Game Changer Produksi Migas Pertamina dan Nasional

Saat ini, realisasi produksi minyak bumi nasional berada di kisaran 600 ribu BOPD. Angka ini masih jauh dari target swasembada energi nasional yang membidik target produksi setidaknya 1 juta BOPD minyak dan 12.000 MMSCFD gas pada beberapa tahun mendatang.

Swasembada energi tidak dapat dicapai tanpa adanya perubahan radikal dalam pengelolaan hulu migas, khususnya di tahapan (yang paling) hulu, yaitu eksplorasi. Hulu migas Indonesia saat ini menghadapi kondisi penurunan produksi alamiah (natural decline) yang signifikan, dengan rata-rata penurunan produksi minyak mencapai 22,3% per tahun dan penurunan gas sebesar 12,0% per tahun pada periode 2020-2025.

Tanpa adanya percepatan kegiatan eksplorasi yang masif, diproyeksikan tingkat produksi minyak nasional pada tahun 2030 dapat berada pada level terendah (low case) yaitu sekitar 580-590 ribu BOPD atau lebih rendah lagi. Eksplorasi berfungsi sebagai penahan laju penurunan produksi sekaligus mesin pertumbuhan volume baru (production growth).

Peran Strategis Pertamina

PT Pertamina (Persero), melalui subholding hulu PT Pertamina Hulu Energi (PHE), memegang peran strategis dan krusial sebagai pelaku utama hulu migas nasional dengan berkontribusi memasok sekitar 60%-65% produksi minyak nasional serta 30%-35% lifting gas nasional.

Dalam hal eksplorasi, Pertamina hulu mencatat Reserve Replacement Ratio(RRR) sebesar 117% pada tahun 2024. Angka ini sebetulnya cukup kompetitif dan bahkan berada di atas RRR beberapa perusahaan global seperti Shell (84%) dan BP (41%), namun masih di bawah ExxonMobil (291%).

Meskipun nilai RRR cukup baik, indikator Reserve to Production Ratio(RTP) Pertamina tercatat relatif rendah, yaitu 7,3 tahun. Angka ini berada di bawah rata-rata kompetitor global yang memiliki RTP berkisar antara 9-13 tahun.

Jika tidak ada kegiatan eksplorasi baru maupun penerapan metode pengembangan dan peningkatan produksi tahap lanjut produksi Pertamina diproyeksikan dapat menurun dari 579 ribu BOPD pada tahun 2024 menjadi kisaran 300 ribu BOPD hingga 350 ribu BOPD pada tahun 2030, dan hanya sekitar 160 ribu BOPD pada tahun 2035.

Relatif rendahnya RTP salah satunya terkait dengan karakteristik portofolio aset yang belum matang. Volume sumber daya kategori prospective resources (2U) Pertamina tercatat sekitar 15.232 MMBOE, atau 5,2 kali lebih besar dibandingkan dengan jumlah cadangan siap produksi (2P) yang kurang lebih sebesar 2.913 MMBOE. Termasuk dalam kategori 2U ini adalah sumber daya migasLow Quality Reservoir(LQR) Migas Non-Konvensional (MNK).

Keduanya, sebagaimana dikutip dari buku Tinjauan terhadap Aspirasi 1M29: Menuju Produksi 1 Juta Barel per hari (Lemigas, 2025), di mana penulis menjadi salah satu tim penyusunnya, potensial merupakan game changer untuk eksplorasi dan produksi migas Pertamina dan nasional ke depan.

Potensi LQR dan MNK

Lapisan LQR ini tersebar di Sumatra, Jawa, hingga Kalimantan dengan perkiraan minyak di tempat (oil in place) mencapai 3 miliar barel lebih pada sekitar 70 lapangan. Wilayah Kerja (WK) Rokan memegang porsi terbesar dengan total potensi inter-lapisan di atas 1,2 miliar barel. Selain Rokan, wilayah kerja Pertamina diidentifikasi menyimpan volume Original Oil in Place (OOIP) yang signifikan namun memiliki faktor perolehan (recovery factor) yang masih rendah.

Sebagai contoh, Lapangan Bravo di ONWJ memiliki volume in-place mencapai 1.136 MMBO dengan recovery factor 24%, sementara Lapangan Lima memiliki 790 MMBO dengan recovery factor baru menyentuh 18%. Investasi melalui implementasi teknologi stimulasi yang masif di area-area strategis ini diproyeksikan mampu menambah kapasitas produksi nasional hingga ratusan ribu barel minyak per hari.

Migas Non Konvensional (MNK) saat ini masih ditempatkan sebagai proyek perintis untuk menemukan cadangan hidrokarbon dalam skala raksasa. Potensi sumber daya MNK ini terkonsentrasi di empat sub-cekungan utama WK Rokan, yaitu North Aman, South Aman, Rangau, dan Balam Trough dengan akumulasi total mencapai 20,68 triliun kaki kubik (TCF) gas dan 2,22 miliar barel minyak di tempat.

