JAUH sebelum isu transisi energi menjadi perbincangan global, Indonesia telah mencatat sejarah sebagai salah satu produsen minyak dan gas bumi terbesar di Asia. Jejak kejayaan itu berawal dari dua wilayah yang hingga kini masih menjadi tulang punggung industri hulu migas nasional, yakni Rokan di Riau dan Mahakam di Kalimantan Timur. Keduanya lahir pada era yang berbeda, namun memiliki kesamaan sebagai penopang ketahanan energi Indonesia selama puluhan bahkan ratusan tahun.

Blok Rokan menjadi saksi awal kebangkitan industri minyak bumi nasional. Penemuan migas pertama di kawasan ini terjadi sebelum Indonesia merdeka. Geolog asal Amerika Serikat, Walter Nygren, menemukan struktur minyak di Lapangan Minas pada 1939. Penemuan itu kemudian disusul Lapangan Duri pada 1941 yang menjadi tonggak penting berkembangnya industri minyak di Pulau Sumatera.

Selama lebih dari tujuh dekade, Rokan telah menghasilkan lebih dari 11 miliar barel minyak dan menjadi kontributor utama produksi nasional. Hingga kini dibawah Pertamina Hulu Rokan (PHR), Blok Rokan tetap menjadi salah satu penghasil minyak terbesar di Indonesia. Jika Rokan menjadi simbol kejayaan minyak Indonesia, ada satu wilayah yang dikenal sebagai lambang lahirnya kejayaan industri gas bumi nasional, yaitu Mahakam di Kalimantan Timur.

Sejarah Mahakam dimulai ketika pemerintah menandatangani kontrak kerja sama dengan Total dan Inpex pada 1966. Eksplorasi dilakukan beberapa tahun kemudian melalui pengeboran di Lapangan Bekapai. Setelah beberapa kali pengeboran, penemuan migas akhirnya berhasil dicapai dan produksi pertama dimulai pada 1974. Keberhasilan itu kemudian diikuti penemuan lapangan-lapangan besar lainnya seperti Handil, Tambora, Tunu, Peciko, Sisi, Nubi hingga South Mahakam yang menjadikan cekungan Mahakam sebagai salah satu kawasan gas terbesar di Indonesia.

Sejak awal pengembangannya, Blok Mahakam diperkirakan memiliki cadangan sekitar 50 triliun kaki kubik (TCF) gas dan sekitar 5 miliar barel minyak. Besarnya cadangan tersebut menjadikan Mahakam sebagai pusat produksi gas nasional yang memasok kebutuhan industri domestik sekaligus ekspor LNG Indonesia selama puluhan tahun. Selama lebih dari satu abad pengelolaan wilayah Mahakam dibagi menjadi beberapa fase.

Fase 1880 – 1890-an (Awal Ketertarikan terhadap Cekungan Mahakam)

Berdasarkan kajian Balai Pelestarian Cagar Budaya Kalimantan Timur Wilayah Kerja Kalimantan Direktorat Jenderal Kebudayaan Kementerian Pendidikan Dan Kebudayaan pada tahun 2020 disebutkan pada akhir abad ke-19, pemerintah kolonial Belanda mulai melakukan survei geologi di wilayah Kalimantan Timur. Kala itu perhatian langsung tertuju pada kawasan sepanjang Sungai Mahakam hingga Sanga-Sanga karena banyak ditemukan rembesan minyak alami (oil seep).

Masih dari laporan yang sama, pengusaha Belanda, J.H. Menten, memperoleh konsesi dari Kesultanan Kutai untuk melakukan eksplorasi minyak. Ia kemudian menggandeng sang pemilik modal yakni Marcus Samuel, pendiri Shell Transport and Trading. Sejarah mencatat, pengeboran eksplorasi era modern pertama di sekitar Mahakam dilakukan tahun 1897 tepatnya di sekitar Sanga-Sanga. Hasilnya menunjukkan adanya cadangan minyak yang ekonomis sehingga menjadi awal industri perminyakan modern di Kalimantan Timur. Penemuan ini menjadikan wilayah Mahakam sebagai salah satu pusat eksplorasi migas Hindia Belanda kala itu.

