Jurnal Indonesia Sosial Teknologi: p–ISSN: 2723 - 6609 e-ISSN : 2745-5254 Vol. 2, No. 10 Oktober 2021

## FAULT SEAL ANALYSIS MENGGUNAKAN METODE SHALE GOUGE RATIO
PADA RESERVOIR BATUGAMPING FORMASI KAIS LAPANGAN “AR”.
Arief Rahman 1 , Warto Utomo 2 , Bangbang Panca Kusuma 3 , dan Muhammad Thariq Almuqtadir 4
Akamigas Balongan Indramayu 1,2,3 Pertamina EP Regional IV 4 .
Email: arief11rahman@gmail.com 1 , bunk.w.utomo@gmail.com 2 , bangbangpanca5@gmail.com 3 , muhammad.almuqtadir@pertamina.com 4

## Abstrak
Fault Seal Analysis (FSA) adalah analisis untuk menentukan patahan/sesar bersifat sealing (tersekat)  atau leaking (bocor).  Salah  satu metode  untuk  menentukan  FSA adalah Shale  Gouge  Ratio (SGR)  yang  pertama  kali  dikemukaan  oleh  Yielding (1997).    Tujuan  penelitian  ini  menentukan sealing atau leaking patahan  pada batugamping  Formasi  Kais  lapangan  “AR”  Cekungan  Bintuni,  Papua  Barat,  dan analisis  pengaruh  ketebalan  lapisan  (∆z)  dan  volume shale (Vsh)  dalam  rumus SGR.  Data  penelitian  yang  digunakan  yaitu  satu  sumur  minyak  (sumur  AR-3), penampang lapisan formasi, dan throw dari 3 (tiga) patahan (F1, F2, F3) di sekitar sumur  tersebut.  Metode  penelitian  adalah  SGR  untuk  menentukan sealing atau leaking ,  sedangkan  analisis  pengaruh  ketebalan  lapisan  (∆z)  dan  volume shale (Vsh) dalam rumus SGR dilihat berdasarkan R square dari grafik antara ∆z dengan SGR,  dan  grafik  antara  Vsh  dengan  SGR,  untuk  tiga  patahan  tersebut.  Hasil penelitiannya yaitu; dari tujuh lapisan di dalam satu tubuh formasi Kais, didapatkan berbagai  macam  sifat leaking , sealing / leaking ,  dan sealing ,  di  tiga  patahan  (F1, F2,  F3). Namun, SGR  Formasi Kais dengan tebal 270 ft dan Vsh 21%, maka nilai SGR  selalu  lebih  dari  100%  yang  berarti sealing .  Hasil  nilai R  square grafik  Δz terhadap  SGR  =  0,743  jauh  lebih  tinggi  dibanding  Vsh  terhadap  SGR  =  0,036. Kesimpulannya; nilai total ketebalan shale (Δz*Vsh) harus lebih kecil sama dengan dengan nilai throw fault -nya, atau dapat ditulis Δz*Vsh ≤ Throw Fault, jika tidak, maka  nilai  SGR  akan  selalu  melebihi  100%.  Rumus  SGR  jauh  lebih  dipengaruhi oleh ketebalan lapisan (Δz), dibanding dengan Volume Shale (Vsh).
Kata kunci : Fault Seal Analysis ; SGR; Batugamping; dan Formasi Kais.

## Abstract
Fault Seal Analysis (FSA) is an analysis to determine whether the fault is sealing or leaking.  One  of  the  methods  to  determine  FSA  is  the  Shale  Gouge  Ratio  (SGR) which  was  first  proposed  by  Yielding  (1997).  The  purpose  of  this  study  is  to determine  the  sealing  or  leaking  of  faults  in  the  limestone  of  the  Kais  Formation "AR" field in the Bintuni Basin, West Papua, and the effect of layer thickness (∆z) and  shale  volume  (Vsh)  in  the  SGR  formula.  The  research  data  used  are  one  oil well (AR-3 well), a cross section of the formation layer, and throws from 3 (three) faults  (F1,  F2,  F3)  around  the  well.  The  research  method  is  SGR  to  determine sealing or leaking, while the analysis of the effect of layer thickness (∆z) and shale

