## Mengenal Enhanced Oil Recovery (EOR) Sebagai Solusi

## Meningkatkan Produksi Minyak Indonesia
Bayu Prasetya Putra 1 , Berkah Fajar Tamtomo Kiono 2
1 Magister Energi, Sekolah Pascasarjana, Universitas Diponegoro;
2 Departemen Teknik Mesin, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro;
Email  : bayuprasetyaputra@students.undip.ac.id (B.P.P), fajarberkah10@lecturer.undip.ac.id (B.F.T.K);
Abstrak : Produksi minyak dari sebuah reservoir secara alami pasti akan mengalami penurunan atau bahkan  tidak  dapat  menghasilkan  sama  sekali.  Kondisi  tersebut  tidak  serta  merta  menggambarkan bahwa  cadangan  minyak  dalam reservoir sudah  habis.  Jika  hanya  mengandalkan  metode  produksi primer  ( primery  recovery )  kemungkinan  besar  masih  sangat  banyak  minyak  yang  tersisa  di reservoir , untuk  itu  diperlukan  metode  produksi  lanjutan  untuk  bisa  menguras  minyak  yang  masih  banyak tersisa di reservoir . Metode Enhanced Oil Recovery (EOR) akan memberikan solusi pengurasan terhadap minyak yang masih ada didalam reservoir yang tidak dapat diambil dengan produksi primer. Namun untuk  menerapkan  metode  EOR  diperlukan  pemilihan  yang  tepat  sehingga  didapatkan  hasil  yang optimum sesuai dengan biaya yang dikeluarkan.
Kata Kunci : Cadangan minyak, primary recovery , Enhanced Oil Recovery

## 1. Pendahuluan
Indonesia merupakan negara yang kaya akan keanegaragaman energi dan sumber daya mineral. Lebih  dari  100  tahun,  minyak  bumi  menjadi  tumpuan  ekonomi  Indonesia.  Berdasarkan  laporan Kinerja  DEN  2019,  minyak  bumi  masih  berkonstribusi  sebesar  28,82%  dari  total  konsumsi  energi Nasional,  dengan  konsumsi  hampir  dua  kali  lipat  dari  produksi  minyak  bumi  (Gambar  1)  (DEN, 2019).  Cadangan  minyak  bumi  Indonesia  selama  10  tahun  terakhir  trend-nya  cenderung  mengalami penurunan (Gambar 2). Cadangan minyak bumi dari 8.21 miliar barel pada 2008 turun ke kisaran 3.8 miliar barel di 2019 (Gambar 3). Reserve to Production terdapat pada kisaran 9 tahun. Hingga saat ini konsentrasi  kegiatan  eksplorasi  dan  produksi  migas  baru  sekitar  42%  dari  total  128  cekungan  yang ditemukan, dimana 19% atau 18 cekungan sudah terproduksi, 9% atau 12 cekungan sudah dibor dan ditemukan minyak, serta 24% atau 24 cekungan sudah dibor tapi tidak ditemukan minyak. Masih ada 58%  cekungan  yang  belum  dibor  untuk  dipastikan  potensi  cadangan  migasnya.  Pada  tahun  2019, pencapaian  produksi  minyak  dan  kondensat  nasional  mencapai  745.1  Mbopd,  atau  mengalami penurunan  sebesar  26.96  Mbopd  dibandingkan  pencapaian  produksi  pada  tahun  2018  sebesar  772.1 Mbopd (Gambar 4), dengan laju penurunan produksi alamiah dapat ditahan sebesar 3-5% per tahun. Terdapat 6 faktor yang menjadi tantangan dan kendala utama dalam merealisasikan target produksi migas di tahun 2019, yaitu penurunan laju produksi yang lebih cepat dari perkiraan, hasil pemboran yang  tidak  sesuai  ekspetasi,  kendala  cuaca  yang  menyebabkan  mundurnya  beberapa  beberapa
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
kegiatan  operasional  fasilitas  dan  pomboran,  ganguan  operasional,  serta  permasalahan  curtailment produksi akibat isu komersial (SKK Migas, 2019).
Gambar 1. Konsumsi dan Produksi Minyak Bumi 2009-2019 (KESDM, 2019)
Gambar 2. Laju Penurunan Cadangan Minyak Bumi 2009-2019 (KESDM, 2019)
Mengingat  minyak  dan  gas  bumi  masih  merupakan  energi  yang  mendominasi  dalam penggunaan  energi  nasional,  maka  beberapa  upaya  peningkatan  cadangan  minyak  dan  gas  bumi senantiasa diupayakan (KESDM, 2020). Salah satu solusi mengatasi berkurangnya cadangan minyak di  Indonesia  adalah  dengan  cara  meningkatkan recovery minyak.  Ada  beberapa  strategi  yang  bisa dilakukan,  antara  lain  untuk  jangka  waktu  pendek  dengan  melakukan work  over dan well  services , untuk jangka waktu menengah dengan metode Enhanced Oil Recovery (EOR), sedangkan untuk jangka waktu  panjang,  melalui  cara  eksplorasi.  Kegiatan  eksplorasi  tentunya  lebih  menantang  serta  lebih mahal. EOR adalah salah satu cara untuk meningkatkan cadangan minyak dengan menguras volume minyak  yang  sebelumnya  tidak  dapat  diproduksikan.  Secara  umum,  kegiatan  eksplorasi  terbagi menjadi tiga fase, yakni fase primer, sekunder dan tersier (Gambar 5). Fase primer ( primary recovery ) adalah  fase  dimana  lapangan  baru  dikembangkan  (SKK  Migas,  2014).  Dalam  fase  ini,  produksi minyak  bumi  dapat  mengalir  ke  sumur  produksi  sampai  ke  permukaan  dengan  mekanisme pendorong  dari reservoir itu  sendiri,  atau  dengan  mekanisme  pendorong  ( artificial  lift )  bila  tekanan sumur  hanya  mampu  mengalirkan  produksi  minyak  bumi  ke  sumur  produksi  dan  tidak  mampu
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
sampai ke permukaan. Metode artificial lift meliputi Sucker rod pumping , Gas lift, Electrical submersible pumping,  Hydrolic  pumping,  dan  Plunger  lift  (Brown,  1980).  Menurunnya  tekanan reservoir menyebabkan  minyak  yang  tersisa  didalam reservoir tidak  bisa  naik  ke  sumur  produksi  (Lubis  dkk, 2014).  Penurunan  laju  produksi  pada  sumur  disebabkan  oleh  menurunnya  tekanan reservoir (Umar dkk, 2017).
Gambar 3. Peta Cadangan Minyak Bumi Tahun 2019 (KESDM, 2020)
Gambar 4. Laju Penurunan Produksi Minyak Bumi Tahun 2009-2019 (SKK Migas, 2019)
Fase  sekunder ( secondary  recovery ) dilaksanakan dengan  injeksi cairan ( pressure maintenance atau water flooding ) atau gas ( immiscible gas flooding ) ke dalam reservoir dan mendorong minyak mengalir ke sumur produksi (SKK Migas, 2014). Jika dalam akhir fase sekunder dimungkinkan  masih tersimpan cadangan  minyak  bumi,  maka  selanjutnya  dapat  dilakukan  metode  tersier  ( tertiery  recovery ).  Dalam metode tersier ini dikenal dengan istilah Enhanced Oil Recovery (EOR) (Green, 2003). Dalam Paper ini, penulis  akan  mencoba  memaparkan  teknologi  EOR  dalam  beberapa  bagian.  Pertama,  Jenis  metode EOR  yang  digunakan  di  Industri  Migas.  Kedua,  penerapan  dan  perkembangan  metode  EOR  di Indonesia dimasa lalu dan masa kini. Ketiga, hambatan yang dihadapi dalam penerapan metode EOR di Indonesia.
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
Gambar 5. Tahapan Fase Eksplorasi Minyak Bumi (Kokal, 2010)

