K Ketidakstabilan lubang bor akibat interaksi antara fluida pemboran denganformasi clay reaktif merupakan permasalahan krusial dalam operasi pemboransumur panas bumi, termasuk pada lapangan amp. interaksi tersebut memicufenomena swelling, dispersi, dan accretion pada cutting shale, yang dapatmenyebabkan penyempitan lubang bor hingga terjadinya stuck pipe. penelitian inibertujuan untuk menganalisis karakteristik ‘clay’ reaktif pada trayek pemboran 26”sumur panas bumi lapangan amp serta mengevaluasi efektivitas lumpur gelpolymer dan variasi konsentrasi kcl polymer (3%, 5%, dan 7%) dalammengendalikan reaktivitas tersebut. pengujian dilakukan menggunakan metodemethylene blue test (mbt) untuk menentukan kapasitas tukar kation (cec),linear swell meter (lsm) untuk mengukur persentase swelling, serta uji dispersidan uji akresi pada sampel cutting sumur amp a1, amp a2, dan amp a3.hasil uji mbt menunjukkan nilai cec yang bervariasi antarsumur, yaitu67 meq/100 gram pada amp a1 (didominasi smektit, sangat reaktif), 12 meq/100gram pada amp a2 (didominasi illit, reaktivitas rendah), dan 31 meq/100 grampada amp a3 (didominasi illit, reaktivitas sedang). hasil uji lsm memperlihatkanbahwa pada amp a1 (kedalaman 151–202 m), gel polymer memberikan nilai‘swelling’ terendah (16,61%) dan menjadi fluida paling efektif, sementarapeningkatan konsentrasi kcl polymer tidak memberikan perbaikan yang signifikan(18,13–18,41%). sebaliknya, pada amp a2 (219–300 m) dan amp a3 (173–227m), 7% kcl polymer terbukti paling efektif dengan nilai swelling masing-masingsebesar 6,02% dan 11,95%. uji dispersi dan akresi pada cutting amp a1 jugamenunjukkan bahwa 7% kcl polymer memberikan performa inhibisi terbaik,dengan nilai dispersi 22,85% dan akresi 0,75%, dibandingkan 3% kcl polymeryang menghasilkan dispersi 37,75% dan akresi 1,70%.penelitian ini menyimpulkan bahwa efektivitas fluida pemboran sangatbergantung pada karakteristik mineralogi dan tingkat reaktivitas formasi: gelpolymer lebih sesuai digunakan pada formasi dengan reaktivitas tinggi (dominasismektit), sedangkan kcl polymer berkonsentrasi tinggi (7%) lebih efektif padaformasi dengan reaktivitas rendah hingga sedang (dominasi illit). hasil penelitianini dapat menjadi acuan dalam pemilihan jenis dan konsentrasi fluida pemboranyang optimal guna meminimalkan risiko instabilitas lubang bor pada sumur panasbumi lapangan amp.