S Saat ini, CO2 flooding adalah salah satu teknik pendesakan yang paling menarik di lapangan. Injeksi CO2 akan memungkinkan minyak berinteraksi dengan CO2 dan memberikan peningkatan positif, sehingga minyak akan lebih mudah mengalir.Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengembangkan model menggunakan persamaan keseimbangan material (MBE) untuk menganalisis prediksi produksi Wilayah 2 dan 3 Lapangan SNP. Wilayah 2 adalah sistem basah minyak, sedangkan Wilayah 3 adalah sistem basah air. Setelah mencocokkan data sejarah lapangan seperti tekanan reservoir, laju minyak, laju gas, laju air, kumulatif minyak yang dihasilkan, kumulatif gas yang dihasilkan, dan kumulatif air yang dihasilkan, model yang diusulkan dapat diterapkan untuk mengevaluasi, memantau dan memprediksi kinerja dinamis reservoir secara keseluruhan selama proses pembanjiran. Untuk menjelaskan secara akurat proses perpindahan kompleks yang melibatkan efek komposisi dan aliran multifasa, sifat PVT fluida reservoir dan hubungan permeabilitas relatif diintegrasikan dalam model. Simulasi reservoir model tangki telah dilakukan dengan satu injektor dan satu produser ditempatkan di sepanjang sudut model untuk menunjukkan kriteria optimasi selama beberapa metode pembanjiran yaitu pembanjiran air, pembanjiran CO2, pembanjiran kontinyu CO2 dan air, dan pembanjiran WAG CO2.Studi ini telah menyelidiki efek dari metode flooding pada prediksi kumulatif minyak yang dihasilkan dan faktor pemulihan baik dalam sistem basah minyak dan basah. Hasil penelitian menunjukkan bahwa CO2 terus menerus dan penggenangan air adalah metode penggenangan terbaik baik untuk sistem basah minyak dan basah air. Selain itu, penggenangan air adalah metode terburuk untuk sistem basah minyak. Sedangkan pada sistem water wet, water flooding lebih baik dibandingkan dengan CO2 flooding, CO2 dan water flooding terus menerus, dan WAG CO2 flooding.