Pada Awal 1900-an lapangan-lapangan minyak Sanga-Sanga mulai dikembangkan secara komersial. Dimana produksi minyak diperuntukkan untuk memasok kebutuhan industri dan pelayaran di Hindia Belanda. Hingga 1940, lapangan-lapangan darat di kawasan Samarinda Antiklin menghasilkan sekitar 33 juta barel minyak.

Fase Awal Delta Mahakam Modern

Selama puluhan tahun, pemerintahan Hindia Belanda terus memproduksi minyak yang ada di Mahakam. Kala itu belum diketahui bahwa permata sesungguhnya dari wilayah Mahakam adalah gas. Baru pada tahun 1966 tepatnya di 6 Oktober eksplorasi besar-besaran selanjutnya dilakukan yang ditandai dengan penandatanganan kontrak Mahakam menggunakan skema Production Sharing Contract (PSC) antara Permina (cikal bakal Pertamina) dengan JAPEX (Japan Petroleum Exploration). Selanjutnya tahun 1970, Total E&P masuk sebagai mitra dengan kepemilikan hak partisipasi sebesar 50% dan kemudian ditunjuk sebagai operator lapangan. Selain dengan Total, kontrak lainnya juga diteken Pertamina dengan Huffco Inc. yang sekarang dikenal dengan VICO pada 8 Agustus 1968 untuk kegiatan eksplorasi di wilayah Sanga-Sanga. Dalam kegiatan eksplorasi selanjutnya, Huffco menggandeng beberapa perusahaan mitra dalam bentuk joint venture, yaitu Ultramar Indonesia Limited, Union Texas East Kalimantan Limited, dan Universe Tankships Inc. Menyusul kemudian kontrak-kontrak lainnya di sekitar delta Mahakam yakni di Attaka yang dikelola oleh Chevron serta Inpex. Lalu ada juga East Kalimantan yang dikelola oleh Chevron.

Fase Awal 1970-an (Penemuan Raksasa)

Selama beberapa tahun sejak kontrak bagi hasil di wilayah Mahakam ditandatangani temuan demi temuan cadangan gas terus terjadi. Eksplorasi di Delta Mahakam menghasilkan serangkaian penemuan kelas dunia diantaranya tahun 1972 di Bekapai, lalu tahun 1973 di Handil. Dua temuan ini hingga sekarang jadi penopang utama produksi gas di Mahakam. Selanjutnya ada temuan di wilayah Tambor, Tunu , Peciko, Sisi-Nubi hingga South Mahakam. Cadangan gas di Delta Mahakam diperkirakan mencapai sekitar 50 Triliun Cubic Feet (TCF), menjadikannya salah satu cekungan gas terbesar di Asia Tenggara. Hingga saat ini baru temuan cadangan gas di Natuna dan Masela yang bisa bersanding dengan temuan cadangan yang ada di Mahakam.

Pada tahun 1972 Huffco Inc. juga menemukan cadangan gas besar di Lapangan Badak, Kalimantan Timur. Penemuan tersebut kemudian mendorong Indonesia mengembangkan industri LNG untuk memenuhi kebutuhan pasar ekspor, terutama Jepang. Temuan gas dalam jumlah besar membuat para calon konsumen mengantri untuk membeli gas Indonesia. Hanya berselang sejak penemuan tepatnya tahun 1973, Indonesia menandatangani kontrak penjualan LNG dengan sejumlah perusahaan energi Jepang. Setahun kemudian, PT Badak Natural Gas Liquefaction (Badak NGL) didirikan dan pembangunan fasilitas LNG di Bontang dimulai.

Hingga tahun 1999, kompleks LNG Badak memiliki delapan train dengan kapasitas desain sekitar 22,5 juta ton LNG per tahun, menjadikannya salah satu kompleks LNG terbesar di dunia pada masanya. Inilah era keemasan industri gas nasional. Indonesia dikenal sebagai salah satu pemasok utama gas di planet Bumi.

Besarnya cadangan migas di wilayah Mahakam membuat para “betah”. Kontrak kerja sama Blok Mahakam pertama yang diteken tahun 1966 sendiri berdurasi 30 tahun. Pada 1997, kontrak kerja sama selama 30 tahun pertama berakhir dan pemerintah memutuskan memperpanjang kontrak tersebut selama 20 tahun atau berlaku hingga 2017.