## 2. Metode Enhanced Oil Recovery
Enhanced  Oil  Recovery (EOR)  adalah  metode  peningkatan  produksi  minyak  bumi  dengan menginjeksikan  sumber  energi  eksternal  dan/atau  material  untuk  memperoleh  minyak  yang  tidak dapat  diproduksikan  secara  ekonomis  menggunakan primary  recovery dan secondary  recovery .  (SKK Migas,  2015)  Metode  EOR  dapat  menyebabkan  perubahan  pada reservoir seperti  komposisi,  rasio mobilitas  minyak  dan  air,  dan  struktur  batuan  fluida.  Berdasarkan  jenis  material  yang  diinjeksikan metode  EOR  dapat  dibedakan  menjadi  beberapa  metode  yaitu: thermal  flooding ( hot  water , steam stimulation , steam  flood , fire  flood ), miscible  gas  flooding ( hydrocarbon  solvent ,  CO 2 ,  N 2 , hydrocarbon gas, mixed  of  natural  gas ), chemical  flooding ( polymers , surfactans , alkaline ),  dan  yang  lain  ( foam , microbial ) (Green and Willhite, 1998).

## 2.1. Thermal Flooding
Injeksi  termal  adalah  proses  injeksi  panas  ke  dalam reservoir untuk  mengurangi  viskositas minyak,  meningkatkan  kemampuan  fluida  untuk  mengalir  melalui reservoir ,  dan  mengurangi ketegangan  antara  batuan  dan  cairan  ( interfacial  tension )  yang  tujuannya  untuk  meningkatkan mobilitas  minyak  dan  membuat  jalur  aliran  yang  lebih  mudah  menuju  sumur  produksi.  Selain  itu, minyak  yang  dipanaskan  akan  menguap  sehingga  membentuk  minyak  yang  lebih  tipis  melalui kondensasi.  Panas  dapat  disuplai  dari  luar reservoir melalui  injeksi  uap  panas  atau  air  panas  atau dapat dibangkitkan dalam reservoir itu sendiri melalui pembakaran (Prats. M, 1986). Faktor perolehan dapat  mencapai  80%  pada  beberapa  proyek  injeksi  uap  panas.  Peningkatan  yang  signifikan  bila dibandingan tipikal perolehan fase primer yang hanya berkisar antara 1 sampai dengan 10% (Curtis dkk, 2002).
Injeksi  termal  dari  luar  yang  banyak  dikenal  adalah  injeksi  air  panas  dan  injeksi  uap  panas. Kedua  fluida  injeksi  tersebut  berperan  menurunkan  viskositas  minyak  sehingga  akan  memperbaiki mobilitas  minyak  tersebut.  Perbedaan  yang  signifikan  adalah  keberadaan  efek  kondensasi  uap. Keberadaan  fase  gas  menyebabkan  komponen-komponen  ringan  pada  hidrokarbon  mengalami distilasi, dilusi, dan stripping memberi konstribsi dalam menghasilkan saturasi residual minyak yang sangat rendah (Willman dkk, 1961). Ketika uap mengalami kondensasi, komponen hidrokarbon yang terkondensasi  mengalami  hal  yang  sama  sehingga  akan  mengurangi  viskositas  minyak  pada  zona kondensasi. Kombinasi pengurangan viskositas, peningkatan permeabilitas reatif, dan perluasan area penyapuan  pada  injeksi  uap  akan  menghasilkan  pengurasan  minyak  yang  jauh  lebih  lebih  besar dibandingkan dengan injeksi air panas (Gambar 6).
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
Gambar 6. Ilustrasi proses injeksi steam flood pada reservoir (History.alberta.ca, 2021)
Pada  metode  pembakaran  minyak  di reservoir atau in-situ  combustion ,  oksigen  diinjeksikan  ke dalam reservoir ,  minyak  yang  ada  dalam reservoir kemudian  dibakar  dengan  menggunakan electrical igniter .  Temperatur  pembakaran  berkisar  antara  650  sampai  1,200°F  (343°C  – 635°C)  (Don  W.  Green dan G. Paul Willhite, 2003). Mekanisme yang terjadi pada injeksi uap juga terjadi pada proses in-situ combustion . Panas yang dihasilkan akan terkonsentrasi pada zona pembakaran karena kapasitas panas udara sebagai fluida injeksi terlalu rendah untuk mentrasfer panas secara signifikan. Karena hal ini, air diinjeksikan untuk mentransfer panas dari zona pembakaran ke zona yang berisi minyak original. Aplikasi in-situ  combustion tidak  sebanyak  injeksi  uap.  Teknik  ini  terbatas  digunakan  pada reservoir dalam tekanan tinggi, yaitu dari 3.000 ft dan 2.500 psi (Gambar 6).
Cyclic  steam  simulation adalah  metode  injeksi  uap  panas  secara  berkala  pada  sumur.  Pada metode  ini,  uap  diinjeksikan  ke  dalam  sumur  produksi  selama  periode  tertentu,  antara  2  hingga  4 minggu. Selanjutnya sumur ditutup beberapa hari dengan tujuan panas menyebar ke sekitar lubang sumur. Laju minyak saat sumur diproduksi kembali akan tinggi karena viskositas minyak  berkurang drastis akibat kenaikan temperatur dalam reservoir . Seiring dengan produksi sumur, temperatur akan menurun karena kehilangan panas secara konveksi melalui fluida terproduksi dan secara konduksi ke formasi  yang  terletak  di  atas  dan  di  bawah reservoir .  Laju  aliran  minyak  akan  berkurang  hingga mencapai  batas  keekonomian.  Pada  tahap  ini,  injeksi  uap  panas  dilakukan  kembali.  Siklus  tersebut pada  beberapa reservoir dapat  mencapai  20  kali.  (Prats.  M,  1986)  Stimulasi  injeksi  uap  panas  hanya dapat  dilakukan  bila  tenaga  alami reservoir masih  cukup  besar  mendorong  minyak  ke  sumur produksi.  Metode  ini  juga  menjadi  pilihan  pada reservoir yang  relatif  kecil  atau reservoir denga konektifitas buruk dimana injeksi uap panas tidak ekonomis karena biaya investasi sumur baru tidak dapat dikompensasi dari tambahan minyak yang diperoleh.
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152

