B Berdasarkan indikasi property reservoirnya, Lapangan Timur merupakan lapangan minyak - solution gas dengan batuan karbonat platform yang terekahkan sebagaiakibat proses tektonisme di area Banggai-Sula microcontinent. Beradasarkan data geologi, geofisika dan akuisisi data sumuran, perkiraan cadangan awal minyakditempat (OOIP) sebesar 120.35 MMstb. Hingga tahun 2016 kumulatif produksi minyak Lapangan Timur sebesar 6.43 MMstb (5.3%), sehingga potensi minyakyang masih dapat diproduksikan (remaining reserve) masih relatif cukup besar. Penulisan ini bertujuan untuk mengkonfirmasi besaran nilai Oil Inplace,mengkonfirmasi adanya dual medium reservoir, Mengetahui pengaruh dilakukannya injeksi Water dan atau re-injeksi gas dengan tujuan pressure maintenance, Mendapatkan skenario produksi yang paling optimal, baik secarateknis maupun ekonomis bagi kontraktor Dalam penelitian ini, sebelum dilakukan prediksi skenario produksi (simulasireservoir) akan dilakukan beberapa tahapan analisa untuk memastikan data yang akan digunakan dalam prediksi skenario produksi sudah tervalidasi tahapan tersebut, yaitu : Melakukan pemodelan sumur dengan menggunakan metodeAnalisa Transien Tekanan dan Analisa Performa Sumur. Melakukan analisa utuk mengkonfirmasi terhadap nilai inplace hasil pemodelan static dengan menggunakanmetode Material balance. Melakukan prediksi produksi pada beberapa skenario produksi dan melakukan sensitivitas injeksi gas & air pada skenario pressuremaintenance dengan menggunakan metode Simulasi Reservoir. Melakukan analisakeekonomian untuk mempermudah dalam pemilihan skenario pengembangan. Dari hasil studi ini skenario yang memberikan kontribusi optimal, baik secara teknis maupun ekonomis dari sisi Kontraktor adalah skenario 4 (Existing Case + 1 WaterInjection Well + 1 Gas Re-Injection Well), dengan penambahan perolehan minyak sebesar 7.9 MMstb (RF : 12%), investasi Capex sebesar 29.34 MMUS$ dan Opex228.36 MMUS$ dengan indikator keekonomian NPV 19.59 MMUS$ dan IRR 24 % dan POT 4.19 tahun