Pada 2008, atau 10 tahun sebelum kontrak habis sebenarnya Total E&P Indonesie (pengelola Mahakam) berminat memperpanjang kontrak ke pemerintah. Namun pada 2009, Pertamina juga menyampaikan surat keinginan mengelola Blok Mahakam. Pemerintah akhirnya memutuskan tidak perpanjang kontrak Total dan menunjuk Pertamina sebagai pengelola baru tepat pada 1 Januari 2018. Sejalan, kontrak blok-blok migas sekitar delat Mahakam juga sudah memasuki masa terminasi. Dari sekitar 10 blok terminasi atau masa kontrak kontraktor asing habis tahun 2017 sebagian besar diantaranya berada di wilayah Kalimantan Timur. Ada Mahakam, Sanga-Sanga, Attaka serta East Kalimantan. Adapun blok Tengah sebelumnya dioperatori oleh Pertamina dan langsung diberikan sepenuhnya ke Pertamina.

Fase Merah Putih di Delta Mahakam

Berdasarkan perkiraan, sumber daya di Delta Mahakam sudah mulai menipis. Blok Mahakam misalnya diperkirakan sisa cadangannya 57 juta barel minyak, 45 juta barel kondensat, dan 4,9 TCF gas. Untuk mengelola secara langsung Mahakam Pertamina membentuk Pertamina Hulu Mahakam (PHM). Selanjutnya dibentuk juga beberapa anak usaha PHI lainnya seperti Pertamina Hulu Sanga-sanga (PHSS), Pertamina Hulu Attaka (PHA) serta Pertamina Hulu Kalimantan Timur (PHKT) yang hingga kini memproduksi migas di wilayah Delta Mahakam.

Sejak awal rencana alih kelola mengemuka tidak sedikit pihak bersikap skeptis terhadap Pertamina, karena dinilai tidak pernah mengelola blok migas dengan ukuran cadangan besar. Pemerintah dan Pertamina bergeming, justru itu dianggap jadi tantangan terbuka bagi perusahaan migas plat merah. Ignasius Jonan, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) kala itu sempat menyatakan bahwa reputasi Pertamina dipertaruhkan dalam pengelolaan blok Mahakam.

“(Blok) Mahakam jadi pertaruhan besar Pertamina, kalau alih kelola ini membuat produksi turun drastis, maka reputasi Pertamina dan reputasi dunia hulu migas kita akan kurang positif,” tegas Jonan sebelum alih kelola.

Pertamina menjawab tantangan tersebut dengan optimisme tinggi, padahal beberapa tahun sebelum alih kelola, atau saat masih dikelola Total, performa blok Mahakam sudah mulai terasa menurun, hal itu sebenarnya sudah diamini para ahli karena kondisi umur dari sumur-sumur migas yang sudah sangat tua sehingga Natural Decline Rate (penurunan produksi secara alami) sangat wajar terjadi. Bahkan proyeksi dari Total dulu produksi Mahakam sangat berpotensi langsung terjun bebas seiring berjalannya waktu dan semakin tuanya usia sumur.

PHI Sang Penjaga Nyala Energi Kalimantan

Memasuki era pengelolaan oleh Pertamina Hulu Mahakam (PHM), tantangan pengelolaan aset di PHI–Regional 3 Kalimantan bukan hanya mempertahankan produksi lapangan tua, tetapi juga mempercepat eksplorasi, pengeboran, dan optimalisasi teknologi untuk menekan penurunan alamiah produksi. Kondisi lapangan yang telah mature membuat tantangan semakin kompleks. Operasi di Delta Mahakam, misalnya, menghadapi arus laut kuat, dinamika cuaca, serta keterbatasan logistik yang menuntut presisi tinggi dalam setiap keputusan teknis dan investasi.

Diolah : Dunia Energi

Di tengah kondisi tersebut, PHI menerapkan fondasi profitable investment sebagai acuan pengambilan keputusan. Strategi ini tidak sekadar memangkas biaya, tetapi memilih kegiatan yang paling relevan, aman, berdampak, dan memiliki keekonomian jangka panjang.

Di Zona 8, pendekatan tersebut diterapkan melalui seleksi program pengeboran. Tahun ini jumlah sumur yang direncanakan turun menjadi 67 dari 86 sumur tahun lalu. Penurunan aktivitas bukan berarti mengurangi investasi, melainkan memastikan setiap sumur yang dibor benar-benar fit for purpose.