## Batugamping Formasi Kais Lapangan “AR”
volume (Vsh) in the SGR formula is based on the R square of the graph between Δz and SGR, and the graph between Vsh and SGR, for these triple faults. The research results are; from seven layers in one body of the Kais formation, various leaking, sealing / leaking, and sealing properties were obtained, in three faults (F1, F2, F3). However, the SGR of the Kais Formation is 270 ft thick and Vsh 21%, so the SGR value is always more than 100% which  means sealing. The result of the R square value of the z graph to SGR = 0.743 is much higher than Vsh to SGR = 0.036. In conclusion;  the  total  value  of  the  shale  thickness  (Δz*Vsh)  must  be  less  than  the value of the throw fault, or it can be written z*Vsh Throw Fault, otherwise the SGR value  will  always  exceed  100%.  The  SGR  formula  is  much  more  affected  by  the layer thickness (Δz), compared to the Shale Volume (Vsh).
Keywords : Fault Seal Analysis, SGR, Limestone, and Kais Formation.

## Pendahuluan
Lokasi  Lapangan  “AR”  (nama  alias)  terletak  di  Kabupaten  Teluk  Bintuni, Provinsi  Papua  Barat.  Lapangan  ini  termasuk  dalam  area  yang  sudah  terbukti menghasilkan  minyak  dan  gas  bumi,  yaitu  cekungan  Bintuni.  Berdasarkan  Badan Geologi  (2010,  dalam  ( Handyarso & Padmawidjaja ,  2017)  luas  cekungan  Bintuni memiliki luas ±30.000 km. Lihat Gambar 1.
Geologi Regional
Cekungan Bintuni terbentuk saat Tersier Akhir  yang mengalami perkembangan selama Plio-Pleistosen bersamaan dengan pengangkatan pegunungan Lipatan Lengguru (Lengguru Foldbelt ) di sebelah timur dan  Tinggian Kemum sebelah utara (Pigram dan Sukanta,  1981,  dalam  ( Rasimeng , Ririn , Karyanto ,  Hidayat,  &  Muhammad  Indragiri, 2018). Lihat Gambar 2.
Lokasi Cekungan Bintuni ( Maulananingsih , Hartantyo, & Anggraini , 2015) diperbarui dari Chevallier dan Bordenave (1986), dalam ( Patra Nusa Data , 2006).
Gambar 2
Area penelitian (kotak merah) dikelilingi patahan naik dan patahan geser ( Sapiie ,
Naryanto , Adyagharini , & Pamumpuni, 2012) .
Formasi  target  di  penelitian  ini  adalah  Formasi  Kais  yang  mempunyai  litologi batugamping, dengan disisipi serpih ( shale ). Lihat Gambar 3.
Petroleum System Berdasarkan  dari  ( Patra Nusa Data ,  2006),  sistem  minyak  bumi  cekungan  Bintuni adalah sebagai berikut:

## A. Batuan Induk
Batuan  sumber  potensial  terjadi  terutama  di  tiga  zona:  Formasi  Permian  Ainim Akhir  serpih  dan  batubara  kontinental,  Formasi  Jurassic  Awal  hingga  Tengah  dibatasi laut untuk serpih dan batubara kontinental, dan Batulempung berkapur laut Tersier dan batugamping Formasi Waripi dan Kelompok Batugamping Nugini.
Batuan  induk  ( source  rock )  Permian  Akhir  terjadi  di  bagian  paling  atas  dari sikuen rift dan  mendasari  reservoir  gas-bearing  Jurassic post-rift awal  di  sumur penemuan  Teluk  Bintuni.  Semua  diendapkan  sebagai  serpih  karbon  dan  batubara  di lingkungan pengendapan paludal dan danau. Kandungan karbon organik berkisar antara 87%  hingga  88%  yang  menunjukkan  bahwa  banyak  dari  batubara  ini  mengandung komponen argillaceous yang signifikan. Potensi hasil pirolisis yang tinggi menunjukkan potensi menghasilkan (migas) yang sangat baik.

