jelas. Pada proses adaptive subtraction, CMP gather menjadi data masukan untuk disubtraksi dengan model mutipel dari CRS gather, sehingga data tersebut masih preserve. Hasil akhir pada penelitian ini menunjukan bahwa CRS gatherdapat menghasilkan model multipel yang lebih akurat dibandingkan model multipel konvensional. Kombinasi metode CRS dan SRME sangat membantu dalam menekan keberadaan multipel khususnya pada data seismik laut dalam.

---

abstractMany methods have actually been to suppress multiples but sometimes very difficult to discriminate from primaries, especially in case of deep water. Unlike other methods, surface related multiple elimination (SRME) is an algorithm that predicts all surface multiples and doesn?t rely on assumptions about the subsurface. To obtain an accurate prediction of multiples, the seismic data should be free of noise and has clean reflector continuity. One of method to improve imaging seismic data is CRS method. CRS processing provides advantage to asignificantly better signal to noise ratio that makes it easier the identification of reflection events, both primaries and multiples. In this study, CRS gather which generated from CRS method that used to make SRME multiple models. CRS gather can help to identify multiple, because primaries and multiples become more pronounced. In adaptive subtraction process, original CMP gather become input data to be subtracted with multiple model from CRS gather and it means thatthe data is preserved. In final result, CRS gather could make multiples model in more accurate and be easily identified than previous multiple model of prior method. Combination CRS method and SRME was very useful to suppressed multiples especially in the deep water area."

"Lapangan Phy berada di lingkungan pengendapan delta plain dengan beberapa kualifikasi; batupasir yang berasal dari sungai adalah sungai - sungai yang memiliki sejarah geologi berbeda dengan ketebalan 20 - 40 meter, beberapa sungai - sungai kecil dengan ketebalan 10 - 15 meter, dan endapan sungai lainnya ketebalannya sekitar 2 meter. Berdasar kondisi geologi, lapangan Phy memiliki beberapa paket batupasir pada masing - masing log. Litologi pada lapangan ini juga bervariasi; batupasir, batulempung, batubara, dan gamping. Lapangan ini juga memiliki beberapa tantangan yaitu : a. Klasifikasi litologi dan fluida pada zona sangat dangkal (di atas 700m) dan sangat dalam (di bawah 3000 m) sulit diidentifikasi karena isu amplitude seismic b. Delineasi litologi spasial dan distribusi fluida sulit dipetakan karena anisotropi data seismic c. Resolusi vertikal untuk karakterisasi reservoir kurang baik karena paket batupasir yang tipis.Untuk menyelesaikan tantangan - tantangan tersebut, inversi simultan dan inversi geostatistik dilakukan pada lapangan ini. Separasi litologi dapat dilakukan dengan baik pada zona 2 (lebih kurang 2000 - 5000 m. Namun terdapat beberapa pertimbangan untuk menggunakan hasil inversi simultan dan geostatistik pada lapangan Phy. Kedua hasil inversi simultan dan geostatistik tidak dapat memetakan distribusi hidrokarbon baik secara vertikal maupun horizontal. Hal ini disebabkan karena hasil analisis petrofisika dan fisika batuan tidak memberikan hasil yang dapat merepresentasikan separasi litologi dan fluida. Beberapa perbaikan untuk klasifikasi fluida pada lapangan ini perlu dipelajari lebih lanjut. Melalui korelasi litologi, inversi simultan dan geostatistik dapat memetakan distribusi batupasir dengan baik meskipun beberapa keterbatasan muncul. Distribusi lateral dari prediksi batupasir berkorelasi dengan baik terhadap informasi net sand dari data sumur tetapi resolusi vertikal kurang baik. Secara kontras, inversi geostatistik memberikan hasil yang lebih detail dalam resolusi vertikal tetapi tidak berkorelasi cukup baik dengan data net sand dari sumur karena efek pemodelan variogram.

---

Phy field is located on delta plain depositional environment with several qualifications; channel sand bodies are either multi - story channels with a thickness of 20 to 40 meters, many single channels with a thickness of 10 to 15 meters, and distributary channels deposits gave mouth bars with a thickness of around 2 meters.

