Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Naryanto Wagimin, mengemukakan, berdasarkan hasil evaluasi yang dilakukan pemerintah, pengembangan CBM tidak dapat diperlakukan sama seperti minyak dan gas bumi lantaran karakteristiknya yang berbeda. Oleh karena itu, pemerintah menilai perlu dilakukan perubahan dalam kontrak kerja sama yang telah ditandatangani. Amandemen kontrak ini hanya berlaku bagi KKKS CBM yang telah melaksanakan komitmen seperti melakukan pengeboran dan analisa, yaitu berupa tidak diberlakukannya mekanisme masa eksplorasi maupun produksi serta diberikannya kemudahan dalam melakukan eksplorasi, seperti menambah jumlah sumur.
“Produksi CBM itu paralel dengan jumlah sumur. Semakin banyak sumurnya, produksi juga meningkat. Perlu diberikan kemudahan untuk menambah sumur. Dari jumlah 54 kontrak, 20% diantaranya telah melaksanakan komitmen. Cuma memang arahnya belum jelas. Ini yang akan kita dorong,†kata Naryanto.
Kendala lain yang terjadi di lapangan, lanjutnya, sangat sulit untuk mempertahankan konsistensi produksi gas yang telah keluar. Pada awal pengeboran, produksi gas CBM rata-rata cukup tinggi yaitu 0,8 MMSCFD. Namun setelah didiamkan beberapa lama, turun menjadi 0,1 MMSCFD. Penyebab terjadinya penurunan ini, masih dalam penelitian lebih lanjut.
Selain itu, karakter batubara Indonesia setelah dewatering, ternyata menjadi hancur sehingga menyumbat pompa. “Saat ini kami sedang mencari pompa yang sesuai sehingga tidak lagi menghambat keluarnya gas CBM,†tambah Naryanto.
Mengenai ketersediaan rig, pada saat ini tidak terlalu menjadi kendala karena telah tersedia rig khusus CBM yang harganya tidak semahal rig migas.
CBM adalah gas alam dengan dominan gas metana dan disertai sedikit hidrokarbon lainnya dan gas non-hidrokarbon dalam batubara hasil dari beberapa proses kimia dan fisika. CBM sama seperti gas alam konvensional, namun perbedaannya adalah CBM berasosiasi dengan batubara sebagai source rock dan reservoir-nya. Sedangkan gas alam yang kita kenal, walaupun sebagian ada yang bersumber dari batubara, diproduksikan dari reservoir pasir, gamping maupun rekahan batuan beku. Hal lain yang membedakan keduanya adalah cara penambangannya dimana reservoir CBM harus direkayasa terlebih dahulu sebelum gasnya dapat diproduksikan.
CBM diproduksi dengan cara terlebih dahulu merekayasa batubara (sebagai reservoir) agar didapatkan cukup ruang sebagai jalan keluar gasnya. Proses rekayasa diawali dengan memproduksi air (dewatering) agar terjadi perubahan keseimbangan mekanika. Setelah tekanan turun, gas batubara akan keluar dari matriks batubaranya. Gas metana kemudian akan mengalir melalui rekahan batubara (cleat) dan akhirnya keluar menuju lobang sumur. Puncak produksi CBM bervariasi antara 2 sampai 7 tahun. Sedangkan periode penurunan produksi (decline) lebih lambat dari gas alam konvensional.
Hingga saat ini, telah ditandatangani 54 kontrak kerja sama CBM. Cadangan CBM Indonesia diperkirakan sebesar 453 TCF. CBM Indonesia berada di cekungan Sumatera Selatan (183 TCF), Barito (101,6 TCF), Kutei (89,4 TCF) dan Sumatera Tengah (52,5 TCF) untuk kategori high prospective. Cekungan Tarakan Utara (17,5 TCF), Berau (8,4 TCF), Ombilin (0,5 TCF), Pasir/Asam-Asam (3,0 TCF) dan Jatibarang (0,8) memiliki kategori medium. Sedangkan cekungan Sulawesi (2,0 TCF) dan Bengkulu (3,6 TCF) berkategori low prospective. (TW)