## Batugamping Formasi Kais Lapangan “AR”
Batuan  induk  Jurassic  Awal  hingga  Tengah  mewakili  sedimen  pertama  yang diendapkan  setelah  permulaan  siklus  transgresif  utama  dan  terdiri  dari  serpih  dan batubara  yang  diendapkan  di  lingkungan  laut  non-laut  hingga  marjinal  marin.  Indeks hidrogen  pirolisis  menunjukkan  variasi  utama  (13-313),  tetapi  umumnya  lebih  besar dari  200  yang  menunjukkan  kematangan  kerogen  terutama  humic  tetapi  dengan komponen  sapropelik  terbukti  minyak  ( oil-prone  sapropelic )  yang  signifikan  pada kematangan saat ini.
Kolom Stratigtafi Regional Cekungan Bintuni DATA, (2006) dalam ( Handyarso &
Mauluda , 2018). Formasi target adalah Formasi Kais (kotak merah). diperbarui dari Chevallier dan Bordenave 1986, dalam ( Patra Nusa Data , 2006)
B. Reservoir
Reservoir gas-bearing utama  terjadi  di  batupasir  fluvio-deltaic  masif  Jurassic Tengah  hingga  Akhir  yang  ditugaskan  ke  Grup  Kembelangan  Bawah.  Pola  log  sumur batupasir  umumnya  memiliki  bentuk  runcing  ( sharp ),  erosional  pada  bagian  bawah, bentuk  “ bell ”  atau  silinder.  Batupasir  tersebut  diinterpretasikan  terutama  telah diendapkan  di  bawah  kondisi  yang  didominasi  fluvial  pada  “point  bar”  atau  distribusi sungai.
Formasi Kais juga merupakan reservoir utama di Cekungan Bintuni. Formasi ini terbagi menjadi dua anggota: batugamping Kais berpori dan anggota Sekau yang terdiri dari “batugamping nodular karang”.
Minyak  terbatas  diproduksi  dari  anggota  Sekau  tetapi  batugamping  Kais biasanya  mengandung  air  tawar,  dan  memiliki  kualitas  reservoir  yang  buruk  karena kurangnya permeabilitas. Di bagian Cekungan Bintuni yang lebih tua, Formasi Tipuma menyediakan  potensi  reservoir  pasir  yang  sangat  baik.  Reservoir  penting  sekunder termasuk Formasi Ainim.
C. Seals Rock (Batuan Penutup)
Batuan  penutup  ( seal  rock )  regional  ada  di  Cekungan  Bintuni,  Batulempung Kembelangan Atas dan Bawah Jurassic Akhir hingga Eosen dan serpih, yang  menutup (menjadi  penghalang)  gas  yang  terperangkap  di  batupasir  Kembelangan  Atas  dan Bawah.  Batulempung  Miosen  Akhir  dan  Batulempung  Steenkool  Terbaru,  yang menutup akumulasi minyak Batugamping Nugini.
Formasi  Jass  di  Cekungan  Bintuni  sebagian  besar  terdiri  dari  serpih  laut  dan serpih  karbonat  dengan  banyak  lapisan  batupasir  tipis.  Serpih  laut  kapur  ini  akan membentuk batuan penutup efektif di atas bagian Jurassic atau yang lebih tua.
D. Migrasi
Migrasi diyakini telah terjadi di sepanjang sisi barat laut Cekungan Bintuni yang landai  di  sepanjang  sumbu  antiklinal  regional  dengan  jarak  lebih  dari  lima  puluh kilometer.
Migrasi jarak jauh dibantu oleh interpretasi masif, berkelanjutan alami dari post- rift .  Reservoir  batupasir  delta  Jurassic,  yang  memiliki  akses  luas  ke  batuan  induk Jurassic interbedded post-rift dan mendasari urutan rift yang batuan induk Permian.
Migrasi  gas  baru-baru  ini  dari  dalaman  Cekungan  Bintuni  mungkin  telah menggantikan minyak yang bermigrasi dari batuan induk yang lebih dangkal ke dalam perangkap  di  sisi  cekungan,  termasuk  perangkap  Roabiba  yang  berisi  kondensat fraksional yang berasal dari minyak.
E. Perangkap Migas ( Oil and Gas Trap )
Konfigurasi  tektonik/cekungan  yang  mengontrol  migrasi  dan  perangkap hidrokarbon  dari  batuan  induk  Pra-Tersier  ke  reservoir  Jurassic.  Penemuan  gas

