LAPANGAN Minyak Jirak merupakan salah satu lapangan tua strategis di Indonesia yang telah beroperasi sejak 1929 dan berada dalam wilayah kerja PT Pertamina EP Regional Sumatera Zona 4 – Pendopo Field, Sumatera Selatan. Sejak sumur pertama JRK-01 mulai berproduksi, lapangan ini sempat mencapai puncak produksi sekitar 8.886 BOPD pada tahun 1940 sebelum mengalami penurunan alami seiring deplesi tekanan reservoir. Secara geologi, produksi minyak berasal dari reservoir batupasir Formasi Talang Akar dan Gumai dengan estimasi cadangan awal (OOIP) sekitar 349,06 juta barel. Hingga saat ini, lapangan telah memproduksikan sekitar 50–60 juta barel minyak dengan recovery factor sekitar 18%, menyisakan cadangan yang cukup besar dikembangkan melalui optimasi, tahapan Secondary serta Tersier Recovery/EOR. Seiring umur lapangan yang telah mendekati satu abad, laju produksi mengalami penurunan signifikan dari masa puncaknya dan kini berada pada level mature field dengan karakter decline tinggi akibat deplesi alami reservoir dan meningkatnya kadar air terproduksi (water cut) dibandingkan produksi minyak.

Pada tahap primary recovery (±1929–1960-an awal), Lapangan Jirak di Cekungan Sumatera Selatan mulai diproduksikan sejak 1929 dengan memanfaatkan energi alami reservoir, di mana sumur-sumur awal mampu mengalir secara natural (flowing wells) hingga mencapai puncak produksi sekitar 3.221 BOPD pada 1937, kemudian seiring penurunan tekanan dilakukan pemasangan artificial lift seperti pompa angguk dan gas lift serta pemboran sumur tambahan (infill drilling) untuk mempercepat pengurasan minyak, meskipun recovery factor pada tahap ini masih terbatas sekitar 5–10%. Memasuki tahap secondary recovery (±1960-an–2000-an awal), upaya peningkatan produksi difokuskan pada injeksi air (waterflooding) guna mempertahankan tekanan reservoir dan mendorong minyak ke sumur produksi, yang dilengkapi dengan kegiatan workover, reaktivasi sumur lama, recompletion zona produktif, serta pemboran infill lanjutan untuk menargetkan minyak yang belum tersapu, sehingga recovery factor meningkat hingga kisaran 15–18% dan produksi sempat lebih stabil meskipun mulai menghadapi kendala water cut tinggi dan heterogenitas reservoir. Selanjutnya pada tahap tertiary recovery / enhanced oil recovery (±2000-an–sekarang), pengembangan diarahkan pada pemanfaatan teknologi lanjutan seperti injeksi kimia (surfactant dan surfactant-polymer), metode huff and puff, optimasi lanjutan waterflood, serta penerapan monitoring digital dan intervensi sumur (acidizing, rekayasa ulang sumur), dengan tujuan meningkatkan perolehan minyak dari sisa cadangan yang masih signifikan, sehingga meskipun produksi berada pada fase mature. Namun demikian lapangan ini tetap memiliki potensi untuk meningkatkan recovery factor melalui pendekatan teknologi yang lebih intensif dan terintegrasi. 

