S tudi optimasi lapangan XY dimaksudkan untuk mempelajari kondisi reservoir serta merencanakan pola pengembangan lanjut atau skenario terhadap lapangan tersebut. Pada lapangan XY menggunakan reservoir berporositas tunggal atau single porosity. Total dimensi reservoir lapangan “XY” adalah 59x59x61 dengan total grid 212341 dan grid aktif sebanyak 52480 serta menggunakan black oil simulator. Pada Lapangan “XY” merupakan reservoir oil rim yang memiliki volume awal minyak sebesar 6.352 MMSTB dan volume awal gas sebesar 11.244 BSCF. Inisialisasi adalah tahapan awal simulasi reservoir, pada tahap ini dilakukan input data pada simulator dan penyelarasan OOIP serta GIIP. Tahap selanjutnya history matching, dilakukan penyelarasan sejarah produksi simulasi dengan sejarah produksi lapangan sebenarnya. Tahapan selanjutnya yang dilakukan adalah tahapan skenario prediksi. Ada sembilan skenario prediksi yang dilakukan pada lapangan XY yaitu skenario 1 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 di zona minyak saja. Skenario 2 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 di zona minyak dan gas. Skenario 3 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 dengan laju alir gas stabil 2 mmscfd. Skenario 4 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 dengan laju alir gas stabil 4 mmscfd. Skenario 5 merupakan membuka kembali sumur MR-1 dan MR-3 dengan laju alir gas stabil 6 mmscfd. Skenario 6 merupakan skenario skenario 2 ditambah 1 sumur infill MR- 4. Skenario 7 merupakan skenario 3 ditambah 1 sumur infill MR-4. Skenario 8 merupakan skenario 4 ditambah 1 sumur infill MR-4. Skenario 9 merupakan skenario 5 ditambah 1 sumur infill MR-4 Hasil prediksi kumulatif minyak lapangan XY untuk skenario 1 sampai 9 berturut adalah 79.260 MSTB, 63.737 MSTB, 43.555 MSTB, 43.610 MSTB, 43.411 MSTB, 25.365 MSTB, 25.788 MSTB, 21.570 MSTB dan 18.114 MSTB. dengan recovery factor berturut adalah 1.24 %, 1 %, 0.684 %, 0.685 %, 0.682 %, 0.398 %, 0.405 %, 0.338 %, dan 0.284 %. Hasil prediksi kumulatif gas lapangan XY untuk skenario 1 sampai 9 beturut adalah 3.550 BSCF, 5.3 BSCF, 6.606 BSCF, 6.609 BSCF, 6.607 BSCF, 2.675 BSCF, 9.613 BSCF, 9.575 BSCF dan 9.567 BSCF dengan recovery factor berturut adalah 31.57 %, 47.08 %, 58.614 %, 58.64 %, 58.616 %, 23.73 %, 85.294 %, 84.955 % dan 84.885 %. Dari skenario prediksi minyak, skenario 1 merupakan skenario yang paling optimal karena mendapatkan nilai produksi minyak kumulatif terbesar yaitu 79.260 MSTB dan recovery factor 1.24 %. Dari skenario prediksi gas, skenario 7 merupakan skenario yang paling optimal karena mendapatkan nilai produksi kumulatif gas terbesar yaitu 9.613 BSCF, recovery factor 85.294 % dan laju alir gas stabil selama 102 bulan atau 8.5 tahun. Penambahan sumur baru untuk memproduksikan minyak menimbulkan interferensi antar sumur produksi yang cenderung menurunkan kumulatif produksi minyak yang diperoleh,