## Batugamping Formasi Kais Lapangan “AR”
Roabiba-1  dibor  di  atas  papan,  struktur  dengan  relief  rendah  dip-closed  di  tingkat Jurassic teratas yang terletak di sumbu antiklinal regional terjun tenggara. Penutupan di ujung utara struktur Owaferi bergantung pada patahan. Penemuan gas Wos-1 dibor pada struktur  "bunga"  ( flower  structure )  yang  terbentuk  di  sepanjang  salah  satu  patahan kunci E-W utama. Lihat Gambar 4.

## Gambar 4
Beberapa tipe Perangkap Migas di Cekungan Bintuni ( Patra Nusa Data , 2006).
Formasi Kais Lapangan “AR”
Lapangan  “AR”  ditemukan  pada  tahun  1981.  Minyak  terperangkap  di batugamping  Formasi  Kais  yang  berumur  Miosen  Atas  yang  berkembang  pada  fasies reefal , lagoonal dan shoreface . Perangkap di Lapangan “AR” terbentuk oleh kombinasi proses  struktural,  stratigrafi  dan  diagenetik.  Terumbu  tersebut  kemungkinan berkembang  pada  ketinggian  lokal  yang  dihasilkan  oleh  lipatan  kala  Oligosen  Akhir. Kompresi berarah timur-barat berikutnya di Pliosen menciptakan perangkap struktural. Selain  itu,  perangkap  minyak  telah  difasilitasi  oleh  adanya  zona  rapat  berpori  rendah, yang  melindungi  akumulasi  minyak  dari  pembilasan  air  tawar  ( meteoric  water ).  Zona ketat,  mengalami  sejarah  diagenesa  yang  berbeda  dibandingkan  dengan reservoir berpori  di  atasnya.  Deskripsi  dan  zonasi reservoir dihasilkan  dari  pengenalan  fasies pengendapan  primer,  sejarah  diagenesa  dan  analisis  petrofisika  intervalnya.  Kontak fluida  minyak-air  atau Oil  Water  Contact (OWC)  lapangan  dibuat  dengan membandingkan  data  analisis  log,  tampilan  hidrokarbon  di  inti  dan  analisis repeat formation  test RFT.  Di  wilayah  Kontrak  Kerja  Kepala  Burung  Selatan  (KBS),  setelah 18 sumur eksplorasi dibor hingga saat ini untuk menguji tujuan  Formasi  Kais, minyak hanya  ditemukan  di  Lapangan  “AR”.  Akumulasi  tidak  dikendalikan  hanya  oleh  fasies pengendapan atau diagenesa, tetapi dijelaskan oleh serangkaian keadaan yang unik yang memungkinkan  minyak  bermigrasi  dari  batuan induk  Pra-Tersier  yang  dalam,  matang,
ke  dalam reservoir dalam  Formasi  Kais.  Sumber  minyak  yang  paling  mungkin  adalah Formasi  Kembelangan  yang  berumur  Jura,  meskipun  lebih  dari  satu  sumber  telah disarankan oleh hasil studi inklusi fluida dan analisis geokimia. Migrasi mungkin terjadi di sepanjang patahan kunci Pliosen, di daerah dimana Formasi Jass yang berumur Kapur relatif  tipis.  Formasi  Jass  dianggap  sebagai regional  seal untuk  hidrokarbon  yang berpotensi  terperangkap  di reservoir Jura  atau  Trias  di  tempat  lain  di  area  KBS. Eksplorasi masa depan di area tersebut akan diarahkan ke Pre-Tertiary Play yang relatif belum teruji ( Dolan , 1988).

