JAKARTA – Rokan sudah habis ! mungkin itu kata yang bisa terucap saat melihat sekilas profil produksi minyak blok Rokan dalam beberapa tahun terakhir. Terutama setelah beralih pengelolaan dari Chevron ke Pertamina. Bisa dipahami memang, maklum ribuan sumur-sumur minyak di Rokan telah menyemburkan minyak selama puluhan bahkan mungkin ada yang mendekati ratusan tahun.

Tapi sang operator saat ini, Pertamina Hulu Rokan (PHR) menolak berdiam diri. Potensi Rokan diyakini masih ada, bukan sekedar sisa cadangan, melainkan ada “harta karun” yang masih tersimpan. Potensi ini sudah lama diketahui. Study awalpun sudah dilakukan tapi baru di tangan Pertamina baru dieksekusi. Bukan hanya sekedar karena “The Power of Kepepet”, tapi kemampuan Indonesia dalam menerobos zona nyaman produksi minyak di Rokan juga diuji. Dunia lain sudah bergerak ke arah yang akan dituju PHR. Langsung mengarah ke “Dapur Utama” produksi hidrokarbon di bawah perut bumi. Amerika Serikat sudah merasakan manfaatnya dan kini mereka menikmati hasilnya dalam bentuk shale oil dan shale gas.

Dalam kajian awal, potensi cadangan shale oil di Rokan mencapai 11,3 miliar minyak. Sementara tim Research and Technology Pertamina pernah merilis informasi potensi cadangan shale gasnya bisa tembus 20 Triliun Cubic Feet (TCF).

Bahkan hasil assesment Energy Information Administration (EIA, 2013) Amerika Serikat menunjukkan potensi MNK pada lima cekungan di Indonesia, terdapat sumber daya gas dan minyak in-place sebesar 303 triliun kaki kubik (trillion cubic feet/TCF) dan 234 miliar barel minyak (billion barrel oil/BBO). Salah satu potensi sumber daya MNK itu berada pada cekungan Central Sumatera Basin. Adapun potensi sub basin North Aman di cekungan Central Sumatera Nasin memiliki potensi sumberdaya inplace 1.86 miliar barel minyak dan 2.4 TCF kubik gas.

Pertamina memiliki momentum tepat untuk menggarap potensi shale oil dan shale gas di Rokan. Tutuka Ariadji, Guru Besar Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung (ITB) yang juga mantan Dirjen Migas Kementerian ESDM, menilai keputusan pemerintah untuk memberikan kontrak baru dan khusus bagi Pertamina untuk kembangkan Migas Non Konvensional (MNK) di Rokan sudah tepat. Pertamina harus bisa memanfaatkan momentum ini dengan semaksimal mungkin. “Ya betul (momentumnya tepat). Jadi itu udah oke (dipisahkan kontraknya), tapi pelaksanaannya-kan beda sama sekali,” kata Tutuka kepada Dunia Energi di Jakarta, Selasa (22/9).

Pengelolaan MNK akhirnya bisa jalan dengan skala besar nan menjanjikan di Indonesia. Bukan lagi sekedar pilot project. Kini proyek MNK di Rokan jadi pionir MNK di Indonesia sebagai proyek MNK berskala besar pertama yang mendapatkan kontrak MNK sendiri berikut dengan brebagai insentif yang diberikan pemerintah.

Pada Agustus 2026 Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (SKK Migas) sebagai wakil dari pemerintah teken Kontrak Bagi Hasil atau Production Sharing Contrack (PSC) MNK di Rokan dengan PT Pertamina Hulu Rokan (PHR). Setelah meneken kontrak PHR segera melakukan pengeboran dua sumur eksplorasi deliniasi/appraisal setelah sebelumnya menemukan potensi cadangan minyak dari pengeboran sumur Gulamo dan Kelok di wilayah kerja (WK) PHR.

Menurut Tutuka penandatanganan kontrak baru menjadi titik awal. Di balik kontrak tersebut terdapat tantangan yang berbeda dibandingkan pengembangan minyak dan gas bumi konvensional, mulai dari pola investasi, kecepatan pengeboran, pengadaan, hingga biaya rig.

Pada lapangan konvensional, produksi umumnya relatif tinggi pada awal pengembangan dan kemudian mengalami penurunan. Sementara pada MNK, pola pengembangannya justru kebalikannya. Tutuka menjelaskan, pada pengembangan migas konvensional, produksi pada awalnya cenderung besar kemudian menurun seiring waktu. Sementara MNK membutuhkan pendekatan pengembangan yang lebih dinamis.