## 2.2. Miscible Gas Flooding
Injeksi  gas  tercampur  adalah  proses  pendesakan  suatu  fluida  terhadap  fluida  lain  untuk bercampur dan  membentuk suatu fasa yan homogen sehingga tidak tampak lagi batas dari masing- masing  fluida.  Hasil  dari  pencampuran  tersebut  dapat  keluar  dari  pori-pori  batuan  dengan  mudah. Tujuan injeksi gas tercampur adalah untuk menurunkan viskositas fluida reservoir serta meningkatkan laju  alirnya,  sehingga  minyak  lebih  mudah  diproduksikan  (Ansyori,  2018).  Fluida  pendesak  yang umum  digunakan  adalah  gas  CO 2 ,  N 2 ,  LPG,  dan flue  gas .  Parameter  penting  yang  perlu  diketahui pada  proses  injeksi  gas  tercampur  adalah  tekanan  pencampuran  minimum  (MMP),  karena  bersifat spesifik  untuk  setiap reservoir .  Pendesakan  hanya  bisa  terjadi  jika  tekanan reservoir diatas  MMP. Injeksi gas tercampur akan meningkatkan saturasi minyak (Usman, 2011).
Gambar 7. Ilustrasi Proses Injeksi Water-Alternating-Gas (Energy.gov, 2021)
CO 2 diinjeksikan  dalam reservoir pada  kondisi  diatas  temperatur  kritis  yaitu  31°C.  Viskositas CO 2 pada kondisi injeksi sangat rendah antara 0.06 hingga 0.10 cp tergantung temperatur dan tekanan reservoir .  (Harry  dkk,  2006)  Hal  ini  menyebabkan  mobilitas  CO 2 jauh  lebih  tinggi  dibandingkan mobilitas  minyak  dan  air  sehingga  terjadi fingering yang  mengakibatkan  rendahnya  efisiensi pendesakan  makroskopik.  Untuk  memperbaiki  hal  ini,  mala  slug  CO 2 dan  air  diinjeksikan  secara bergantian. Metode ini dikenal dengan water-alternating-gas (WAG). Gambar 7 menampilkan ilustrasi proses WAG. Problem lain terkait Injeksi CO 2 adalah perbedaan densitas antara CO 2 dengan air dan minyak.  CO 2 yang  lebih  ringan  cenderung  bergerak  kebagian  atas reservoir dan  mendesak  minyak hanya pada  bagian tersebut. Karena  alasan ini injeksi CO 2 pada  beberapa kasus dilakukan pada top reservoir .
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152

## 2.3. Chemical Flooding
Injeksi kimia adalah salah satu jenis metode EOR dengan jalan menambahkan zat-zat kimia ke dalam air injeksi untuk menaikkan perolehan minyak sehingga akan menaikkan efisiensi penyapuan dan  menurunkan  saturasi  minyak  dalam reservoir .  Terdapat  tiga  macam  zat  kimia  yang  biasa digunakan dalam injeksi kimia, yaitu: polimer, surfaktan (zat aktif permukaan), dan alkalin (kaustik) (Ansyori,  2018).  Injeksi  menggunakan  polimer  untuk  meningkatkan  perolehan  minyak  pertama  kali diperkenalkan  sebagai  teknik  EOR  pada  awal  tahun  1960  (Sorbie,  1991).  Injeksi  polimer  dapat meningkatkan  faktor  perolehan  minyak  sebesar  5-30%  dari  original  oil  in  place  (OOIP)  (G.A.  Pope, 2007). Injeksi polimer cocok dimplementasikan pada reservoir yang sukses dilakukan injeksi air namun masih  banyak  minyak  yang  belum  bisa  diambil.  Dengan  kata  lain,  injeksi  polimer  akan mengefektifkan  efek  dari  injeksi  air  yang  telah  dilakukan  sebelumnya.  Hal  ini  dikarenakan permukaan  kontak  antara  zat  kimia-minyak  lebih  baik  jika  dibandingkan  permukaan  kontak  antara air-minyak dalam  mekanisme pendesakan  seperti yang terlihat pada gambar 8. Berdasarkan prinsip rasio  mobilitas,  injeksi  polimer-air  dapat  mengurangi  rasio  mobilitas  air  dengan  dua  mekanisme  (1) meningkatkan  viskositas  fase  air  (2)  mengurangi  permeabilitas  air  ke porous  rock (batuan  berpori) dengan  menyerap  polimer  yang  ada  pada  bantuan  berpori.  Sehingga  meningkatkan  efisiensi penyapuan minyak dalam reservoir (K.S. Sorbie, 1991) (C.G. Zheng dkk, 2000).
Gambar 8. Ilustrasi Proses Injeksi Polimer (A.N El-hoshoudy, 2017)
Efektifitas  injeksi  polimer  dipengaruhi  secara  langsung  oleh  viskositas,  berat  molekul  dan konsentrasi polimer. Perubahan jumlah air dan salinitas dalam larutan polimer akan mempengaruhi viskositas. Polimer dengan berat molekul yang lebih  tinggi akan  memberikan  viskositas lebih tinggi dan  dapat  mengurangi  volume  polimer  yang  digunakan  namun  tetap  dapat  melalui  pori  pada reservoir batuan  secara  efektif.  Semakin  tinggi  konsentrasi  polimer  yang  diinjeksikan  dapat mempersingkat  waktu  injeksi  dan  meningkatkan recovery  factor sehingga  menurunkan  saturasi minyak  sisa.  Namun  harus  dipertimbangkan  pula  bahwa  semakin  besar  konsentrasi  polimer  yang akan diinjeksikan memerlukan  tekanan injeksi yang besar pula (Abadli, 2012). Surfaktan merupakan
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
senyawa  aktif  yang  mempunyai  struktur  amphifilik,  yang  terdiri  dari  gugus  hidrofilik  dan  lipofilik (Febiyanti  dkk,  2013)  yang  dapat  menurunkan  tegangan  permukaan  atau  inter-facial  tension  (IFT) antara  dua  fase  yang  berbeda,  yaitu  minyak  dan  air  (Ahmadi  dkk,  2014).  Sehingga  dapat dimanfaatkan  dalam  proses  EOR.  Untuk  meningkatkan  efisiensi  pendesakan  volumetrik,  injeksi larutan  surfaktan  umumnya  diikuti  oleh  injeksi  larutan  polimer.  Proses  ini  dikenal  sebagai  injeksi misel-polimer  atau  surfaktan-polimer  (Usman,  2011).  Pada  injeksi  Alkalin,  sistem  larutan  kimia dengan  pH  tinggi  diinjeksikan  ke  dalam reservoir .  Umummnya  diterapkan  pada reservoir minyak bersifat asam ( petroleum acids ) (Green, 2003). Perpaduan alkalin-surfaktan-polimer merupakan variasi lain dalam injeksi kimia.