## Fault Seal Analysis
Fault  Seal  Analysis (FSA)  atau  Analisis  Sekatan  Sesar  adalah  analisis  untuk menentukan  patahan/sesar  bersifat sealing (menutup/  menyekat/  menghalangi/ menahan)  atau leaking (menyalurkan/  mengalirkan/  meneruskan/  melewatkan). Berbagai  metode  untuk  menentukan  analisis  sekatan  sesar,  satu  diantaranya  adalah Shale  Gouge  Ratio (SGR)  yaitu  penentuan sealing/leaking melibatkan  kandungan polisilikat (Vsh atau Vclay) suatu interval lapisan di suatu patahan. Lihat Gambar 5.
Gambar 5
Skema SGR untuk analisis sekatan sesar ( Yielding , Freeman , & Needham , 1997)
Rumus  SGR  atau Shale  Gouge  Ratio pertama  kali  dikemukaan  oleh  ( Yielding et  al., 1997), yaitu:
SGR = ∑(Vsh x ∆z/throw) x 100%
Dimana:
Vsh   = Volume Shale (serpih)
GR = log Gamma Ray ∆z = interval lapisan

## Batugamping Formasi Kais Lapangan “AR”
Throw = komponen vertikal pemisahan lapisan pada suatu patahan Variabel rumus dalam SGR diantaranya adalah Volume shale (Vsh) atau jumlah kandungan shale / clay dalam  suatu  batuan  (Petroleum  ID,  2020).  Berbagai  cara  untuk menentukan  Vsh.  Salah  satu  caranya  adalah  menggunakan  log  GR  ( Gamma  Ray )  dari sumur pengeboran. Rumus Vsh atau Volume shale :
Vsh = GR log – GR min GR max – GR min
Dimana:
GR log  = log Gamma Ray (GR) pada titik kedalaman tertentu. GR min = log GR minimal pada formasi / zona target GR max = log GR maksimal pada formasi / zona target
Tujuan Fault Seal Analysis (FSA)
Tujuan dilakukan  FSA untuk mengetahui apakah lapisan reservoir migas suatu lapangan dengan lapangan lain yang dibatasi oleh suatu sesar / patahan, terkoneksi atau tidak terkoneksi.
Batuan  reservoir  migas  yang  sangat  banyak  dijumpai  adalah  batupasir  dan batugamping.  Berikut  ini  nilai  SGR  untuk  kedua  litologi  batuan  reservoir  jika berselingan dengan shale berdasarkan penelitian terdahulu.

## Tabel 1
Penentuan Sealing dan Leaking perselingan antara batupasir-serpih ( Yielding et al., 1997), ( Ghifary Ardiansyah , Sapto Mulyanto , Haerudin, & Purba, 2018), dan ( Hartanto , Sapiie, Gunawan, & Wibowo, 2018), berdasarkan nilai SGR.
Perbandingan Batupasir – serpih Batugamping (terumbu) – serpih Leaking < 20% ≤ 16 % Sealing > 20% > 35 %
Selama  ini,  banyak  publikasi  SGR  difokuskan  pada  penentuan sealing atau leaking antar  kompartemen  atau  bagian  lapangan  migas  yang  dipisahkan  oleh  patahan ( fault ).  Pembahasan  terbaru  dari  tulisan  ini  bukan  hanya  penentuan  sifat  /  klasifikasi sealing atau leaking suatu  patahan,  tapi pengaruh  ketebalan  lapisan atau  interval (∆z), dalam  menghasilkan  nilai  SGR,  sebelum  akhirnya  “menjatuhkan  vonis”  sifat  patahan tersebut.

