Di tengah tren penurunan produksi minyak nasional yang terus terjadi selama lebih dari satu dekade terakhir, industri hulu migas Indonesia kini semakin bergantung pada teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) sebagai strategi utama mempertahankan produksi nasional. Salah satu proyek yang banyak mendapat perhatian adalah implementasi chemical EOR di Lapangan Jirak, Sumatera Selatan, sebuah lapangan tua yang telah berproduksi sejak 1929 dan kini memasuki fase mature field. Namun, dinamika yang terjadi di Jirak memperlihatkan bahwa EOR bukan sekadar persoalan teknologi, melainkan juga persoalan ekonomi, tata kelola, dan kemampuan memahami kompleksitas reservoir secara mendalam. Sebagai akademisi sekaligus praktisi migas, saya melihat kasus Jirak bukan hanya sebagai persoalan operasional di satu lapangan tua, tetapi sebagai refleksi tantangan besar yang sedang dihadapi industri migas Indonesia. Banyak pihak memandang EOR sebagai “jalan pintas” untuk meningkatkan produksi minyak nasional menuju target satu juta barel per hari. Padahal secara teknis, EOR merupakan salah satu metode paling kompleks dalam industri perminyakan karena keberhasilannya sangat ditentukan oleh kesesuaian antara teknologi yang dipilih dengan karakter reservoir yang dihadapi.
Lapangan Minyak Jirak dikenal sebagai salah satu aset migas tertua dan paling penting di Indonesia yang telah berproduksi hampir satu abad sejak pertama kali dikembangkan pada tahun 1929. Lapangan yang berada di bawah pengelolaan PT Pertamina EP Regional Sumatera Zona 4 – Pendopo Field, Sumatera Selatan ini pernah mencatat masa kejayaan produksi dengan capaian sekitar 8.886 barel minyak per hari pada tahun 1940, sebelum akhirnya mengalami penurunan produksi secara bertahap akibat menurunnya energi alami reservoir. Minyak di lapangan ini diproduksikan terutama dari reservoir batupasir Formasi Talang Akar dan Gumai dengan estimasi cadangan awal (original oil in place/OOIP) mencapai sekitar 349 juta barel. Sampai saat ini, akumulasi produksi diperkirakan telah mencapai 50–60 juta barel dengan tingkat perolehan minyak (recovery factor) sekitar 18 persen, sehingga masih terdapat potensi cadangan yang cukup besar untuk dikembangkan melalui optimalisasi produksi lanjutan, termasuk metode secondary recovery dan teknologi enhanced oil recovery (EOR). Namun, sebagai lapangan yang telah memasuki fase mature, Jirak kini menghadapi tantangan serius berupa laju penurunan produksi yang tinggi, meningkatnya kandungan air terproduksi (water cut), serta kompleksitas reservoir yang semakin mempersulit upaya peningkatan produksi minyak secara ekonomis. Lapangan Jirak sendiri memiliki karakter reservoir yang cukup kompleks. Reservoir utamanya berada pada Formasi Talang Akar dan Gumai dengan tingkat heterogenitas yang tinggi, water cut besar, serta distribusi permeabilitas yang tidak seragam. Dalam kondisi seperti ini, injeksi kimia seperti surfaktan atau surfactant-polymer flooding menghadapi tantangan besar berupa channeling, chemical adsorption, hingga hilangnya efektivitas injeksi akibat interaksi dengan mineral reservoir. Ketika fluida injeksi tidak mampu menyapu minyak secara merata, maka tambahan produksi (incremental oil) yang dihasilkan menjadi jauh di bawah prediksi awal. Inilah yang sering kali menjadi akar kegagalan banyak proyek EOR di dunia.
Padahal, di sejumlah negara lain, chemical EOR terbukti mampu meningkatkan recovery factor secara signifikan ketika reservoirnya sesuai dan desain proyek dilakukan dengan disiplin teknis tinggi. Salah satu contoh paling terkenal adalah Lapangan Daqing di Tiongkok yang dioperasikan oleh PetroChina. Proyek polymer flooding di lapangan ini berhasil meningkatkan recovery factor sebesar 10–12% dan menghasilkan tambahan produksi ratusan juta barel minyak. Investasi yang dikeluarkan diperkirakan mencapai lebih dari USD 1 miliar untuk pengembangan fasilitas injeksi, pengolahan kimia, dan sistem monitoring reservoir. Keberhasilan Daqing banyak dijadikan referensi global karena didukung oleh karakter reservoir yang relatif homogen, sistem monitoring ketat, serta riset laboratorium yang dilakukan bertahun-tahun sebelum implementasi skala penuh. Contoh keberhasilan lain datang dari Lapangan Marmul di Oman yang dioperasikan oleh Petroleum Development Oman. Proyek polymer flooding di lapangan ini berhasil meningkatkan perolehan minyak secara signifikan pada reservoir minyak berat dengan investasi mencapai sekitar USD 600–700 juta. Sementara di Kanada, proyek ASP (alkaline-surfactant-polymer) di beberapa lapangan Saskatchewan menunjukkan peningkatan recovery factor hingga 15% dibanding waterflooding konvensional, meskipun biaya kimia dan operasionalnya sangat tinggi.
