Horizontal Well

1. Judul

Seventh SPE Comparative Solution Project: Modelling of Horizontal Wells in Reservoir Simulation

2. Author

Long Nghiem, David A. Collins, dan Ravi Sharma, Computer Modelling Group.

3. Publikasi

11th SPE Symposium on Reservoir Simulation, Anaheim, California, 17–20 Februari 1991. Society of Petroleum Engineers, SPE-21221-MS.

4. Background

Penerapan horizontal well berkembang pesat pada akhir 1980-an, tetapi representasi inflow dan wellbore pressure loss di dalam reservoir simulator belum terstandardisasi. Metode yang tersedia meliputi modified Peaceman well index, Babu–Odeh formulation, local grid refinement, dan explicit wellbore hydraulics.

Horizontal well pada reservoir tipis dengan bottom-water drive juga sensitif terhadap water coning. Karena itu, perbedaan well model berpotensi memengaruhi prediksi oil recovery, water breakthrough, dan pressure distribution.

5. Objective

Studi bertujuan membandingkan metode horizontal-well representation dari empat belas organisasi. Evaluasi difokuskan pada pengaruh well length, productivity-index formulation, local grid refinement, dan wellbore hydraulics terhadap prediksi produksi dan coning.

6. Method

Peserta mensimulasikan horizontal well sepanjang 900 ft dan 2.100 ft pada reservoir tipis dengan bottom-water drive. Beberapa kasus mempertahankan tekanan sehingga produksi gas terbatas, sedangkan kasus lain memungkinkan gas bebas dan pressure loss yang lebih besar di sepanjang wellbore.

Setiap peserta menggunakan data reservoir dan operating constraints yang sama, tetapi diperbolehkan memilih well-index method, grid refinement, nonlinear solver, dan wellbore-flow model. Keluaran mencakup cumulative oil, water production, GOR, bottomhole pressure, dan pressure drop sepanjang sumur.

7. Result

Seluruh peserta secara kualitatif menunjukkan bahwa horizontal well yang lebih panjang menurunkan kecenderungan water coning. Namun, cumulative oil dan waktu water breakthrough menunjukkan variasi kuantitatif antarsimulator. Tidak terdapat satu well-index formulation yang secara konsisten unggul pada seluruh kasus.

Wellbore hydraulics memberikan pengaruh terbatas ketika tekanan reservoir terjaga dan produksi gas rendah. Pada kasus dengan gas bebas, prediksi maximum pressure drop untuk well 900 ft terbagi menjadi beberapa kelompok, dari kurang dari 10,5 psia hingga sekitar 42,5 psia. Variasi tersebut mencerminkan perbedaan multiphase wellbore-flow treatment dan coupling dengan reservoir.

8. Conclusion

Horizontal-well performance sensitif terhadap well representation, terutama ketika wellbore pressure loss dan free-gas flow signifikan. Well length yang lebih besar secara konsisten memperbaiki coning control, tetapi besarnya peningkatan recovery bergantung pada grid dan productivity-index formulation.

Pemilihan model perlu disesuaikan dengan tujuan studi dan divalidasi melalui grid-sensitivity serta wellbore-hydraulics sensitivity analysis.

9. Strength and Weakness

Strength

• Melibatkan empat belas organisasi dan beragam well-model formulation.
• Memisahkan pengaruh well length, inflow model, dan wellbore hydraulics.
• Menggunakan kasus water-coning yang relevan bagi desain horizontal well.
• Menyediakan benchmark bagi pengembangan well index dan local grid refinement.

Weakness

• Tidak tersedia field data untuk menentukan metode yang paling akurat.
• Perbedaan convergence criterion dan time-step strategy tidak seluruhnya dapat dikendalikan.
• Wellbore dan reservoir physics berubah secara bersamaan pada beberapa kasus.
• Model reservoir sintetis membatasi generalisasi langsung ke geometri lapangan yang kompleks.