## Metode Penelitian
Data yang tersedia di lapangan “AR”, cekungan Bintuni, Papua Barat, yaitu: log GR  dari  satu  Sumur  “AR-3”,  satu  penampang  lapisan  barat-timur  dari  Formasi  Kais
(formasi  target).  Lapangan  ini  terdiri  dari  tujuh  (7)  lapisan  target  sebagai  reservoir minyak bumi, yaitu : Kais IA pada 1530 – 1557 ft Kais IB pada 1557 – 1570 ft; Kais II 1570 – 1650 ft; Kais III pada 1650 – 1662 ft, Kais IVA pada 1662 – 1681 ft, Kais IVB pada 1682 – 1742 ft dan Kais IVC pada 1742 – 1800 ft. Lihat Gambar 6.
Di  lapangan  ini  terdapat  3  (tiga)  patahan  (diberi  nama  F1,  F2,  dan  F3)  yang masih dalam area kontur OWC  Formasi Kais, dengan masing-masing nilai throw fault sudah diketahui sebelumnya  yaitu  F1 = 45 ft,  F2 = 30 ft, dan  F3 = 35 ft. tiga patahan terebut bersifat naik-geser sesuai geologi regional cekungan Bintuni. Lihat Gambar 7.
Pengolahan data awal dimulai dari menentukan ketebalan lapisan (Δz), dan nilai Vsh  dari  tiap  lapisan  dan  interval  keseluruhan  Formasi  Kais,  dari  log  GR.  Kemudian ditentukan  nilai  SGR  nya  untuk  diklasifiksian  atau  bersifat leaking (0-16%), sealing (35-100%), dan leaking / sealing atau tidak dapat didefinisikan (17-34%), berdasarkan Tabel 1, pada litologi batugamping (terumbu) – serpih atau shale , sesuai dengan litologi pada  Formasi  Kais,  yaitu  batugamping  dengan  sisipan shale .  Selanjutnya,  dilakukan beberapa analisis pengaruh ketebalan lapisan terhadap nilai SGR.
Gambar 6
Lapisan Target Kais I s.d IVC, dan Penentuan nilai GR min (20,26), dan GR maks (91,23).
Gambar 7 91,23 20,26 1500 1550 1600 1650 1700 1750 1800 1850 0 30 60 90 120 150 Log GR Kais I Kais IB Kais II Kais III Kais IVA Kais IVB Kais IVC F1 Sumur “AR-3 F2 F3 Throw F3 35 ft Throw F2 30 ft Throw F1 45 ft OWC

## Batugamping Formasi Kais Lapangan “AR”
Penampang lapisan barat-timur dari Formasi Kais. Patahan naik-geser F1, F2, dan F3.

## Hasil dan Pembahasan
Perbandingan SGR Tiap Lapisan dengan SGR Formasi Nilai  GR  min  dan  GR  maks  yang  sudah  ditentukan  kemudian  digunakan  untuk menghitung Volume Shale (Vsh) tiap lapisan (Kais I s.d kais IVC), dan menghitung Vsh keseluruhan (Formasi Kais). Nilai Vsh yang didapat dari tiap lapisan tersebut kemudian digunakan  untuk menghitung  masing-masing  nilai  SGR,  dengan  memasukkan  masing- masing ketebalan nilai Δz, dan throw tiap patahan (F1, F2, dan F3).  Hasil perhitungan SGR dan klasifikasi sifat patahannya dapat dilihat pada Tabel 2 dan Tabel 3.