Setyo Sapto Edi, General Manager Zona 8, mengatakan strategi regional harus diterjemahkan sesuai karakter lapangan offshore. “Kami memastikan strategi itu berjalan dengan mempertimbangkan keselamatan, efisiensi, dan karakter lapangan offshore yang tidak sederhana,” kata Edi dikutip dari Energia PHI edisi 9.

Sejumlah proyek strategis juga disiapkan untuk menopang produksi jangka menengah, antara lain Sisi Nubi Area of Interest (SNB AOI) yang mulai berproduksi pada akhir 2025 dan mencapai kapasitas optimal pada 2026, serta Manpatu Field Development yang ditargetkan on stream pada Maret 2027.

Sementara itu, Zona 9 yang mengelola aset onshore dengan skema gross split menerapkan strategi serupa melalui program yang lebih selektif. Tahun ini direncanakan 74 pengeboran sumur, turun dari 83 sumur pada tahun sebelumnya. “Angka itu sudah kami hitung cermat,” tegas Julfrinson Alfredo Sinaga, General Manager Zona 9.

Strategi Zona 9 diwujudkan melalui berbagai inovasi lintas aset, seperti borderless drilling yang menghasilkan lima sumur, dengan empat di antaranya telah put on production (POP). Sinergi juga dilakukan melalui Facility Sharing Agreement antara PT Pertamina Hulu Sanga Sanga dan PT Pertamina EP Sangatta untuk mengoptimalkan pengolahan gas Lapangan Semberah.

Optimalisasi aset mature juga dilakukan melalui seismic reprocessing, seismic acquisition, pemanfaatan shallow wells, reservoir remodelling, hingga penggantian tubing dan optimasi injeksi reservoir. Di sisi lain, komersialisasi gas skala kecil dikembangkan di Lapangan Sambutan dan Anggana. Di Dondang, pengeboran baru memanfaatkan fasilitas permukaan eksisting untuk menekan investasi.

“Efisiensi bagi kami adalah memastikan sumber daya digunakan untuk kegiatan yang benar-benar memberikan nilai,” ungkap Julfrinson.

Sebagai satu-satunya zona di PHI–Regional 3 Kalimantan yang menggunakan skema gross split, Zona 9 juga memanfaatkan peluang insentif fiskal untuk memperkuat keekonomian proyek.

Pendekatan berbeda diterapkan di Zona 10 setelah pemerintah mengizinkan perubahan skema kontrak dari gross split menjadi cost recovery. Meski skema berubah, prinsip profitable investment tetap menjadi pegangan dalam menjaga keekonomian aset melalui eksekusi yang disiplin dan terukur.

Yoseph Agung Prihartono, General Manager Zona 10, menegaskan fokus utama manajemen adalah menciptakan nilai nyata bagi perusahaan. “Kami tidak ingin muluk-muluk. Yang penting, apa yang kami kerjakan benar-benar membawa nilai bagi perusahaan,” ujarnya.

Dengan karakter aset darat dan laut yang berbeda, Zona 10 mengandalkan empat pilar pengelolaan, yakni perencanaan terintegrasi, investasi selektif, efisiensi eksekusi, dan optimalisasi fasilitas eksisting.

Pada akhirnya, profitable investment menjadi strategi PHI untuk menghadapi perbedaan karakteristik dan tantangan aset mature. Keberhasilan PHI–Regional 3 Kalimantan tidak hanya ditentukan teknologi, program, atau angka produksi, tetapi juga kemampuan organisasi beradaptasi, menjaga disiplin, dan bergerak dalam satu arah.

Tutuka Ariadji, Guru Besar Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung (ITB), mengungkapkan lapangan-lapangan di PHI sudah sangat tua dengan sehingga berbagai upaya dilakukan untuk menahan tajamnya penurunan produksi.

Dia menyebutkan strategi yang diusung sudah tepat karena PHI harus berhadapan dengan sumur-sumur yang telah berproduksi selama puluhan tahun. “Strategi Profitable Investment merupakan bagian dari upaya mengurangi biaya dengan hasil pendapatan (revenue) yang mencukupi,” ujar Tutuka kepada Dunia Energi, Rabu (19/8).