Due to this geological condition, Phy field has several sand packages on each log. The lithology of this field is also varied; sandstone, shale, coal, and limestone. This field also has several challenges:

d. Lithology and fluid classification at Very Shallow (above 700 m) and Very Deep (below 3000 m) zones, caused by seismic amplitude issue

e. Spatial lithology and fluid distribution delineation, caused by seismic anisotropy

f. Vertical resolution resolving of reservoir characterization, caused by thin sand packages.

To solve those challenges on Phy field, simultaneous inversion (SI) and geostatistical inversion (GI) have been conducted on this field. Lithology separation could be conducted well from Zone 2 (more or less 2000 - 2500 m). Nevertheless, there are several considerations to use GI and SI in Phy field.

Both simultaneous and geostatistical inversion results could not characterize hydrocarbon distribution vertically and horizontally. It is because of the petrophysics and rock physics result of elastic properties which have been used as the inputs for lithology and fluid classification.

Several enhancements for the classification for this field are needed to be studied deeper. Through lithology correlation, simultaneous and geostatistical inversion could delineate sand distribution well even though some limitations also overcome. Simultaneous inversion lateral distribution of sand prediction correlates well to net sand information from wells but lack of vertical resolution. Besides, geostatistical inversion gives more detail in vertical resolution of capturing thin sands but lack of lateral prediction of sands because of variogram effect."

"[ABSTRAKModel kecepatan lapisan bawah permukaan yang diestimasi pada proses pengolahan data seismik yang masih memiliki ketidakpastian posisi sebenarnya dari reflektor seismik atau kedalaman lapisan geologi. Penelitian ini melakukan analisis ketidakpastian dari kedalaman posisi lapisan reservoar pada Lapangan X. Hasil penelitian digunakan untuk membantu pemprediksi area target pengeboran sumur penilaian sebelum dilakukan pengembangan pada Lapangan X. Analisis dilakukan dengan menggabungkan dua metode yaitu analisis statistika dari proses koreksi peta kedalaman reservoar dan proses kalibrasi model kecepatan data seismik. Dari kedua analisis ini diketahui nilai maksimum ketidakpastian kedalaman pada batas atas reservoar sebesar 125ft. Distribusi nilai ketidakpastian kedalaman dilakukan dengan menggunakan acuan dari bentuk geologi lipatan Lapangan X untuk menghasilkan peta ketidakpastian kedalaman. Peta ketidakpastian kedalaman digunakan untuk mendapatkan peta lapisan reservoar dengan kasus dangkal, dasar dan dalam. Dari ketiga peta tersebut dikombinasikan dengan data sekunder kontak gas dan air (Gas Water Contact) dan asumsi akuisisi data pada sumur penilaian sehingga diperoleh prediksi area target pengeboran sumur penilaian dengan jarak terdekat 400 m dari sumur eksplorasi pada Lapangan X.

---

ABSTRACTSubsurface velocity model that estimated from seismic data processing still has uncertainty in term of real position of seismic reflector or depth geological layer. The research has been carried out for analyzing depth uncertainty of reservoir layer at X-Field. The result will be used to determine the target area of appraisal well which should be done before field development stage. This research used two methods to analyze the depth uncertainty, there are statistic analysis of reservoir depth map correction process and seismic velocity model calibration. From these analysis was known that maximum depth uncertainty number for top reservoar layer is 125 ft. The distribution of depth uncertainty value use X Field shape as geological model reference for generating depth uncertainty map. The depth uncertainty map was applied to get reservoir map with three alternative model, shallow case, base case and deep case. Combination of these three maps with the gas water contact infomation and data acquisition asumption generated the prediction of the target area for appraisal well at X-Field that the shortest distance is 400m from exploration well.;Subsurface velocity model that estimated from seismic data processing still has uncertainty in term of real position of seismic reflector or depth geological layer. The research has been carried out for analyzing depth uncertainty of reservoir layer at X-Field. The result will be used to determine the target area of appraisal well which should be done before field development stage. This research used two methods to analyze the depth uncertainty, there are statistic analysis of reservoir depth map correction process and seismic velocity model calibration. From these analysis was known that maximum depth uncertainty number for top reservoar layer is 125 ft. The distribution of depth uncertainty value use X Field shape as geological model reference for generating depth uncertainty map. The depth uncertainty map was applied to get reservoir map with three alternative model, shallow case, base case and deep case. Combination of these three maps with the gas water contact infomation and data acquisition asumption generated the prediction of the target area for appraisal well at X-Field that the shortest distance is 400m from exploration well., Subsurface velocity model that estimated from seismic data processing still has uncertainty in term of real position of seismic reflector or depth geological layer. The research has been carried out for analyzing depth uncertainty of reservoir layer at X-Field. The result will be used to determine the target area of appraisal well which should be done before field development stage. This research used two methods to analyze the depth uncertainty, there are statistic analysis of reservoir depth map correction process and seismic velocity model calibration. From these analysis was known that maximum depth uncertainty number for top reservoar layer is 125 ft. The distribution of depth uncertainty value use X Field shape as geological model reference for generating depth uncertainty map. The depth uncertainty map was applied to get reservoir map with three alternative model, shallow case, base case and deep case. Combination of these three maps with the gas water contact infomation and data acquisition asumption generated the prediction of the target area for appraisal well at X-Field that the shortest distance is 400m from exploration well.]"