## Tabel 2
Hasil Perhitungan SGR tiga (3) patahan ( fault ) tiap lapisan.
No.  Lapisan  Vsh  Δz  Vsh*Δz  F1  F2  F3 SGR F1 Sifat Patahan SGR F2 Sifat Patahan SGR F3 Sifat Patahan 1  Kais I A  24%  27 6,53  45  30  35  15% Leaking 22% Sealing/Leaking 19% Sealing/Leaking 2  Kais I B  11%  13 1,40  45  30  35  3% Leaking 5% Leaking 4% Leaking 3 Kais II  28%  80 22,75  45  30  35  51% Sealing 76% Sealing 65% Sealing 4  Kais III  39%  12 4,69  45  30  35  10% Leaking 16% Leaking 13% Leaking 5  Kais IV A  26%  19 4,88  45  30  35  11% Leaking 16% Sealing/Leaking 14% Leaking 6  Kais IV B  11%  61 6,75  45  30  35  15% Sealing/Leaking 23% Sealing/Leaking 19% Sealing/Leaking 7  Kais IV C  16%  58
9,54  45  30  35  21% Sealing/Leaking 32% Sealing 27% Sealing/Leaking Tabel 3 Hasil Perhitungan SGR tiga (3) patahan ( fault ) Formasi Kais.
Lapisan Vsh  Δz  Vsh*Δz  F1  F2  F3  SGR F1  Sifat Patahan  SGR F2  Sifat Patahan  SGR F3  Sifat Patahan
Formasi Kais  21%  270  56,55  45  30  35  126%
Sealing 189% Sealing 162% Sealing
Di  Tabel  2,  berbagai  variasi  nilai  Vsh  dan  Δz  dari  tujuh  lapisan  di  dalam  satu tubuh  formasi  Kais,  didapatkan  berbagai  macam  sifat/klasifikasi leaking , sealing / leaking ,  dan sealing ,  di  tiap  patahan  (F1,  F2,  F3).  Namun,  jika  SGR  dihitung keseluruhan Formasi Kais yang mempunyai tebal 270 ft dan Vsh 21%, maka nilai SGR yang  didapatkan  di  atas  atau lebih  dari  100%  di  3  (tiga)  patahan  tersebut  atau sealing semuanya, seperti ditunjukkan pada Tabel 3.
Di  kedua  tabel  tersebut,  didapat  kesimpulan  bahwa  nilai  total  ketebalan shale (Δz*  Vsh)  atau  perkalian  antara  ketebalan  lapisan  (Δz),  dibanding  dengan  Volume Shale (Vsh)  adalah  harus  lebih  kecil  sama  dengan  dengan  nilai throw  fault -nya,  atau dapat ditulis Δz* Vsh ≤ Throw Fault . Jika tidak diterapkan hal tersebut, maka nilai SGR akan selalu diatas 100%.
Signifikansi antara Δz dan Vsh terhadap nilai SGR
Selanjutnya  dibahas  mengenai  seberapa  besar  pengaruh  ketebalan  lapisan  (Δz) dan Volume Shale (Vsh) dalam perhitungan SGR. Cara yang dilakukan adalah membuat
grafik  antara  Vsh  dengan  SGR,  dan  grafik  Δz  dengan  SGR.  Input  nilai  diambil  dari Tabel 2. Hasil grafik ditampilkan dalam Gambar 8 dan Gambar 9.
Gambar 8
Grafik Vsh terhadap SGR tiga (3) patahan ( fault ) tiap lapisan. Gambar 9
Grafik Δz terhadap SGR tiga (3) patahan ( fault ) tiap lapisan.
Hasil dari  R square atau koefisien determinasi (R 2 ) didapat dengan nilai paling tinggi  yaitu  1,00.  Jika  nilai  R Square semakin  mendekati  1  (satu),  maka  pengaruh tersebut akan semakin kuat, dan sebaliknya ( Aryani & Gustian , 2019).
1. Sebaran nilainya lebih “ scatter” (menyebar), dibanding grafik Δz terhadap SGR sebaran nilainya lebih baik dalam menunjukkan bentuk tren linear,
R² = 0,0361 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 V sh (%) SGR (%) Grafik Vsh terhadap SGR Vsh vs SGR F1 Vsh vs SGR F2 Vsh vs SGR F3
Linear (Vsh vs SGR F1)
Linear (Vsh vs SGR F2)
Linear (Vsh vs SGR F3)

## Batugamping Formasi Kais Lapangan “AR”
2. Nilai  R  square  dari  keduanya  yang  sangat  jauh  berbeda;  Vsh  terhadap  SGR  = 0,036 berbanding Δz terhadap SGR = 0,743.
Dari  dua  poin  diatas,  didapat  kesimpulan  bahwa  hasil  perhitungan  SGR  jauh lebih dipengaruhi oleh ketebalan lapisan (Δz), dibanding dengan Volume  Shale (Vsh), hal ini dibuktikan nilai R square masing-masing grafik tersebut.

## Kesimpulan
Berdasarkan hasil penelitian ini, dapat dituliskan kesimpulan sebagai berikut:
1. Saat  menghitung  SGR,  pastikan  bahwa  nilai  total  ketebalan shale (Δz*  Vsh) harus  lebih  kecil  sama  dengan  dengan  nilai throw  fault -nya,  atau  dapat  ditulis Δz* Vsh ≤ Throw Fault . Jika tidak diterapkan hal tersebut, maka nilai SGR akan selalu diatas / melebihi 100%.
2. Hasil  perhitungan  SGR  jauh  lebih  dipengaruhi  oleh  ketebalan  lapisan  (Δz), dibanding  dengan Volume  Shale (Vsh),  dilihat  dari  bentuk  grafik  Vsh  terhadap SGR sebaran nilainya lebih “ scatter” (menyebar), dibanding grafik Δz terhadap SGR sebaran nilainya lebih baik dalam menunjukkan bentuk tren linear, hal ini dibuktikan  dengan  perbedaan  nilai  R  square  dari  keduanya  yang  sangat  jauh berbeda; Vsh terhadap SGR = 0,036 berbanding Δz terhadap SGR  = 0,743.

