S Saat ini di Indonesia hampir sebagian sumur minyak berasal dari lapangan-lapangan yang sudah mature atau brownfield karena jarang ditemukan sumur-sumur baru. Salah satu kriteria dari lapangan yang mature adalah kemampuan produksinya yang sudah mulai menurun. Bila dibandingkan antara kebutuhan minyak dan gas di Indonesia, kebutuhan minyak masyarakat jauh lebih besar dibandingkan dengan kebutuhan gas. Lapangan N Lapisan A merupakan lapangan tua yang telah berproduksi sejak tahun 1977. Lapangan ini terletak ± 95 km di sebelah Barat Laut kota Medan dan ± 12 km di sebelah Timur Laut kota Pangkalan Susu terdiri dari 2 blok yang terpisahkan oleh patahan yaitu blok A1 dan blok A2. Luas Lapangan N kurang ±6.87 km2 . Nilai original oil in place (OOIP) untuk blok A sebesar 23.72 MMSTB telah memperoleh Recovery Factor sebesar 22%. Dalam proses produksi, apabila semakin lama nilai produksi di suatu reservoir semakin manurun, dan jumlah residual oil saturation masih dianggap cukup besar, maka diperlukan suatu usaha peningkatan perolehan minyak untuk menaikkan nilai produksi dan memperoleh minyak yang tertinggal. Dikarenakan produksinya yang terus menurun, maka pada tahun 2012 telah dilakukan kegiatan waterflooding pada kedua blok di lapangan N yang menyebabkan adanya peningkatan produksi dan kegiatan ini masih dilakukan hingga saat ini. Sebelum dilakukannya skenario, Lapangan N mempunyai produksi sebesar 5.28 MMBBL pada tahun 2017. Dalam penelitian tugas akhir ini, penulis tidak melakukan perhitungan keekonomian skenario yang dilakukan. Penulis juga tidak memperhitungkan hasil dari produksi gas yang dihasilkan. Ke depannya, dilakukan beberapa perencanaan skenario dengan dilakukannya pengoptimasian rate injeksi air pada lapangan N guna memperoleh produksi minyak yang lebih optimal. Proses simulasi reservoir secara umum adalah dimulai dengan persiapan data, inisialisasi, history matching, menjalankan prediksi skenario pengembangan lapangan, dan terakhir yang terakhir adalah evaluasi. Skenario I (Sensitivitas Rate Injeksi 50 bwipd) menghasilkan kumulatif produksi minyak sebesar 8.62 MMSTB dengan recovery factor sebesar 36.34%. Skenario II (Sensitivitas Rate Injeksi 100 bwipd) menghasilkan kumulatif produksi minyak sebesar 8.69 MMSTB dengan recovery factor sebesar 36.64%. Skenario III dan Skenario IV (Sensitivitas Rate Injeksi 200 bwipd dan 300 bwipd) menghasilkan kumulatif produksi minyak berturut – turut sebesar 8.48 MMSTB dan 8.08 MMSTB dengan nilai recovery factor secara berturut – turut sebesar 35.75% dan 34.06%. Dengan mempertimbangkan hasil perolehan minyak yang paling tinggi, maka penulis mengajukan skenario II sebagai skenario terbaik.