Pengeboran sumur eksplorasi lanjutan ini akan menggunakan teknologi pengeboran Long Horizontal dan Multi-Stage Hydraulic Fracturing.
Selain menentukan batas reservoir, pengeboran appraisal bakal menguji sumber daya yang sudah dipetakan sebelumnya.
Sementara itu, sumur demonstration akan menguji adopsi penerapan pengembangan MNK pada skala yang lebih luas. Biasanya, pengeboran sumur ini dilakukan sebagai tahap akhir sebelum pengembangan penuh suatu lapangan.
“Kami saat ini tahap appraisal dan demonstration dua sampai tiga tahun yang menjadi dasar penyusunan plan of development (PoD),” kata Evi.
PHR menggandeng perusahaan asal Amerika Serikat (AS) EOG Resources untuk melakukan studi evaluasi potensi shale oil di Sumur Gulamo dan Sumur Kelok.
EOG Resources dikenal luas sebagai pionir pengembangan shale oil di sejumlah aset tua di Amerika Serikat. Rekanan PHR itu mengelola portofolio shale oil di cekungan Eagle Ford, Bakken, Rocky Mountain, Permian, Gulf Coast, Anadarko dan Barnett Shale.
Belakangan, EOG Resources ikut membantu Abu Dhabi National Oil company (Adnoc) melakukan eksplorasi MNK di kawasan Al Dhafra, Abu Dhabi. Eksplorasi itu dianggap menjadi pengembangan MNK paling mutakhir di Timur Tengah saat ini.
Pemerintah berharap keahlian EOG Resources itu dapat mendorong Pertamina menyingkap cadangan minyak yang masih terperangkap di batuan serpih atau shale Blok Rokan.
Adapun, minyak yang terperangkap pada batuan induk itu sulit lolos lantaran formasi batuan yang terbilang rapat. Dengan demikian, pendekatan eksplorasi shale oil memerlukan teknologi Long Horizontal dan Multi-Stage Hydraulic Fracturing.
Teknologi rekahan hidrolik yang dikembangkan EOG Resources itu diharapkan dapat membuka jalur aliran minyak yang terperangkap pada formasi batuan serpih.
Menurut kajian Energy Information Administration (EIA) Amerika Serikat (2013), potensi inplace MNK pada Central Sumatra Basin, termasuk di dalamnya Blok Rokan, mencapai sekitar 2,8 miliar barel minyak dan 3,3 triliun kaki kubik gas.
Percepatan Lifting
Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mendorong percepatan lifting minyak atau early production proyek pengeboran MNK Blok Rokan.
“Game changer atau tidak membutuhkan sumur horizontal plus multistage fracturing untuk test producibility-nya,” kata Kepala Divisi Eksplorasi SKK Migas Sunjaya Eka Saputra saat dihubungi, Jumat (31/10/2025).
Sunjaya menambahkan Pertamina mesti memastikan cadangan minyak yang bisa diangkut lewat pengeboran lebih lanjut secara horizontal dan multistage fracturing sepanjang 2026-2027.
Dia menambahkan kegiatan produksi shale oil bisa dikerjakan setelah melewati rangkaian pengeboran dua tahun mendatang.
“Rencananya akan bisa langsung diproduksikan setelah selesai pengeboran,” tuturnya.
Sebelumnya, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Bahlil Lahadalia menaikkan jatah bagi hasil atau split minyak mentah PHR di Lapangan Duri menjadi 84% dari sebelumnya 65%.
Bahlil mengerek bagi hasil PHR secara keseluruhan 27% untuk pengembangan blok yang saat ini menjadi tulang punggung lifting minyak nasional tersebut, di tengah penurunan produksi dan beban ongkos yang meningkat.
Lewat keputusan Menteri ESDM Nomor 199.K/MG.04/MEM.M/2025 tentang Perubahan Kedua Atas Kepmen Kontrak Kerja Sama Wilayah Rokan yang diteken Juni 2025, Bahlil memotong bagian pemerintah untuk minyak di Lapangan Duri menjadi 16% dari sebelumnya 35%.
Bahlil berharap kegiatan eksplorasi lanjutan di Blok Rokan makin bergairah dengan bagi hasil yang lebih besar untuk kontraktor. Dengan demikian, tingkat perolehan minyak atau recovery factor Blok Rokan bisa berbalik naik.
“Sekarang kita mau lakukan eksplorasi besar-besaran 75 cekungan yang akan kita lakukan, dalam rangka mempertahankan lifting ini,” kata Bahlil di Sarasehan 100 Ekonom Indonesia 2025, Jakarta, Selasa (28/10/2025).
Adapun, bagi hasil Pertamina untuk minyak di lapangan non-Duri menjadi 80% dari sebelumnya 61%, sedangkan pemerintah 20% dari sebelumnya 39%.
Sementara, porsi bagi hasil gas bumi di Lapangan Duri untuk Pertamina kini sebesar 89% dan jatah pemerintah susut menjadi 11%. Di sisi lain, bagian gas bumi Pertamina di lapangan non-Duri menjadi 85% dan pemerintah 15%.
Selain itu, Kementerian ESDM turut mematok nilai bagi hasil sebelum pajak untuk kontraktor yang mengembangkan lapangan MNK, dengan fixed split 93% untuk minyak dan 95% untuk gas.
Hitung-hitungan itu berasal dari studi perbandingan keekonomian dengan lapangan shale oil di Eagleford, yang dikelola EOG Resources.
Skala Giant Field
Sejumlah pakar menilai positif temuan sumber daya (P50) 724 MMBOE pada eksplorasi sumur MNK Gulamo dan Kelok belakangan.
Menurut mereka, besaran sumber daya itu menjadi tahapan baru pengembangan shale oil di cekungan Sumatra Tengah.
Guru Besar Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan ITB Tutuka Ariadji memperkirakan sumber daya MNK di cekungan Aman bakal lebih besar dari yang kini dipetakan PHR. Alasannya, posisi original oil in place (OOIP) Lapangan Minas sekitar 9 miliar barel.
“Dapat diduga sumber daya MNK di Aman Through akan sangatlah besar,” kata Tutuka saat dihubungi, Jumat (31/10/2025).
“Perlu dipahami bahwa properti [sifat] batuan brown shale MNK Rokan ini merupakan kandidat paling baik di Indonesia,” kata Tutuka.
Di sisi lain, pendiri sekaligus penasihat ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto mendorong PHR bersama EOG Resources untuk melanjuti temuan sumber daya itu ke tahapan pembuktian konsep.
Pri berharap temuan sumber daya itu dapat dikembangkan dengan ekonomis pada skala yang lebih besar di Blok Rokan. Menurut dia, potensi sumber daya yang diidentifikasi itu relatif masuk pada skala lapangan raksasa atau giant field.
“Harus menjadi game changer, persentase dari sumber daya menjadi cadangan itu yang akan menentukan berapa nantinya perolehan minyaknya,” kata Pri saat dihubungi.
(naw)