Komaidi Notonegoro, Direktur Eksekutif Reforminer Institute mengungkapkan perlu upaya yang dilakukan PHI patut diapresiasi dalam beberapa tahun terakhir dengan berbagai terobosan yang diusung. Termasuk menggarap proyek-proyek gas yang onstream di dekat aset-aset sudah mature.

“Mudah-mudahan berikan hasil optimal, karena kondisinya lapangan mature kalau mau dikembangkan biayanya mahal. Mudah-mudahan skala ekonomi dapat,” ungkap Komaidi saat dihubungi Dunia Energi, Kamis (20/8).

Menurutnya strategi profitable investment memang tidak akan selalu sejalan dengan pemerintah tapi badan usaha sangat bergantung pada margin demi keberlangsungan usaha.

“Badan usaha kalau nggak untung nggak akan dikerjakan. Untung  bagi pemerintah dan badan usaha sudut pandangnya tidak selalu sama. Biar bagaimanapun perusahaan harus cari margin,” tegas Komaidi.

Strategi PHI terbukti sangat efektif. Berdasarkan catatan perusahaan, PHI melalui anak perusahaan dan afiliasinya di berhasil memproduksikan minyak sebesar 59,3 ribu barel per hari (BOPD) atau 116,1% dari target perusahaan yang dipatok dalam Rencana Kerja Anggaran Perusahaan (RKAP). Sementara produksi gas sebesar 621 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) atau 105,4% dari target RKAP 2026. Tak hanya itu, pencapaian tersebut diraih dengan kinerja keselamatan yang baik, yakni 73,1 juta jam kerja selamat, nihil Number of Accident (NoA), serta 0,03 Total Recordable Incident Rate (TRIR).

Meidawati, Komisaris Utama PHI menekankan pentingnya menjaga kinerja produksi minyak dan gas secara berkelanjutan melalui penerapan strategi selective investment. “Upaya-upaya yang kita lakukan mengedepankan analisis tekno-ekonomi yang berbasis keselamatan kerja atau HSSE dan manajemen risiko,” ungkapnya.

Muharram Penguriseng, Direktur Utama PHI, mengajak seluruh pekerja agar terus berinovasi dalam mengoptimalkan recovery rate dari lapangan-lapangan migas di Regional 3 Kalimantan yang sudah mature. ”Kita harus mengedepankan out of the box thinking. Mustahil kita mengharapkan hasil yang berbeda, jika kita tetap melakukan cara yang sama di lokasi yang sama pula. Dengan berusaha keras dan berdoa kepada Allah Swt. Semoga ikhtiar kita senantiasa dimudahkan dalam menghadapi tantangan Semester II 2026,” jelas Muharram.

Sepanjang Semester I 2026, PHI berhasil mencatatkan sejumlah milestone penting dari proyek-proyek utama di lingkungan Perusahaan. Di antaranya, keberhasilan PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM) dalam penyelesaian pemasangan topside Proyek Manpatu pada akhir Mei 2026 dan keberhasilan onstream platform keempat Proyek Sisi Nubi AOI pada Juni 2026. Selain itu, keberhasilan PEP Sangasanga Field dalam pengeboran sumur pengembangan NKL-1183 , serta penerapan inovasi Through Tubing Electric Submersible Pump (TTESP) oleh PT Pertamina Hulu Sanga Sanga (PHSS) pada awal Februari 2026 yang berhasil meningkatkan produksi sumur hingga 150 persen. Sementara itu, PT Pertamina Hulu Kalimantan Timur (PHKT) juga mencatatkan hasil positif melalui dua sumur di Lapangan Sejadi.

Bisa dipahami jika kinerja sumur-sumur di delta Mahakam menurun karena sudah berproduksi selama puluhan bahkan ratusan tahun. Tapi di tangan Pertamina Delta Mahakam masih bisa belum habis, bahkan tetap jadi identitas industri gas Indonesia. Tidak mudah, tapi tetap dijalani.

Dari Sanga-Sanga hingga Delta Mahakam, perjalanan itu menjadi pengingat bahwa setiap barel minyak dan setiap kaki kubik gas yang diproduksi hari ini merupakan hasil dari kerja panjang lintas generasi. Dan selama masih ada cadangan yang dapat dikembangkan, Mahakam akan tetap menjadi salah satu bab terpenting dalam sejarah migas Indonesia.