Melalui kegiatan pemboran eksplorasi tahun 2023 pada kedalaman 8.200 hingga 8.500 kaki di sumur Gulamo DET dan Kelok DET, terkonfirmasi keberadaan hidrokarbon pada formasi Brown Shale yang memiliki porositas rata-rata 2% hingga 9%.

Hasil uji alir awal menunjukkan satu tahapan perekahan (stage frac) pada sumur batuan rapat (ultra-tight reservoirdengan permeabilitas kurang dari 1 mD) ini mampu menghasilkan laju produksi minyak ringan dan gas sebesar 100 barel per hari (bpd) atau lebih.

Tantangan Pengembangan LQR dan MNK

Tantangan utama LQR berpusat pada optimalisasi parameter keteknikan dan pengendalian tingginya biaya modal (awal) untuk sumur horizontal Multi Stage Fracturing(MSF). Untuk mendapatkan keekonomian yang terukur, teknologi MSF harus diintegrasikan dengan investasi fasilitas pemeliharaan tekanan reservoir melalui sumur injeksi air (waterflood)].

Keberhasilan uji coba pada sumur horizontal MSF pertama di Indonesia, yaitu sumur KB-525 pada awal 2024, membuktikan bahwa metodePlug & Perfdelapan tahap mampu menghasilkan produksi awal 569 BOPD dan mempertahankan aliran stabil sebesar 197 BOPD hingga November 2025.

Secara keekonomian, penguasaan kurva pembelajaran di lapangan berhasil memotong siklus waktu kerja perekahan sebesar 77% (dari 9,2 hari menjadi 2,2 hari per sumur). Meskipun demikian, besaran estimasi total biaya pengerjaan sumur seperti pada KB-570 yang mencapai US$ 10,5 juta menjadi tantangan keekonomian tersendiri yang membutuhkan standardisasi efisiensi biaya pengeboran agar replikasi massal dapat berjalan komersial.

Pengembangan komersial MNK juga menghadapi hambatan tinggi terkait tingginya risiko kapital, kebutuhan infrastruktur khusus, serta kepastian regulasi fiskal. Secara teknis, setiap sumur MNK membutuhkan spesifikasi operasi yang mahal, termasuk tekanan pompa hingga 10.000 psi dengan kapasitas daya 15.000 HHP, volume pasokan air yang besar, serta penggunaan material pipa premium berlapis krom (OCTG & Chrome) yang saat ini masih bergantung pada komoditas impor.

Di atas permukaan, keterbatasan infrastruktur logistik jalan, jembatan angkut alat berat, serta risiko banjir musiman di area Gulamo dan Kelok menambah beban biaya investasi awal. Aspek penanganan limbah jangka panjang untuk fluida balik (flowback water), pemisahan fraksi lilin (wax), dan padatan juga memerlukan alokasi belanja modal (capex) fasilitas permukaan yang besar.

Untuk menjamin proyek ini memiliki nilai keekonomian yang kompetitif bagi investor dan mitra potensial, penyusunan ketentuan fiskal (fiscal term) dan bentuk insentif investasi khusus perlu dirumuskan dan diberlakukan secara lebih progresif.

Rekomendasi Kebijakan

Berdasarkan potret urgensi dan besarnya potensi cadangan migas nasional yang ada, akselerasi konversi sumber daya LQR dan MNK menjadi produksi komersial tidak lagi sekadar merupakan pilihan bisnis, melainkan sudah merupakan kebutuhan mendesak untuk swasembada energi dan ketahanan energi nasional.

Untuk memastikan keberlanjutan investasi hulu yang padat modal dan berisiko tinggi ini, pemerintah bersama pemangku kepentingan terkait perlu segera mengeksekusi setidaknya empat langkah kebijakan strategis berikut.

Pertama, menyederhanakan sistem perizinan lintas sektor melalui mekanisme single submission dan persetujuan izin secara paralel guna memangkas durasi birokrasi pra-operasi. Kedua, memberikan kepastian fasilitas fiskal dan insentif perpajakan (seperti tax loss carry forward dan investment credit) yang disepakati sejak awal kontrak atau tahap eksplorasi, bukan secara case-by-case setelah POD disetujui.

Ketiga, menyusun kerangka kontrak khusus untuk pengusahaan LQR dan MNK yang terpisah dari skema eksplorasi konvensional, serta memberikan relaksasi aturan TKDN secara selektif untuk material premium yang belum diproduksi di dalam negeri.

Keempat, menyusun dan menerbitkan Instruksi Presiden (mengadopsi pendekatan Inpres 1/2016) untuk memberikan jaminan perlindungan hukum bagi manajemen KKKS dan BUMN hulu migas yang mengambil keputusan investasi berisiko tinggi (seperti LQR dan MNK) sesuai kaidah tata kelola korporasi yang baik, guna mengeliminasi kekhawatiran kriminalisasi keputusan bisnis.