## 2.4. Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR)
Salah satu  teknologi EOR yang tidak  memerlukan investasi  besar adalah microbial enhanced oil recovery (MEOR)  yaitu  penggunaan  mikroba  untuk  peningkatan  pengurasan  minyak.  Sayangnya kredibilitas  teknologi  ini  belum  sepenuhnya  diakui  oleh  industri  perminyakan  karena  alasan  teknis dan ekonomis (Saikrishna, 2007), walaupun sejumlah uji coba lapangan telah  berhasil menunjukkan adanya  peningkatan  produksi  minyak  (Hou  dkk,  2005).  Dari  sisi  ekonomis,  dukungan  finansial terhadap  metode  ini  sangat  lemah  karena  minimnya  data  yang  menunjukkan  adanya  keuntungan ekonomis  dari  aplikasi  MEOR.  Dari  sisi  teknis,  para  peneliti  dan  praktisi  MEOR  tidak  mampu menghilangkan  persepsi  bahwa  proses  aplikasi  teknologi  ini  sangat  kompleks  (Bryant,  2000).  Hasil penelitian dan  uji coba lapangan  menunjukkan  bahwa sejumlah  bakteri tertentu dalam reservoir bila diberi  nutrisi  dan  bio-katalis  yang  sesuai  akan  dapat  berkembang  dan  menghasilkan  bio-surfaktan, alkohol, bio-polimer, gas, dan zat asam melalui proses metabolisme (Usman, 2011).
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
Proses  MEOR  dimulai  dari  injeksi  mikroba  ke reservoir hingga  munculnya  minyak  ke permukaan  dapat  dilihat  pada  gambar  9.  Mikroba  yang  diinjeksikan  akan  mengikat  minyak  yang terperangkap  pada reservoir kemudian  membawanya  keluar  permukaan  (Siami,  2020).  MEOR kebanyakan  diaplikasikan  pada  2 reservoir seperti  mekanisme in-situ dan ex-situ (Saravanan  dkk, 2020).  MEOR  pada  mekanisme  in-situ  mikroba  dan  nutrien  diinjeksikan  ke reservoir melalui  sumur injeksi,  sedangkan  pada  ex-situ  mikroba  di  produksi  pada  bioreaktor  terlebih  dahulu  kemudian  di injeksikan ke reservoir (Niu dkk, 2020). Efektivitas dari metode MEOR diukur  berdasarkan  beberapa parameter,  seperti  formasi  suhu,  viskositas  minyak,  permeabilitas,  salinitas  air  garam, water  cut , gravitasi API minyak, pH, tekanan, saturasi oil residu, kedalaman porositas, dan kandungan bakteri pada reservoir (Saravanan dkk, 2020).

## 3. Penerapan EOR di Indonesia
Di  Indonesia  sendiri,  metode  EOR  yang  paling  luas  adalah steam  flooding .  Metode  ini  telah berhasil diimplementasikan di lapangan Duri untuk meningkatkan recovery minyak berat sejak 1985. Dalam hal produksi, proyek ini adalah aktivitas steam flooding terbesar di dunia yang dikenal sebagai Duri Steam  flood atau  DSF  (Koottungal,  2014).  Dengan  DSF,  lapangan  Duri  mampu  memproduksi minyak  hingga  mencapai  296  BOPD  (SKK  Migas,  2014),  dan  berkonstribusi  terhadap  total  produksi nasional sekitar 20% (SKK Migas, 2011). Cadangan Minyak yang ada secara keseluruhan diperkirakan mencapai  27  miliar  barrel.  Dari  angka  ini,  cadangan  minyak  yag  sudah  diproduksi  mencapai  23.5 miliar barrel dan ada 3.3 miliar barrel yang masih tersisa. Dari sisa tersebut, sebanyak 46 juta barrel diharapkan  bisa  diangkat  dengan  menggunakan  teknologi  EOR  (SKK  Migas,  2014).  Berikut  adalah perkembangan penerapan metode EOR yang dilakukan di Indonesia.