"ABSTRAKEfek atenuasi gelombang seismik dapat dihilangkan dengan menentukan faktor Q dari setiap lapisan medium yang dilalui gelombang seismik. Kemudian, estimasi nilai Q digunakan dalam fungsi inverse Q filter untuk meningkatkan resolusi data seismik. Selain itu, nilai Q lapisan dapat digunakan sebagai atribut seismik untuk menentukan litologi dari lapisan yang dtinjau dan juga mengidentifikasi keberadaan hidrokarbon. Dalam panelitian ini, metode trace matching digunakan untuk memperkirakan nilai Q dari setiap lapisan yang diamati pada lapangan ldquo;AJ rdquo;. Pertama, kita membangun permodelan kedepan dari data gather sintetik berdasarkan data log sumur dari di lapangan ldquo;AJ rdquo;. Data sintetik ini kemudian akan dibandingkan dengan data CDP gather riil dari lapangan ldquo;AJ rdquo; yang telah dilakukan operasi inverse Q filter dengan nilai masukan Q konstan yang berbeda ndash; beda. Dari perbandingan ini, akan diamati apakah ada kemiripan pada trace seismik di zona target antara data sintetis dan riil untuk setiap masukan nilai Q konstan, dan kemudian kita tentukan posisi kemiripan tersebut pada kedalaman berapa. Dari hasil observasi, diketahui bahwa estimasi nilai Q pada zona target adalah 71 pada level waktu 1 ndash; 1,2s dan 53 pada level waktu 1,2 ndash; 1,4s. Selanjutnya, variasi nilai Q diterapkan dalam pemrosesan inverse Q filter untuk menghilangkan efek atenuasi pada data Post-Stack Time Migration PSTM . Untuk memvalidasi hasil dari proses ini, kita korelasikan trace seismik dari data seismik PSTM dengan trace sintetik yang dibangun dari log sonik dan densitas di sumur AJ-17. Sebagai hasil akhir, kita peroleh data seismik resolusi tinggi yang optimal dengan nilai korelasi maksimum sebesar 0,722 72,2 . Sedangkan, data seismik PSTM sebelum proses inverse Q filter hanya memiliki nilai korelasi maksimum sebesar 0,35 35.

---

ABSTRACT Attenuation effect of seismic wave can be eliminated by determining the Q factor from every medium layer was passed through by seismic wave. Then, the estimated Q value is used in inverse Q filter function to enhance seismic data resolution. In addition, the Q value of medium layer can be used as seismic attribute to define the lithology of observed strata also identifying the presence of hydrocarbon. In this paper, trace matching method is used to estimate Q value from every observed layer in ldquo AJ rdquo field. First, we build a forward model of synthetic seismic gather based on well log data of ldquo AJ rdquo field. This synthetic data will then be compared with real CDP gather data of ldquo AJ rdquo field that has been done an inverse Q filter operation with different input constant Q values. From this comparison, it will be observed whether there is a match to the seismic traces in the target zone between synthetic and real data for every input constant Q value, and then determine the position of the match at which depth. From the observation result, it is known that the estimated Q value at target zone are 71 at time level 1 ndash 1,2s and 53 at time level 1,2 ndash 1,4s. Finally, the Q value variation is applied in inverse Q filter processing to eliminated attenuation effect in Post Stack Time Migration PSTM data. To validate the result from this process, we correlate seismic trace from PSTM seismic data with synthetic trace built from sonic and density log in well AJ 17. As a final result, we obtained an optimal higher resolution seismic data with maximum correlation value of 0.722 72.2 , while the PSTM seismic data before inverse Q filter applied only have maximum correlation value of 0.35 35 ."

