| dc.description.abstract | Penurunan tekanan reservoir dan menurunnya laju produksi minyak menjadi tantangan utama dalam pengolahan lapangan minyak tua. Salah satu solusi yang ditetapkan adalah interwell injection CO2 yang berpotensi meningkatkan pemulihan minyak serta menjaga tekanan reservoir. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi pengaruh interwell injection CO₂ terhadap respon reservoir dengan menggunakan Injectivity Index sebagai indikator utama, berdasarkan studi kasus di Lapangan X, sebuah lapangan migas di wilayah Tuban yang telah beroperasi selama lebih dari 20 tahun. Evaluasi dilakukan dengan menganalisis tren Injectivity Index selama 30 hari injeksi, serta mengkorelasikannya dengan data bottom-hole pressure, bottom-hole temperature, dan diagram fasa CO₂. Hasil analisis menunjukkan bahwa pada awal injeksi, nilai Injectivity Index mengalami fluktuasi tajam akibat penyesuaian formasi terhadap fluida CO₂. Seiring waktu, nilai Injectivity Index menunjukkan kestabilan di kisaran 1–2 TPD/psi, yang mencerminkan respon reservoir yang mulai seimbang dan efisien. Korelasi dengan data BHP dan BHT menunjukkan bahwa kestabilan injeksi terjadi saat tekanan sumur bernilai 2637 psi dan suhu di 100°C. Kondisi ini menempatkan CO₂ pada fasa superkritis sebagaimana ditunjukkan dalam diagram fasa, memungkinkan mobilitas dan daya larut CO₂ yang optimal dalam mendorong minyak. Selain itu, pemantauan terhadap tekanan annulus juga mengindikasikan bahwa ketidakstabilan tekanan annulus dapat menjadi indikator awal adanya kebocoran tubing atau gangguan integritas sumur, yang turut memengaruhi kestabilan Injectivity Index. Secara keseluruhan, Injectivity Index terbukti menjadi parameter yang baik untuk mengevaluasi performa injeksi CO₂ dan respon reservoir. Keberhasilan injeksi sangat dipengaruhi oleh kemampuan menjaga kondisi tekanan dan suhu agar CO₂ tetap berada dalam fasa superkritis serta menjaga integritas sumur | en_US |