GoRiau

Dalam upaya mempertahankan dan meningkatkan produksi dari Lapangan Jirak, teknologi pengurasan tahap lanjut (EOR) telah diterapkan yaitu injeksi kimia melalui metode Surfactant Huff & Puff yang mulai diimplementasikan pada Juni 2024 melalui kolaborasi internal Pertamina. Proyek ini melibatkan pembangunan fasilitas produksi dan injeksi di atas lahan 6 hektare (ha) untuk mengoptimalkan sisa minyak di lapangan yang sudah tua. Pengerjaan fasilitas dimulai pada 2019. Lima tahun kemudian dilakukan kick off untuk implementasi injeksi surfaktan lebih lanjut. Pekerjaan Huff & Puff di Sumur JRK-193 ini akan menjadi awal pengembangan lapangan Jirak ke depannya. Harapannya formula yang digunakan saat ini dapat dijadikan metode CEOR yang dapat diimplementasikan di Lapangan Jirak dengan potensi penambahan incremental recovery sebesar 27% dengan Estimated Ultimate Recovery (EUR) 9.05 Juta barel minyak (MMSTB). Namun demikian, hingga April 2026, pengembangan berbasis EOR tersebut masih menghadapi tantangan, sebagaimana tercermin dari temuan Badan Pemeriksa Keuangan (BPK) terkait ketidaksesuaian capaian produksi terhadap target yang telah ditetapkan (puncak produksi diharapkan sebesar 3.200 barrel per hari), yang menunjukkan bahwa optimalisasi lapangan ini masih memerlukan pendekatan teknis dan ekonomis yang lebih matang. Kegagalan proyek Enhanced Oil Recovery (EOR) di Lapangan Jirak ini dianggap berpotensi merugikan negara hingga Rp 439,83 miliar bukan sekadar anomali teknis, melainkan sebuah sinyal keras terhadap arah kebijakan peningkatan produksi minyak nasional. Di tengah tekanan penurunan alamiah (natural decline) lapangan-lapangan tua dan ambisi pemerintah untuk mencapai target produksi 1 juta barel per hari, EOR selama ini diposisikan sebagai “senjata utama”. Namun, kasus Jirak menunjukkan bahwa tanpa pendekatan yang presisi dan disiplin teknis tinggi, EOR justru berpotensi menjadi sumber inefisiensi baru dalam industri hulu migas Indonesia. Secara konseptual, EOR merupakan tahap lanjutan dalam siklus produksi minyak setelah primary dan secondary recovery. Teknologi ini bertujuan meningkatkan recovery factor melalui injeksi fluida seperti uap panas (steam), gas, atau bahan kimia ke dalam reservoir. Namun dalam praktiknya, EOR adalah salah satu metode paling kompleks dan berisiko dalam industri perminyakan. Ia membutuhkan pemahaman mendalam terhadap karakteristik reservoir, termasuk heterogenitas batuan, sifat fluida, tekanan, serta konektivitas pori. Kegagalan di Jirak yang berbasis metode waterflood mengindikasikan bahwa bahkan teknologi yang tergolong “konvensional” dalam EOR pun tetap rentan gagal jika parameter desain dan implementasinya tidak terpenuhi secara optimal.

Pertanyaan yang kemudian muncul adalah: apakah kasus Jirak merupakan kejadian tunggal, atau justru cerminan masalah yang lebih sistemik dalam proyek-proyek EOR di Indonesia? Dari perspektif akademis dan pengalaman global, jawabannya cenderung mengarah pada yang kedua. Banyak reservoir di Indonesia memiliki tingkat kompleksitas geologi yang tinggi, seperti heterogenitas lateral-vertikal, keberadaan rekahan alami, serta variasi permeabilitas yang ekstrem. Dalam kondisi seperti ini, keberhasilan EOR sangat bergantung pada ketepatan pemilihan metode dan kualitas data reservoir. Tanpa reservoir characterization yang kuat, injeksi fluida justru berisiko tidak efektif mengalir melalui jalur resistensi terendah (channeling) tanpa menyapu minyak secara optimal. Selain faktor teknis, aspek ekonomi juga menjadi tantangan besar. EOR dikenal sebagai teknologi dengan kebutuhan investasi tinggi (ratusan juta dolar atau triliyunan rupiah) dan periode pengembalian yang panjang. Dalam konteks harga minyak yang fluktuatif, banyak proyek EOR berada pada ambang batas keekonomian (economic threshold). Ketika asumsi produksi tambahan (incremental recovery) tidak tercapai, seperti dalam kasus Jirak, maka proyek tersebut secara langsung berubah menjadi beban finansial. Hal ini menegaskan pentingnya pendekatan berbasis risk-adjusted economics, di mana setiap keputusan investasi mempertimbangkan skenario pesimistis, moderat, dan optimistis secara seimbang. Dimensi lain yang tidak kalah penting adalah tata kelola (governance) dan eksekusi proyek. Temuan bahwa kualitas injeksi tidak sesuai standar menunjukkan adanya kesenjangan antara perencanaan dan implementasi. Dalam industri yang sangat bergantung pada presisi tinggi seperti industry migas, deviasi kecil dalam kualitas fluida injeksi, tekanan, atau laju alir dapat berdampak besar terhadap kinerja reservoir. Oleh karena itu, penguatan sistem pengawasan, evaluasi berbasis data real-time, serta akuntabilitas operator menjadi faktor kunci dalam memastikan keberhasilan proyek EOR.