“Kalau konvensional kita tahu kan, di awal masih besar, lama-lama terus mengecil. Tapi kalau yang ini, MNK itu pertama kecil, tapi lama-lama besar. Kebalik,” ujarnya.

Karakteristik tersebut, menurut Tutuka, membuat pengembangan MNK membutuhkan antisipasi dan tata kelola yang berbeda sejak awal. Salah satu faktor paling menentukan adalah kecepatan dalam mengeksekuai program pengeboran. Tutuka mengatakan, pengembangan MNK tidak bisa sepenuhnya mengandalkan perencanaan lokasi pengeboran seperti pada proyek konvensional. Informasi mengenai keberadaan hidrokarbon akan terus berkembang seiring kegiatan pengeboran dilakukan.

Dengan demikian, kegiatan pengeboran harus berlangsung secara berkelanjutan. Setelah satu sumur selesai dan hasilnya diketahui, kegiatan pengeboran berikutnya dapat diarahkan berdasarkan informasi yang diperoleh dari sumur sebelumnya.

“Kalau di MNK itu, ngebornya nggak bisa ditentukan di mana lokasinya semua, belum bisa. Ngebor, ada di situ. Oh, baru di sana ada. Habis, baru ada. Jadi sambil jalan. Tapi harus cepat,” jelas Tutuka.

Karena itu, persoalan pengadaan menjadi salah satu titik krusial. Kecepatan kegiatan pengeboran akan sangat dipengaruhi kemampuan sistem pengadaan untuk merespons kebutuhan operasional.

Dengan karakter pengembangan yang membutuhkan pengeboran secara intensif, biaya pengeboran kemudian menjadi faktor yang sangat menentukan keekonomian proyek. Kunci keekonomian MNK berada pada kemampuan menekan biaya pengeboran. Semakin mahal biaya satu sumur, semakin berat proyek tersebut untuk mencapai keekonomian.

Karakter MNK yang membutuhkan pengeboran secara cepat dan berulang menuntut perubahan terhadap mekanisme yang selama ini diterapkan dalam kegiatan hulu migas.

“Jadi harus mengubah regulasi, kebiasaan di SKK Migas, dan regulasinya yang harus disesuaikan, PTK-nya, untuk menghadapi ini. Jadi harus berbeda sama sekali. Itu yang harus diperhatikan sekali. Karena kalau tidak, nggak berhasil nanti. Kemudian harga satu sumur pengeboran harus lebih murah. Nah, kalau pengeboran nggak jalan. Kayak ekonomis, kuncinya di pemboran,” jelas Tutuka.

Keberhasilan proyek akan ditentukan oleh kemampuan industri mengubah pola kerja, mempercepat pengeboran, menekan biaya, serta menyesuaikan regulasi dan mekanisme pengadaan dengan karakter MNK.

Di Rokan, potensi itu kini mulai memasuki fase baru. Pertarungannya bukan lagi semata-mata menemukan sumber daya, melainkan memastikan setiap sumur dapat dibor dengan cepat, biaya yang terkendali, dan teknologi serta tata kelola yang mampu mengikuti karakter sumber daya nonkonvensional tersebut.

Jaga Optimisme

Pengembangan MNK menjadi bagian dari strategi jangka panjang PHR untuk menjaga keberlanjutan produksi di tengah tantangan lapangan migas konvensional yang semakin mature, sekaligus membuka sumberdaya migas baru bagi ketahanan energi nasional. Perjalanan MNK Rokan dimulai dari pengeboran Gulamo DET-1 pada 2023, yang kemudian dilanjutkan dengan Kelok DET-1 pada 2024 sebagai bagian dari upaya studi potensi migas non-konvensional di struktur North Aman.

Keberhasilan Gulamo DET-1 dan Kelok DET-1 berdasarkan hasil pemboran dan pengujian yang telah dilakukan semakin memperkuat keyakinan PHR terhadap potensi pengembangan Migas Non Konvensional (MNK) di struktur North Aman. Struktur ini diperkirakan memiliki sumber daya terambil ( recoverable resources ) diperkirakan mencapai 724 juta barel setara minyak (MMBOE), yang menjadi dasar bagi PHR untuk melanjutkan tahapan appraisal guna mengonfirmasi besaran sumber daya dan potensi pengembangannya. North Aman menjadi fondasi awal pengembangan MNK yang lebih luas di Wilayah Kerja Rokan, dengan peluang pengembangan pada struktur lain seperti South Aman, Rangau, dan Balam.

