T Terdapat banyak sekali lapangan tua di Indonesia yang telah diproduksikansejak dahulu. Lapangan B adalah salah satu lapangan tua di Indonesia yang masihdiproduksikan hingga saat ini. Hingga saat ini di lapangan B sudah dilakukanpemboran sumur hingga 570 sumur dengan 55 lapisan prospek. Produksi lapanganB yang sudah dilakukan sejak 1931 berdampak pada penurunan tekanan di lapangantersebut. Penurunan tekanan ini juga menyebabkan menurunnya produksi padalapangan tersebut. Hingga saat ini, perolehan minyak pada pada Lapangan BLapisan M Blok X adalah sebesar 5047.1 MBBL sehingga diketahui recoveryfactor saat ini adalah sebesar 31.25% dengan nilai Original Oil In Place sebesar16148 MBBL sedangkan nilai RF maksimum pada tahap primary yang dapatdicapai dari Lapangan B Lapisan M Blok X adalah sebesar 47.68%. Pada penelitianini, akan dilakukan peramalan produksi dengan metode simulasi reservoir dalamrangka meningkatkan perolehan minyak pada Lapangan B Lapisan M Blok X.Dalam proses simulasi reservoir, dilakukan beberapa perencanaan skenario sebagaialternatif untuk mengetahui skenario mana yang memberikan produksi minyakyang paling optimal. Proses simulasi reservoir yang dilakukan meliputi tahapanpersiapan data, pemodelan reservoir, inisialisasi, history matching, simulasiskenario pengembangan lapangan, serta sensitivitas injeksi terhadap skenariopengembangan yang paling optimal. Terdapat 3 skenario yang dilakukan untukmencari peningkatan perolehan minyak yang paling optimal di Lapisan M melaluisimulasi reservoir. Penentuan skenario ini didasarkan pada pertimbangan dari sisiteknis dan operasional diantaranya yaitu kondisi geologi dan reservoir, penyebaranproperties batuan dan fluida reservoir, cadangan sisa (remaining reserve), dan rateinjeksi (rate sensitivity) pada Lapisan M. Pada skenario I (base case) dilakukanwork over terhadap 11 sumur produksi sehingga didapatkan recovery factor sebesar44.63% dengan harga kumulatif produksi minyak sebesar 7207.51 MBBL.Sedangkan pada skenario II dilakukan penambahan sumur produksi sebagaikelanjutan dari skenario I secara bertahap dari 1 hingga 3 sumur untuk melihatjumlah penambahan sumur produksi yang optimal untuk diterapkan pada lapanganini. Dari skenario II diperoleh recovery factor terbesar diberikan oleh penambahan1 sumur produksi yaitu sebesar 45.09% dengan kumulatif produksi minyak sebesar7281.13 MBBL. Lalu pada skenario III dilakukan penambahan sumur injeksiterhadap skenario II dengan pola peripheral. Penambahan sumur injeksi jugaterlebih dilakukan bertahap dari 5 hingga 8 sumur injeksi untuk melihat penambahan jumlah sumur injeksi yang paling optimal untuk diterapkan padalapangan ini. Setelah dilakukan analisis terhadap skenario ini, diketahui bahwapenambahan 8 sumur injeksi memberikan RF paling optimal dibandingkan denganpenambahan sumur injeksi yang lebih sedikit. Delapan sumur injeksi ini terdiri dari2 sumur injeksi yang dikonversi dari sumur produksi yang sudah ada sebelumnyadan 6 sumur injeksi baru dengan laju injeksi 150 BPD sehingga total sumurkeseluruhan pada skenario III ini adalah 12 sumur produksi dan 8 sumur injeksi.Nilai recovery factor yang didapatkan dari skenario III ini adalah sebesar 47.59%dengan Np sebesar 7685.39 MBBL. Dari ketiga skenario yang telah dilakukan,maka penulis mengajukan skenario III sebagai skenario yang terbaik karenamemberikan nilai kumulatif produksi minyak yang paling tinggi. Kemudian padaskenario terbaik dilakukan sensitivitas laju alir injeksi untuk mengetahui nilai lajualir yang paling optimal untuk diaplikasikan pada Lapangan B Lapisan M Blok X.Sensitivitas dilakukan dengan laju alir mulai dari 150, 300, 500, 700 hingga 900BPD. Dari kelima laju alir injeksi yang digunakan, diketahui bahwa laju alir injeksiyang memberikan hasil paling optimal adalah laju alir 500 BPD dengan perolehanrecovery factor sebesar 50.74% dan nilai incremental terhadap current sebesar19.49%.