## 3.1. Thermal Flooding di Lapangan Duri dan Minas
Injeksi  termal  telah  diterapkan  di  Indonesia  sejak  tahun  1967.  Proyek  injeksi  termal  pertama dilakukan  dengan  teknik huff-and-puff .  Teknik  tersebut  merupakan  awal  dari  proyek steam  flooding yang  telah  mampu  memperpanjang  produksi  Lapangan  Duri  hingga  hari  ini.  Sejak  tahun  1975, Lapangan  Duri  telah  menerapkan  dua  pilot  project  EOR  yaitu caustic  injection dan steam  flooding . Dimana  proyek steam  flooding berhasil  meningkatkan  produksi  lapangan  Duri,  sedangkan caustic injection tidak dilanjutkan  pada tahun 1979 karena mengalami kegagalan. Selanjutnya, steam flooding dipilih  untuk  diterapkan  sepenuhnya  di  Lapangan  Duri,  dan  menjadikan  proyek  EOR  terbesar  di Indonesia  hingga  saat  ini  masih  merupakan  metode steam  flooding terbesar  di  dunia  (Koottungal, 2014). Metode steam flooding diterapkan pada Area 1 sampai April 1985. Setelah itu, dilanjutkan pada Area 2 di tahun 1986, dan mencapai Area 14 pada tahun 2010. Puncak total produksi Lapangan Duri diperkirakan  mencapai  300,000  BOPD  pada  tahun  1994.  Terlepas  dari  tingkat  produksi  saat  ini  dan ekspansi  yang  mencakup  proyek North  Duri  Development (NDD),  total  produksi  Lapangan  Duri pernah menurun ke level terendah hanya 165.057 BOPD (SKK Migas, 2013). Sejauh ini, metode steam flooding hanya diterapkan di Lapanan Duri karena lapangan tersebut memiliki kondisi reservoir yang sesuai seperti karakteristik minyak berat, kedalaman, dan ketebalan reservoir dalam area yang luas.
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152

## Tabel 1.
Aktifitas Steam Flooding di Indonesia (Abdurrahman dkk, 2017) No. Field Name Status EOR Type Year EOR Production Remarks References 1 Duri Field Trial Huff and Puff 1967 No Information Shifted to Steamflood SPE 21527 2 Duri Field Trial Steamflood 1975 No Information  Successful SPE 21527 3 Duri Full Project  Steamflood 1985 190.000 BOPD in 2014 Successful SPE 21527 and Koottungal (2014) 4 North Duri Dev. (NDD) Full Project  Steamflood 2010 43.875 BOPD in 2012 Successful SKK Migas (2012) 5 Minas Field Trial Steamflood 1998 - Failed to Improve Recovery SPE 37541
Mengikuti  keberhasilan  penerapan  metode steam  flooding di  Lapangan  Duri,  Lapangan  Minas telah  menerapkan  metode  serupa  pada  tahun  1998.  Lapangan  Minas  mempunyai  karakteristik minyak  yang  ringan  ( light )  yang  kemudian  proyek  tersebut  dinamakan  Minas light  oil  steam  flood (Minas  LOSF).  Terlepas  dari oil  gravity ,  kriteria  pemilihan  metode  EOR  sebenarnya  telah menunjukkan bahwa steam flooding adalah salah satu metode EOR yang paling menguntungkan untuk lapangan. Sayangnya, uji coba lapangan Minas tidak berhasil karena beberapa alasan teknis. Sebuah studi  berikutnya  menyimpulkan  bahwa  ada  dua  alasan  mengapa  uji  coba  lapangan  gagal,  yaitu karakteristik  geologi  yang  belum  teridentifikasi  dan  struktur  batuan  dengan steam yang  tidak terprediksi. (Ehrlich dkk, 1997)

## 3.2. Miscible Gas Flooding di Lapangan Handil
Studi  tentang  miscible gas  flooding telah  dilakukan  sejak  tahun  1980  untuk  mengevaluasi kemampuan  injeksi  untuk  meningkatkan  produksi  minyak  di  Indonesia.  Diantara pilot  project yang dilaksanakan, metode injeksi gas lean hydrocarbon diterapkan bersamaan dengan metode water flood ing. Namun  proyek  ini  tidak  dilanjutkan  kembali  karena  alasan  ekonomi.  Lapangan  pertama  yang berhasil  menerapkan  metode  injeksi  gas  adalah  Lapangan  Handil.  Dimulai  pada  tahun  1995,  tiga tahun  pertama  operasi  Lapangan  Handil  menghasilkan  tambahan  produksi  minyak  sekitar  1,6  juta barel.  (Gunawan,  1999)  Pada  tahun  2000,  setelah  tahap  kedua  injeksi  dimulai,  Lapangan  Handil menghasilkan tambahan produksi minyak  sekitar 1,2 juta barel hanya dalam 1,5 tahun. (Widjayanto dkk, 2001)
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
Tabel 2. Aktifitas Miscible Gas Flooding di Indonesia (Abdurrahman dkk, 2017) No. Field Name Status EOR Type Year EOR Production Remarks References 1 Handil (Phase I) Full Project Lean Gas Injection 1995 – 1999 1.600 MBO (Cumulative) Successful SPE 57289, Widjayanto et al. (2001), SPE 144914, Santoso and Tjiptowiyono (1997) 2 Handil (Phase II) Full Project Lean Gas Injection 2000 1.200 MBO (Cumulative) Successful SPE 57289, Widjayanto et al. (2001), SPE 144914, Santoso and Tjiptowiyono (1997) 3 Jatibarang Under Study CO 2 Injection 2012 - Laboratory and Simulation SKK Migas (2012), SPE 97507 and Paryoto et al. (2006) 4 Gemah Under Study CO 2 Injection 2012 - Laboratory and Simulation SKK Migas (2012), SPE 97507 3.3. Chemical Flooding di Lapangan Handil dan Lapangan Lainnya
Injeksi  chemical  sudah  dimulai  pada  Lapangan  Handil  pada  tahun  1980  menggunakan  zat kimia  alkalin-surfaktan-polimer  (ASP).  Sayangnya  proyek  tersebut  ditangguhkan  beberapa  tahun kemudian karena permasalahan teknis dan rendahnya harga minyak. (Hadiaman dkk, 2011) Saat ini, beberapa  kemajuan  dalam  injeksi chemical dalam field  trial dan pilot  project telah  dilaporkan  seperti yang  dilakukan  di  Lapangan  Minas,  Kaji,  Semoga,  Meruap,  Tanjung,  Handil,  Widuri,  Zamrud, Pedada,  dan  Limau  (SKK  Migas,  2014;  Bou-Mikael  dkk,  2000;  Rilian  dkk,  2010;  Zulfikar  dkk,  2014; Wibowo  dkk,  2007;  Nugroho,  2010).  Proyek  tersebut  kebanyakan  menggunakan chemical surfaktan dan  polimer.  Di  Lapangan  Meruap  dan  Limau  diaplikasikan  teknik huff-and-puff .  Berdasarkan trial dan pilot project yang telah dilakukan memberikan wawasan dan bukti bahwa injeksi chemical mampu menghasilkan  tambahan  produksi  minyak  terlepas  dari  proyek  yang  gagal  di  beberapa  lapangan. Pemanfaatan  bahan  lokal  (buah  palem,  kelapa  sawit,  dll)  untuk  surfaktan  dan  polimer  juga  telah dipelajari untuk mengurangi biaya terkait penerapan metode ini. (Suryo, 2001). Dalam tabel 3 berikut menjelaskan  beberapa  aktifitas  injeksi  chemical  yang  dilakukan  termasuk  dalam  bentuk  penelitian, field trial , dan pilot project sejak tahun 1975.
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
Tabel 3.