Namun sejarah EOR global juga dipenuhi contoh kegagalan mahal. Pada dekade 1980-an, beberapa proyek surfactant flooding di Amerika Serikat mengalami kerugian besar akibat harga minyak jatuh dan teknologi yang belum matang. Salah satu kasus yang sering dikutip adalah proyek chemical flooding di North Burbank Unit, Oklahoma, yang menghabiskan investasi lebih dari USD 150 juta tetapi gagal mencapai target produksi karena tingginya adsorpsi surfaktan dan buruknya efisiensi penyapuan reservoir. Demikian pula sejumlah proyek ASP awal di California dan Texas mengalami kegagalan ekonomi setelah incremental oil yang diperoleh tidak mampu menutup biaya kimia dan operasional. Pelajaran penting dari pengalaman global tersebut adalah bahwa keberhasilan EOR tidak hanya ditentukan oleh teknologi, tetapi oleh kualitas reservoir characterization, akurasi simulasi reservoir, serta kemampuan operator mengelola risiko. Dalam banyak kasus, proyek EOR gagal bukan karena teknologinya salah, tetapi karena asumsi reservoir terlalu optimistis. Kesalahan kecil dalam memperkirakan permeabilitas, tekanan, atau distribusi fluida dapat menyebabkan seluruh desain injeksi menjadi tidak efektif.
Dalam konteks Indonesia, tantangannya bahkan lebih besar. Sebagian besar lapangan tua nasional memiliki karakter geologi yang jauh lebih kompleks dibanding lapangan-lapangan EOR sukses di Timur Tengah atau Tiongkok. Banyak reservoir Indonesia bersifat terkompartementasi, memiliki rekahan alami, serta heterogenitas lateral dan vertikal yang ekstrem. Ini membuat fluida injeksi cenderung mencari jalur resistensi terendah tanpa benar-benar menyapu minyak yang tersisa. Akibatnya, biaya proyek meningkat sementara tambahan produksi yang dihasilkan relatif kecil. Di sisi lain, proyek EOR membutuhkan investasi yang sangat besar. Pengembangan fasilitas injeksi kimia, sistem pencampuran, pengolahan air, jaringan pipa, hingga monitoring digital dapat mencapai ratusan juta dolar AS bahkan sebelum minyak diproduksikan. Dalam kondisi harga minyak yang fluktuatif, proyek semacam ini berada pada tingkat risiko ekonomi yang tinggi. Ketika target produksi tidak tercapai, maka proyek segera berubah menjadi beban finansial. Karena itu, temuan terkait ketidaksesuaian capaian produksi pada proyek EOR di Jirak seharusnya dibaca sebagai peringatan bahwa optimisme teknologi harus selalu diimbangi dengan disiplin teknis dan evaluasi ekonomi yang realistis. Namun demikian, menyimpulkan bahwa EOR tidak layak diterapkan di Indonesia juga merupakan pandangan yang terlalu pesimis. Justru sebaliknya, Indonesia tetap membutuhkan EOR apabila ingin mempertahankan produksi nasional di tengah menurunnya penemuan lapangan raksasa baru. Yang perlu diperbaiki adalah pendekatan implementasinya. Proyek EOR harus dimulai dari screening reservoir yang ketat, pilot project yang benar-benar representatif, penggunaan real-time reservoir monitoring, serta pengambilan keputusan berbasis data. Selain itu, pemerintah perlu memastikan bahwa skema fiskal dan insentif EOR mampu mengakomodasi risiko tinggi yang melekat pada proyek-proyek tersebut.
Badan Pemeriksa Keuangan (BPK) menemukan bahwa target produksi minyak mentah PT Pertamina EP (PEP) di proyek pembangunan fasilitas produksi dan injeksi di proyek Jirak Waterflood senilai Rp439,83 miliar tidak sesuai rencana yang ditetapkan. Menurut laporan BPK dalam Ikhtisar Hasil Pemeriksaan Semester (IHPS) II-2025, target volume produksi dan kualitas water injection proyek EOR Jirak pada 2023 tidak tercapai, sehingga tidak dapat meningkatkan produksi minyak secara signifikan (https://www.bloombergtechnoz.com). Kasus Jirak pada akhirnya memberikan pesan penting bagi masa depan industri migas nasional: teknologi secanggih apa pun tidak akan berhasil tanpa pemahaman reservoir yang kuat dan tata kelola proyek yang disiplin. EOR bukan sekadar proyek teknologi, tetapi pertaruhan besar yang menentukan apakah Indonesia masih mampu mempertahankan produksi minyaknya di masa depan. Jika dijalankan dengan pendekatan ilmiah dan manajemen risiko yang baik, EOR dapat menjadi tulang punggung peningkatan produksi nasional. Namun jika dilakukan dengan asumsi yang terlalu optimistis dan pengawasan yang lemah, maka proyek-proyek tersebut justru berpotensi menjadi sumber inefisiensi baru yang membebani negara dalam jangka panjang.
Penulis:
Prof. Dr. Eng. Ir. Muslim
Guru Besar Prodi Teknik Perminyakan
Fakultas Teknik– Universitas Islam Riau
Ketua Pusat Studi Peningkatan, Pengembangan, Produksi Minyak, Gas Bumi dan Lingkungan
(PSP3MBL)
