P enurunan produksi minyak yang terjadi pada sumur-sumur lapangan ADPblok X lapisan Y, menyebabkan kumulatif minyak yang dapat terangkat kepermukaan secara alami hingga akhir tahun 2017 masih tergolong rendah. Kondisiini diakibatkan oleh tekanan reservoir yang cenderung mengalami penurunan secaracepat. Penurunan tekanan reservoir berkaitan erat dengan jenis tenaga dorongalamiah yang dimiliki oleh suatu reservoir dan jenis tenaga dorong yang dimilikioleh reservoir ini meliputi solution gas drive dan weak water drive. Dengan totalharga OOIP sebesar 12,78 MMSTB, sejumlah 2,45 MMSTB minyak telahterproduksi yang dimulai sejak tahun 1930 dimana tingkat faktor perolehan sebesar19,2%. Jumlah cadangan tersisa akibat performa produksi ini sebesar 10,33MMSTB. Hal inilah yang menyebabkan timbulnya gagasan untuk mengoptimalkankegiatan produksi melalui metode injeksi air.Tujuan utama penelitian ini adalah penentuan pola injeksi yang tepat dan lajuinjeksi optimal sehingga dapat meningkatkan efisiensi penyapuan dan mengurangijumlah minyak yang tertinggal di dalam reservoir. Selain itu injeksi air jugaberfungsi untuk memberikan support tekanan pada reservoir yang dapatmemperpanjang kegiatan produksi. Skenario terbaik yang akan menjadi usulanadalah skenario dengan peningkatan faktor perolehan tertinggi berdasarkan jadwalpengembangan yang terintegrasi.Penelitian ini menggunakan model reservoir statik 3 dimensi yang diperolehdari pemodelan geologi. Data tersebut meliputi distribusi porositas, permeabilitas,net to gross, dan saturasi air konat. Data reservoir yang tersedia meliputi data core(SCAL dan RCAL) dimana data core berfungsi untuk karakterisasi batuan dannormalisasi data SCAL. Data PVT untuk menggambarkan karakteristik fluida. DataProduksi minyak, air, dan liquid serta data tekanan untuk memberikan gambaranperforma suatu reservoir. Data pendukung lainnya seperti sejarah sumuran (WellHistory) untuk validasi pada proses penyamaan sejarah produksi (HistoryMatching).Metode penelitian yang digunakan meliputi metode numerik dan analitik.Metode Numerik berupa simulasi reservoir meliputi beberapa proses utama seperti:input data, inisialisasi, penyamaan sejarah produksi (History Matching), danpenyusunan skenario pengembangan. Metode analitik berupa Buckley leverett untuk mendukung hasil dari simulasi reservoir dan menganalisa profil injeksi airyang diterapkan.Berdasarkan hasil optimasi injeksi air berpola yang diterapkan dalam modelsimulasi, kegiatan pengembangan dilakukan dengan menggunakan 2 skenariomeliputi: Pola Inverted 5 Spot dan Normal 5 Spot. Pengembangan diawali daritahun 2019 dan prediksi berlangsung hingga akhir kontrak kerja pada tahun 2035.Skenario pengembangan yang diterapkan meliputi: pengaktifan kembali sumurproduksi dan penambahan sumur injeksi-produksi. Skenario I (Inverted 5 Spot)memiliki tingkat produksi optimum pada laju injeksi 1400 BWPD denganIncremental Oil Production sebesar 1,19 MMSTB. Total RF sebesar 37,35% danRF tambahan akibat injeksi air sebesar 9,4%. Sementara untuk skenario II (Normal5 Spot), tingkat produksi optimal berada pada laju injeksi 400 BWPD dengan totalproduksi tambahan sebesar 0,508 MMSTB. Total RF pada skenario ini sebesar29,31% serta penambahan RF setelah periode injeksi sebesar 4,01%. Berdasarkanperhitungan analitik, skenario I memberikan tambahan produksi sebesar 1,26MMSTB sementara skenario kedua menghasilkan tambahan produksi minyaksebesar 1,43 MMSTB. Baik untuk perhitungan metode simulasi maupun analitikmemberikan hasil yang berbeda akibat dari adanya asumsi simplifikasi padaperhitungan analitik. Berdasarkan kedua pola yang di uji coba dalam modelsimulasi, skenario I menjadi pola yang lebih optimum sesuai keberhasilanpeningkatan faktor perolehan minyak.