## Aktifitas chemical flooding di indonesia (Abdurrahman dkk, 2017)
No. Field Name Status EOR Type Year EOR Production Remarks References 1 Duri Field Trial Caustic Injection 1975 - Failed to Improve Oil Recovery SPE 21527 2 Handil Field Trial ASP 1980 N/A Not Economic at that Time SPE 144914 3 Minas Pilot Project  Surfactant 2013 670 BOPD for 1 well Successful SKK Migas (2013), SPE 64288 4 Kaji and Semoga Field Trial Surfactant Huff and Puff 2013 140 BOPD from 12 well Predicted SKK Migas (2013), SPE 130060 Kaji and Semoga Pilot Project  Surfactant Polymer 2014 10.966 barrel Successful SKK Migas (2014) 5 Meruap Field Trial Surfactant Huff and Puff 2012 59% - 93% Oil Increment from 2 wells Successful Zulfikar et al. (2014) and Kristanto and Bintarto (2008) 6 Tanjung Field Trial ASP 2013 225 BOPD from 4 wells Successful SKK Migas (2013) Tanjung Pilot Project  Surfactant 2014 18 MSTB of 169 MSTB Failed SKK Migas (2014) 7 Handil Under Study Surfactant 2012 - Laboratory Work SKK Migas (2012) 8 Widuri Field Trial Surfactant 2013 2.500 BOPD from 1 well Predicted SKK Migas (2013), SPE 64288, SPE 130060, Zulfikar et al. (2014) and Wibowo et al. (2007) 9 Zamrud Field Trial Surfactant Huff and Puff 2013 No Information  No Report SKK Migas (2012)
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
Tabel 3. (Lanjutan) No. Field Name Status EOR Type Year EOR Production Remarks References 10 Pedada Field Trial Surfactant Huff and Puff 2013 No Information  No Report SKK Migas (2012) 11 Limau Under Study ASP 2007 - Laboratory and Simulation Work SKK Migas (2012), SPE 127728 and Wibowo et al. (2007) Limau Pilot Project 2010 3.100 BOPD Successful SPE 127728 12 Kenali Asam Field Trial No Information 2012 No Information Failed SKK Migas (2013) 13 Ledok Field Trial No Information 2012 No Information Failed SKK Migas (2013)

## 4. HAMBATAN PENERAPAN EOR DI INDONESIA
Menurut  data  yang  diperoleh  dari  SKK  Migas,  metode  EOR  yang  saat  ini  sedang  fokus dikembangkan  adalah  dengan  menggunakan  metode  injeksi  surfaktan,  termal  dan  CO 2 .  Dari  136 lapangan  tua  yang  ada  di  Indonesia  diperkirakan  terdapat  sekitar  55  BBO unrecoverable minyak, dengan potensi penambahan produksi sebesar 4.6 BBO. Dalam periode 2015 hingga 2016 diperkirakan terdapat  34  lapangan  yang  diprioritaskan  untuk  implementasi  EOR  dengan  potensi  incremental sebesar 2,7 BBO.
Tantangan  yang  ditemui  dalam  menerapkan  EOR  di  Indonesia  dari  sisi  regulasi  meliputi:  (1) ketidakpastian  hukum,  ketidakpastian  pembaruan  kontrak,  kesulitan  dalam  lisensi,  perubahan kebijakan  dan  tidak  adanya  investasi  untuk  keamanan,  (2)  kurangnya  komitmen  dari  (kontraktor kontrak kerja sama) KKKS untuk menerapkan EOR, (3) kurangnya rangsangan untuk membuat EOR lebih menarik, (4) kurangnya kerjasama  antar sector atau departemen, dan (5) kurangnya organisasi EOR di dalam SKK Migas, Ditjen Migas dan KKKS.
Dari  sisi  teknis  hambatan  yang  dialami  meliputi:  (1)  kondisi subsurface yang  kompleks,  (2) kurangnya  material  untuk  injeksi,  (3)  ketiadaan  pengalaman  dan  keahlian  dalam  EOR,  (4) infrastruktur yang sudah tua, dan (5) biaya operasional yang mahal.
Kemudian  dari  sisi  fiskal,  hambatan  yang  dihadapi  meliputi:  (1)  kredit  investasi,  (2) perpanjangan kontrak, (3) ketiadaan pajak untuk penggunaan fasilitas secara bersama, (4) tax holiday , (5) DMO holiday, (6) depresiasi, dan (7) block basis development.
Hambatan  terakhir  yang  dialami  dalam  proses  penerapan  EOR  adalah  supply  chain  yang meliputi: (1) volume besar ( chemical ), (2) patent atau customized (biaya tinggi), (3) kapasitas nasional, (4) procurement , (5) strategi penyediaan CO 2 (infrastruktur dan transportasi).
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152

## 5. Kesimpulan
Sektor minyak bumi masih menjadi tumpuan utama dalam produksi energi di Indonesia. Dalam beberapa  tahun  terakhir  trend-nya  produksi  minyak  bumi  cenderung  mengalami  penurunan. Beberapa  upaya  peningkatan  cadangan  minyak  bumi  senantiasa  diupayakan,  salah  satunya  adalah meningkatkan recovery minyak dengan penerapan metode Enhanced Oil Recovery (EOR). Metode EOR dapat  dibedakan  menjadi  beberapa  metode  yaitu: thermal  flooding ( hot  water , steam  stimulation,  steam flood , fire flood ), miscible gas flooding ( hydrocarbon solvent , CO 2 , N 2 , hydrocarbon gas, mixed of natural gas ), chemical  flooding ( polymers , surfactans , alkaline ),  dan  yang  lain  ( foam , microbial ).  Di  Indonesia  metode EOR  yang  berhasil  diterapkan  adalah steam  flooding di  Lapangan  Duri  dan  Minas, gas  flooding di Lapangan  Handil,  dan chemical  flooding di  Lapangan  Handil  dan  Lapangan  Lainnya.  Terdapat beberapa kendala dalam penerapan EOR di Indonesia yang dikatagorikan dalam segi regulasi, teknik, fiskal, dan supply chain .