Keunggulan ekosistem operasional Zona Rokan, mulai dari keberadaan infrastruktur produksi, fasilitas pendukung, akses operasional, serta ekosistem rantai pasok yang telah berkembang di Zona Rokan menjadi modal penting untuk mendukung pengembangan MNK Rokan secara bertahap.

Pengembangan MNK tidak hanya membutuhkan penerapan teknologi yang kompleks, tetapi juga dukungan dari berbagai komponen ekosistem MNK. Hadirnya Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (Kepmen ESDM) Nomor 246.K/MG.04/MEM.M/2026 mengenai Percepatan Pelaksanaan Pengusahaan Minyak dan Gas Bumi Non Konvensional Wilayah Kerja Rokan, memberi kepastian regulasi dan fiskal bagi kontraktor, serta kemudahan komersialisasi produksi MNK. Termasuk di dalamnya, skema cost recovery dengan split adaptif dan insentif investasi. Skema ini dirancang guna menyeimbangkan daya tarik investasi dengan penerimaan negara, sekaligus memastikan keberlanjutan proyek jangka panjang.

Muhamad Arifin, Direktur Utama PHR  melihat momen penandatanganan KBH MNK Rokan adalah langkah strategis memperkuat ketahanan energi nasional. “MNK bukan hanya proyek eksplorasi, melainkan fondasi baru yang akan menjadi investasi strategis untuk meningkatkan ketahanan energi nasional dan membangun kompetensi baru di hulu migas di Indonesia,” ungkapnya.

Sementara itu Sunaryanto, Direktur Utama PT Pertamina Hulu Energi (PHE) mengatakan sebagai Subholding Upstream Pertamina, PHE optimistis pengembangan MNK di Indonesia akan berkontribusi signifikan terhadap produksi minyak nasional di masa mendatang. “Pengembangan MNK memiliki potensi besar untuk mendukung peningkatan produksi minyak di dalam negeri,” ujarnya.

Oki Muraza, Wakil Direktur Utama PT Pertamina (Persero)  menegaskan bahwa MNK Rokan merupakan langkah awal untuk membangun kapabilitas dan ekosistem Migas Non Konvensional Indonesia. “Yang kita bangun bukan hanya sumurnya, tetapi ekosistemnya. MNK membutuhkan integrasi kemampuan subsurface, drilling dan completion, stimulasi, teknologi, supply chain, serta sumber daya manusia yang berbeda dari pengembangan migas konvensional. Rokan menjadi starting point bagi Pertamina dan Indonesia untuk membangun learning curve tersebut,” ujar Oki.

Menurutnya jika ekosistem ini berhasil dengan keekonomiannya semakin kompetitif, model yang dikembangkan di Rokan dapat direplikasi ke potensi MNK lainnya. “Inilah langkah awal menuju pengembangan MNK Indonesia dalam skala yang lebih besar,” tambahnya.

Djoko Siswanto, Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mengungkapkan pengembangan MNK Rokan merupakan langkah penting untuk membuka sumber pertumbuhan produksi baru di tengah semakin matangnya lapangan-lapangan konvensional.

Menurutnya, potensi sumber daya yang besar harus dapat diterjemahkan menjadi cadangan dan produksi nyata melalui percepatan appraisal, penerapan teknologi yang tepat, serta dukungan keekonomian dan regulasi yang kompetitif. “Rokan kita dorong menjadi pionir sekaligus pembuktian bahwa Migas Non Konvensional dapat dikembangkan secara komersial di Indonesia,” kata Djoko dalam keterangannya, Rabu (16/9).

Dia menuturkan Pertamina jadi inisiator baru dalam pengembangan MNK yang sudah lama hanya jalan di tempat. “Potensinya sudah kita lihat, regulasi dan insentif juga telah disiapkan. Sekarang yang paling penting adalah bagaimana seluruh tahapan dapat berjalan lebih cepat sampai menghasilkan produksi. Kalau MNK Rokan berhasil, ini akan membuka jalan bagi pengembangan potensi MNK di wilayah lain dan menjadi sumber baru untuk mendukung peningkatan produksi serta ketahanan energi nasional,” jelas Djoko.