"Sukabumi merupakan salah satu wilayah yang memiliki potensi bijih timbal. Pada area penelitian terdapat endapan mineral skarn dengan host rock batugamping. Namun, karakteristik host rock batugamping dan tipe skarn belum diketahui. Kedua hal tersebut perlu diketahui untuk kepentingan penentuan zona prospek bijih. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi karakteristik batugamping di sekitar endapan skarn sehingga dapat diketahui tipe endapan skarn daerah penelitian. Penelitian menggunakan metode kuantitatif dan kualitatif pada analisis petrologi, petrografi, mineragrafi, pemodelan eksplisit, dan atomic absorption spectrometry (AAS). Karakteristik batugamping di sekitar endapan skarn terdiri dari parameter lithofasies, tingkat metamorfisme, jenis alterasi, jenis mineralisasi bijih, dan kadar bijih. Batuan yang ditemukan memiliki tiga kelompok, yaitu batugamping, metagamping, dan marmer. Lithofasies di sekitar endapan skarn terdiri dari wackestone, packestone, floatstone, rudstone, boundstone, litho-bioclastic limestone, dan marmer. Sementara itu, kelompok metagamping dan marmer mengalami metamorfisme dalam tiga tingkat, yaitu slighly metamorphed, moderately metamorphed, dan highly metamorphed. Batuan teralterasi progradasi dan retrogardasi. Mineral progradasi yang ditemukan didominasi klinopiroksen anggota aegirin, augit, hedenbergit, dan diopsid. Sementara alterasi retrogradasi menghasilkan mineral klorit, serpentin, epidot, amfibol, dan mineral bijih sulfida. Mineral bijih pada batuan terdiri dari pirit, pirhotit, sfalerit, dan galena dengan jenis mineralisasi fossil casted mineralization dan non-fossil casted mineralization dan kadar bijih didominasi unsur Pb dan Zn. Host rock mineralisasi bijih pada endapan skarn berupa boundstone dan unknown limestone facies yang paralel dengan boundstone. Mineralisasi pada fasies boundstone dikontrol oleh open space berupa moldic pore, sementara unknown limestone facies dikontrol oleh secondary pore. Endapan skarn daerah penelitian merupakan Pb-Zn skarn yang berada dalam posisi distal terhadap intrusi.

---

Sukabumi is one of the areas that has lead ore potential. In research area, there is skarn mineral deposit with limestone as host rock. However, the characteristics of the limestone host rock and the type of skarn are not yet known. These two things need to be known for the purpose of determining the ore prospect zone. This research aims to identify the characteristics of limestone around the skarn deposits so that the type of skarn deposits in the study area can be identified. The research uses quantitative and qualitative methods in petrological, petrography, mineragraphy, explicit modeling, and atomic absorption spectrometry (AAS). The characteristics of limestone around skarn deposits consist of lithofacies, metamorphism level, alteration type, ore mineralization type, and ore grade. The rocks found have three groups, namely limestone, meta-limestone, and marble. Lithofacies around skarn deposits consist of wackestone, packestone, floatstone, rudstone, boundstone, litho-bioclastic limestone, and marble. Meanwhile, the metalimestone and marble groups have three levels of metamorphism, there are slighly metamorphed, moderately metamorphed, and highly metamorphed. The limestone is impacted by prograde and retrograde altered rock. The prograde minerals found were dominated by clinopyroxene members of aegirin, augite, hedenbergite, and diopsid. While retrogradation alteration produces chlorite, serpentine, epidote, amphibole, and sulfide ore minerals. The ore minerals in the rock consist of pyrite, pyrrhotite, sphalerite, and galena with the type of mineralization fossil casted mineralization and non-fossil casted mineralization and the ore grade is dominated by Pb and Zn elements. The host rock of ore mineralization in skarn deposits is boundstone and unknown limestone facies that is parallel to the boundstone. Mineralization in the boundstone facies is controlled by open space in the form of a moldic pore, while the unknown limestone facies is controlled by a secondary pore. The skarn deposit in the study area is a Pb-Zn skarn which is in a position distal to the intrusion."