## Bibliografi
Aryani,  Yanti,  &  Gustian,  Dudih.  (2019). Sistem  Informasi  Penjualan  Barang  dengan Metode  Regresi  Linear  Berganda  Dalam  Prediksi  Pendapatan  Perusahaan . https://doi.org/10.2005/jursistekni.v2i2.47 . Google Scholar
Data, Patra Nusa. (2006). Indonesia Basin Summaries (IBS). Google Scholar
Dolan,  Paul  J.  (1988). The  geology  of  the  Wiriagar  field,  Bintuni  basin,  Irian  Jaya .

## Google Scholar
Ghifary  Ardiansyah,  Ahmad,  Sapto  Mulyanto,  Bagus,  Haerudin,  Nandi,  &  Purba, Humbang.  (2018).  Karakterisasi  Sesar  Sealing  Dan  Non  Sealing  Dengan  Metode Seismik Inversi Impedansi Akustik dan Shale Gouge Ratio Pada Lapangan Teapot Dome Usa. Jurnal Geofisika Eksplorasi . Google Scholar
Handyarso,  Accep,  &  Mauluda,  A.  D.  (2018).  Penerapan  Metode  Dekonvolusi  Euler untuk Estimasi Kedalaman Sumber Anomali. GEOMATIKA , 24 (1), 21–30. Google Scholar
Handyarso,  Accep,  &  Padmawidjaja,  Tatang.  (2017).  Struktur  Geologi  Bawah Permukaan Cekungan Bintuni Berdasarkan Data Gaya Berat. Jurnal Geologi Dan Sumberdaya Mineral , 18 (2), 53–65. http://dx.doi.org/10.33332/jgsm.geologi.v18i2.125 . Google Scholar
Hartanto, Sri, Sapiie, Benyamin, Gunawan, Indra, & Wibowo, Bintoro. (2018). Analisis Sekatan dan Karakteristik Sesar pada Formasi Kujung Reef di Kompleks Lapangan Ke,  Cekungan  Jawa  Timur:  Implikasi  Terhadap  Migrasi  Hidrokarbon. Bulletin  of Geology , 2 (1),  134–148. https://doi.org/10.5614/bull.geol.2018.2.1.1 . Google Scholar
Maulananingsih,  Nur  Wahyu,  Hartantyo,  Eddy,  &  Anggraini,  Ade.  (2015).  Simulasi Sebaran  Porositas  dan  Permeabilitas  Reservoir  Jurassic  Menggunakan  Analisis Geostatistika  di  Lapangan  “Iriyanti”  Cekungan  Bintuni. Jurnal  Fisika  Indonesia , 19 (57). Google Scholar
Rasimeng,  Syamsurijal,  Ririn,  Yulianti,  Karyanto,  Karyanto,  Hidayat,  Hidayat,  & Muhammad  Indragiri,  Noor.  (2018).  Identifikasi  Struktur  Bawah  Permukaan Menggunakan  Metode  Magnetotellurik  2D  di  Daerah  Cekungan  Bintuni  Sebagai Potensi Hidrokarbon. Jurnal Geofisika Eksplorasi , 4 (2), 109–114. Google Scholar
Sapiie,  Benyamin 1 ,  Naryanto,  W.,  Adyagharini,  Aileron  C.,  &  Pamumpuni,  Astyka. (2012).  Geology  and  tectonic  evolution  of  bird  head  region  Papua,  Indonesia: Implication for hydrocarbon exploration in Eastern Indonesia. Search & Discovery Article , 30260 . Google Scholar
Yielding, Graham, Freeman, Brett, & Needham, D. Tim. (1997). Quantitative fault seal prediction. AAPG  Bulletin , 81 (6),  897–917. https://doi.org/10.1306/522B498D- 1727-11D7-8645000102C1865D . Google Scholar