## Daftar Pustaka
Abadli.  2012.  Simulation  Study  of  Enhanced  Oil  Recovery  by  ASP  (Alkaline,  Surfactant  and Polymer) Flooding for Norne Field C-Segment. Norwegian University of Science and Technology Abdurrahman, M., Permadi, A.K., Bae, W.S. 2017. EOR in Indonesia: past, present, and future. Int. J. Oil, Gas and Coal Technology, Vol. 16, No. 3, 2017
Agmadi,  Mohammad  Ali.,    Arabsahebi,  Yaser.,  Shadizadeh,  Seyed  Reza.,  Behbahani,  Sara Shokrollahzadeh.  2014.  Preliminary  evaluation  of  mulberry  leaf-derived  surfactant  on  interfacial tension in an oil-aqueous system. EOR application, Fuel, 117, (2014) 749-755
Ansyori,  Muhammad  Ridwan.  2018.  Mengenal  Enhanced  Oil  Recovery  (EOR)  Sebagai  Solusi Meningkakan Produksi Minyak. Swara Patra Majalah Ilmiah PPSDM Migas. Vol. 8 No. 2 (2018)
A.N.  El-hoshoudy,  S.E.M.  Desouky,  M.Y.  Elkady,  A.M.  Al-Sabagh,  M.A.  Betiha,  dan  S. Mahmoud.  2017.  Hydrophobically  associated  polymers  for  wettability  alteration  and  enhanced  oil recovery- Article review. Egyptian Journal of Petroleum (2017) 26, 757-762
Bou-Mikael,  S.,  Asmadi,  F.,  Marwoto,  D.,  dan  Cease,  C.  2000. Minas  surfactant  field  trial  tests two newly designed surfactants with high EOR potential’, Paper SPE 64288-MS presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 16-18 October 2000, Brisbane, Australia
Bryant, S. L., dan Lockhart, T. P. 2000. Reservoir Engineering Analysis of Microbial Enhanced Oil Recovery. The 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, USA, SPE 63229
Brown, Kermit E. 1980. The Technology of Artificial Lift Methods vol. 2a. PennWell Publising Company: Oklahoma
Curtis,  C.,  Kopper,  R.,  Decoster,  E.,  Guzman-Garcia,  A.,  Huggins,  C.,  Knauer,  L.,  Minner,  M., Kupsch,  N.,  Linareas,  L.  M.,  Rough,  H.,  dan  Waite,  M.  2002.  Heavy-oil  reservoirs,  Oilfield  Review Autumn 2002 3, Schlumberger
C.G. Zheng., B.L. Gall., H.W. Gao., A.E. Miller., dan R.S. Bryant. 2000. SPE Reservoir Eng. Eval. 3 216
DEN. 2019. Laporan Kinerja Sekretariat Jenderal Dewan Energi Nasional Don W. Green dan G. Paul Willhite. 2003. Enhanced Oil Recovery, SPE Textbook Series Vol. 6. the Society of Petroleum Engineers Inc. USA
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
Ehrlich, R., Greaser, G.R., Stevens, C.E., Asmadi, F., Ariyasa, O. dan Cease, C. 1997. Minas light oil steamflood evaluation, Paper SPE 37541-MS presented at the International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, 10-12 February 1997, Bakersfield, California
Energy.gov.  2021.  Enhanced  Oil  Recovery.  Diakses  pada  10  Mei  2021,  dari https://www.energy.gov/fe/science-innovation/oil-gas-research/enhanced-oil-recovery
Febiyanti, Irine Ayu., Suseno, Ahmad Priyono. Priyono. 2013. Pengaruh Konsentrasi Surfaktan CTAB  (Cetyltrimethylammonium  bromide)  pada  Modifikasi  Lempung  dengan  Oksida  Besi  sebagai Pemilar, Jurnal Kimia Sains dan Aplikasi, 16, 3, (2013) 79-83
G.A.  Pope.  2007.  Overview  of  chemical  EOR,  in:  Casper  EOR  Workshop.  Texas  University, Austin
Green, Don W., dan Willhite, G. Paul. 2003. Enhanced Oil Recovery, SPE Textbook Series Vol. 6, the Society of Petroleum Engineers Inc., USA
Gunawan, S., dan Caie, D. 1999. Handil Field: three years of lean gas injection into waterflooded reservoirs, Paper SPE 57289-MS presented at the SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference, 25-26 October 1999, Kuala Lumpur, Malaysia
Hadiaman,  F.,  Sianturi,  J.,  Cassou,  E.,  dan  Naing,  W.Z.  2011.  Case  history:  lesson  learn  from enhanced oil recovery screening method in Handil Field, Paper SPE 144914-MS presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 20-22 September 2011, Jakarta, Indonesia
Harry  L.  Chang,  Xingguang,  S.,  Long,  Xiao.,  Zhidong,  G.,  Yuming,  Y.,  Yuguo,  X.,  Gang,  C., Kooping,  S.,  and  James,  C.  Mack.  2006.  Successful  Field  Pilot  of  In-Depth  Colloidal  Dispersion  Gel (CDG) Technology in Daqing Oil Field. SPE Reservoir Evaluation & Engineering (Desember 2006). pp. 664 - 673
History.alberta.ca.  2021.  In  Situ  Development.  Diakses  pada  10  Mei  2021,  dari http://www.history.alberta.ca/energyheritage/sands/underground-developments/in-situ- development/default.aspx
Holmberg,  K.,  Jonsson,  B.,  Kronberg,  B.,  dan  Lindman,  B.  2002.  Surfactans  and  Polymers  in Aqueous Solution. 2nd Edition. England: John Wiley & Sons, Ltd
Hou,  Z.,  Wu,  X.,  Wang,  Z.,  Han,  P.,  Wang,  Y.,  Xu,  Y.,  dan  Jin,  R.  2005.  The  Mechanism  and Application  of  MEOR  by  Brevibacillus  Brevis  and  Bacilus  Cereus  in  Daqing  Oilfield.  The  SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific. Kuala Lumpur Malaysia, SPE 97469
Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM). 2020. Renstra KESDM 2020-2024 Kementrian  Energi  dan  Sumber  Daya  Mineral  (KESDM).  2019.  Handbook  Of  Energy  & Economic Statistics of Indonesia