Namun demikian, menyimpulkan bahwa seluruh proyek EOR di Indonesia akan mengalami kegagalan serupa juga merupakan simplifikasi yang berlebihan. Pengalaman di berbagai negara menunjukkan bahwa EOR tetap dapat berhasil jika dilakukan dengan pendekatan yang tepat. Bahkan di Indonesia, beberapa lapangan memiliki potensi besar untuk implementasi EOR lanjutan seperti chemical flooding (ASP), CO₂ injection, maupun low salinity waterflooding. Kunci utamanya terletak pada proses screening yang ketat, pelaksanaan pilot project yang komprehensif, serta penggunaan teknologi berbasis data seperti simulasi reservoir dan digital oilfield. Dalam konteks ini, proyek-proyek besar seperti pengembangan EOR di Blok Rokan menjadi ujian penting. Jika dirancang dan dieksekusi dengan baik, proyek tersebut dapat menjadi model keberhasilan EOR nasional. Sebaliknya, jika mengulang pola kesalahan seperti di Jirak yakni overestimasi produksi, underestimasi risiko, dan lemahnya kontrol kualitas maka dampaknya tidak hanya pada kerugian finansial, tetapi juga menurunkan kepercayaan investor terhadap sektor hulu migas Indonesia.

Implikasi kebijakan dari kasus Jirak sangat jelas. Pertama, pemerintah dan operator harus mengadopsi pendekatan selektif dalam implementasi EOR. Tidak semua lapangan tua layak untuk EOR; beberapa mungkin lebih ekonomis jika dikelola dengan optimasi produksi konvensional atau bahkan ditutup secara bertahap (abandonment). Kedua, perlu adanya penguatan kapasitas teknis nasional, terutama dalam bidang reservoir engineering dan enhanced recovery technologies. Ketiga, skema fiskal dan insentif harus dirancang untuk mengakomodasi risiko tinggi EOR, sehingga tidak seluruh beban ditanggung oleh operator atau kontraktor. Lebih jauh, Indonesia juga perlu mempertimbangkan diversifikasi strategi peningkatan produksi. EOR seharusnya tidak menjadi satu-satunya solusi. Eksplorasi lapangan baru, optimalisasi lapangan eksisting, serta integrasi teknologi digital dapat menjadi kombinasi strategi yang lebih seimbang. Dalam jangka panjang, transisi energi global juga menuntut agar investasi di sektor minyak dilakukan secara lebih hati-hati, dengan mempertimbangkan risiko stranded assets.

Pada akhirnya, kasus Jirak memberikan pelajaran penting bahwa dalam industri migas, tidak ada solusi instan. EOR adalah alat yang powerful, tetapi juga berisiko tinggi. Ia membutuhkan disiplin ilmiah, ketelitian teknis, serta tata kelola yang kuat. Tanpa itu, EOR bukan hanya gagal meningkatkan produksi, tetapi juga berpotensi menggerus nilai ekonomi yang seharusnya dapat oleh negara dan masyarakat. Dengan demikian, jangan hanya melihat penerapan teknologi EOR di Lapangan Jirak sebagai kegagalan semata, kita perlu menjadikannya sebagai momentum refleksi. Apakah strategi peningkatan produksi nasional sudah berbasis data dan realitas lapangan? Apakah asumsi-asumsi yang digunakan terlalu optimistis? Dan yang paling penting, apakah kita siap mengelola risiko yang melekat pada teknologi kompleks seperti EOR?

Jawaban atas pertanyaan-pertanyaan tersebut akan menentukan apakah EOR menjadi pilar kebangkitan produksi minyak Indonesia, atau justru menjadi catatan panjang kegagalan kebijakan energi di masa depan. ***

Prof. Dr. Eng. Ir. Muslim adalah Guru Besar Prodi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik – Universitas Islam Riau, Ketua Pusat Studi Peningkatan, Pengembangan, Produksi Minyak, gas Bumi dan Lingkungan (PSP3MBL)