Kokal,  S  dan  A.  Al-Kaabi.  2010.  Enhanced  Oil  Recovery:  Challenges  &  Opportunities.  World Petroleum Council: Official Publication
Koottungal, L. 2014. 2014 Worldwide EOR Survey. Oil and Gas Journal, Vol. 112, No. 5 K.S. Sorbie. 1991. Polymer-Improved Oil Recovery. CRC Press. Boca Raton. Florida Lubis, I. T. W., Arief, A. T., dan Prabu, U. A. 2014. Perencanaan Injeksi Waterflooding Dengan Metode  Prediksi  Buckley  Leverett  Dan  Craig  Geffen  Morse  Pada  Sumur  Injeksi  I  Di  Lapisan  W3 Struktur Niru PT Pertamina Ep Asset 2 Field Limau. Jurnal Ilmu Teknik Sriwijaya, Vol.2, No.4
Niu,  Jianjie.,  Liu,  Qi.,  Lv,  Jing.,  Peng,  Bo.  2020.  Review  on  microbial  enhanced  oil  recovery: Mechanisms,  modeling  and  field  trials,  Journal  of  Petroleum  Science  and  Engineering.  Elsevier  B.V. 192(January), p. 107350. doi: 10.1016/j.petrol.2020.107350
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
Nugroho,  S.B.,  dan  Ardianto,  R.N.  2010.  Integrating  production  analysis  as  a  plan  of  pattern selection  for  chemical  flood  pilot  project  in  Limau  Block,  Pertamina  EP.  Paper  SPE  127728-MS presented at the SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition, 20-22 January 2010, Mumbai, India Prats,  M.  1986.  Thermal  Recovery.  Monograph  Series  of  the  Society  of  Petroleum  Engineers. Dallas
Rilian,  N.A.,  Sumestry,  M.,  dan  Wahyuningsih,  W.  2010.  Surfactant  stimulation  to  increase reserves in carbonate reservoir: a case study in Semoga Field. Paper SPE 130060-MS presented at the SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition, 14-17 June 2010, Barcelona, Spain
Saikrishna,  M.,  Roy  M.  Knapp.,  dan  Michael  J.  Mcinemey.  2007.  Microbial  Enhanced-Oil Recovery  Technologies:  A  Review  of  the  Past,  Present,  and  Future,  The  2007  SPE  Production  and Operations Symposium. Oklahoma City, USA. SPE 106978
Saravanan, Anbalagan.,  Kumar,  Ponnusamy Senthil., Vardhan, Kilaru Harsha., Jeevanantham, Sathasivam., Karishma, Suresh Babu., Yaashikaa, Ponnambalam Ragini., Vellaichamy, Parthasarathy. 2020.  A  review  on  systematic  approach  for  microbial  enhanced  oil  recovery  technologies: Opportunities and challenges, Journal of Cleaner Production. Elsevier B.V. Volume 258, 10 June 2020, 120777
Siami, Desy Hikmatul., dan Yono, Novi Hery. 2020. Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR): Alternatif  Peningkatan  Produksi  Migas  di  Indonesia.  Jurnal  Nasional  Pengelolaan  Energi.  Volume  2 No 2 tahun 2020
SKK Migas. 2019. Laporan Tahunan 2019
SKK Migas. 2015. Pedoman Tata Kerja Tentang Peningkatan Recovery Factor Melalui Kegiatan Pilot Tertiary Recovery
SKK Migas. 2014. Bumi Buletin SKK Migas No. 14, 01 Maret 2014 SKK Migas. 2011. Laporan Tahunan 2011. Jakarta, Indonesia SKK Migas. 2013. Laporan Tahunan 2013. Jakarta, Indonesia SKK Migas. 2014. Laporan Tahunan 2014. Jakarta, Indonesia Sorbie. 1991. Polymer-Improved Oil Recovery. Heriot-Watt University. Edinburgh Suryo,  P.,  dan  Murachman,  B.  2001.  Development  of  non-petroleum  base  chemicals  for improving oil recovery in  Indonesia. Paper SPE 68768-MS presented at  the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 17-19 April 2001, Jakarta, Indonesia
Umar, E. P., Rianto Pradana, E., Rauf Husain, J., dan Nurwaskito, A. 2017. Perbandingan Hasil Produksi  Berdasarkan  Pengaruh  Workover  Terhadap  Hasil  Produksi  Sumur  Walio  212  Pt.  Petrogas (Basin) Ltd, Kabupaten Sorong, Provinsi Papua Barat. Jurnal Geomine, vol.5, no.3, p.p 120-123
Usman.  2011.  Potensi  Pengembangan  EOR  untuk  Peningkatan  Produksi  Minyak  Indonesia. Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 45. No 2, Agustus 2011: 91-102
Wibowo,  E.B.,  Buntoro,  A.,  dan  Natsir,  M.  2007.  Upaya  peningkatan  perolehan  minyak menggunakan  metoda chemical flooding di Lapangan Limau. Paper IATMI 2007-TS-35 presented  at the IATMI National Symposium, 25-28 July 2007, Yogyakarta, Indonesia
Widjayanto, B., Gunawan, S., Sadarta, B., Wahyudi, A., dan Gautama, A.B. 2001. Injeksi lean gas di reservoir waterflood: pengalaman dan hasil di Lapangan Handil, Paper IATMI 2001-52 presented at the IATMI National Symposium, 3-5 October 2001, Yogyakarta, Indonesia
Vol. 2, No. 2, pp 84 – 100 doi: 10.14710/jebt.2021.11152
Willman,  B.T.,  Valleroy,  V.V.,  Runberg,  G.W.,  Cornelius,  A.J.,  dan  Powers,  L.W.  1961. Laboratory Studies of Oil Recovery by Steam Injection, Journal of Petroleum Technology (July 1961), pp. 681-690
Zulfikar,  F.,  dan  Mbai,  A.A.  2014.  Pre-pilot  project  (field  test)  chemical  EOR  injection  huff  & puff  surfactant  to  improve  oil  production  in  the  Meruap  Field.  Paper  IPA14-E-164  presented  at  the 38th IPA Annual Convention and Exhibition, 21-23 May 2014, Jakarta, Indonesia