Tom tat luan an ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG THẤM CHỨA DẦU KHÍ TRẦM TÍCH ĐIỆN TRỞ THẤP LÔ 16-1 BỂ CỬU LONG

BỘ GIÁO DỤC ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

BÙI HỮU PHƯỚC

ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG THẤM
CHỨA DẦU KHÍ TRẦM TÍCH ĐIỆN TRỞ THẤP
LƠ 16-1 BỂ CỬU LONG

Ngành: Kỹ thuật địa chất
Mã số: 9520501

TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT

HÀ NỘI- 2023


Cơng trình được hồn thành tại: Bộ mơn Địa chất Dầu khí
Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ- Địa chất.

Người hướng dẫn khoa học:
1. PGS. TS. Lê Hải An
2. PGS. TS. Hoàng Văn Quý

Phản biện 1: TS Phạm Văn Tuấn
Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Phản biện 2: PGS. TS Hồng Văn Long
Viện dầu khí Việt Nam
Phản biện 3: TS Đặng Ngọc Q
Tổng cơng ty thăm dị khai thác dầu khí Việt Nam

Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng đánh giá luận án cấp Trường
họp tại Trường Đại học Mỏ - Địa chất vào hồi … giờ .… ngày ….
tháng …. năm ….

Có thể tìm hiểu luận án tại thư viện:
- Thư viện Quốc gia, Hà Nội
- Thư viện Trường Đại học Mỏ - Địa chất


1
MỞ ĐẦU
Hiện nay, dầu khí được khai thác chủ yếu từ khối đá móng Granitoid
hang hốc nứt nẻ trước Kainozoi và từ trầm tích Mioxen dưới và Oligocen
là đối tượng khai thác lớn thứ hai.
Mặc dù là đối tượng khai thác dầu khí chính, các vỉa chứa Mioxen dưới
thuộc hệ tầng Bạch Hổ và Oligocen trên có đặc tính thấm tốt nhất của bể
Cửu Long. Nhưng một khó khăn lớn nhất đối với các nhà địa chất, địa vật
lý là các vỉa chứa dầu có điện trở suất thấp và đang chiếm một tỷ trọng lớn
ở một số mỏ Tê Giác Trắng, Hải Sư Trắng, Rồng…. Điều này đã gây ra
những khó khăn trong việc nhận định, đánh giá vỉa chứa phục vụ cho công
tác phát triển và quản lý mỏ.
Lơ 16-1 có phát hiện dầu khí tại mỏ Tê Giác Trắng vào năm 2002 và
dòng dầu đầu tiên được khai thác vào năm 2010. Hiện tại mỏ Tê Giác
Trắng thuộc lô 16-1 đang khai thác với lưu lượng khoảng 20 nghìn thùng
ngày đêm, có những thời gian sản lượng đỉnh lên đến 55.000 thùng/ngày
đêm từ hai đối tượng chính là Oligocen trên (C, D) hệ tầng Trà Tân và
Mioxen dưới hệ tầng Bạch Hổ. Từ những kết quả đạt được trong quá trình
khai thác và nghiên cứu đã mở ra một tiền đề mới, làm thay đổi quan niệm
về phương pháp luận để đánh giá tiềm năng dầu khí cho tầng chứa dầu
điện trở suất thấp.

Các trầm tích thuộc hệ tầng Trà Tân và Bạch Hổ chủ yếu được lắng
đọng trong mơi trường trầm tích lục địa đầm hồ sơng ngịi sang lục địa
biển nơng. Chính vì sự phức tạp của tướng trầm tích, sự phân bố phức tạp
của các thành phần khoáng vật sét, khoáng vật dẫn điện, phân lớp mỏng,
xen kẹp…đã gây ra điện trở suất của vỉa chứa dầu thấp dẫn đến những khó
khăn trong việc xác định độ bão hịa dầu- khí cũng như các tham số chiều
dày hiệu dụng vỉa chứa dầu khí thuộc Mioxen dưới, Oligocen trên (C). Với
các phương pháp đánh giá tham số độ bão hịa dầu khí vỉa truyền thống
cịn một số hạn chế như: không loại trừ ảnh hưởng do điện trở suất thấp
của vỉa chứa, sự ảnh hưởng của các khống vật dẫn điện khơng đồng đều
dọc theo thân giếng khoan, sét phân tán trong đá chứa…Chính vì thế tác
giả đã chọn đề tài nghiên cứu: “Đánh giá tiềm năng thấm chứa dầu khí
trầm tích điện trở thấp lô 16-1 bể Cửu Long”. Kết quả nghiên cứu này là
tiền đề cho công tác đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ, hoạch định mở vỉa
khai thác trong giai đoạn phát triển và quản lý mỏ.
1. Tổng quan về tình hình nghiên cứu trước đây và những vấn đề mới của
đề tài nghiên cứu này đặt ra so với các nghiên cứu trước đây
Tổng quan về tình hình nghiên cứu đá chứa điện trở suất thấp.
1.1. Tình hình trong nước
Nghiên cứu về lát cắt điện trở thấp của Ths Nguyễn Phương Thủy và
một số bài báo của PGS-TS. Lê Hải An, PGS-TS. Nguyễn Văn Phơn, TS.


2
Cù Minh Hoàng, TS. Lê Trung Tâm và viện dầu khí VPI. Nhìn chung các
nghiên cứu đã chỉ ra ngun nhân gây ra trầm tích điện trở suất thấp và
cách khắp phục để đánh giá tham số vỉa chứa. Các nghiên cứu trên để đánh
giá độ bão hòa nước của vỉa chứa nhưng vẫn chủ yếu dựa trên đường cong
điện trở và đường cong siêu âm (Vp/Vs, DTC).
Các nghiên cứu của các nhà thầu hoạt động thăm dò khai thác tại bể

Cửu Long như: VietsovPetro, Petronas, Cuu Long JOC,… đã tiến hành
nhưng vẫn cịn rất khó khăn cho việc áp dụng đối với các khu vực khác
nhau do điều kiện địa chất khác nhau, mơi trường trầm tích khác nhau, sự
ảnh hưởng của các thành phần khoáng vật sét, thành phần đá chứa là khơng
giống nhau…Bên cạnh đó, các nghiên cứu riêng lẻ chưa có nghiên cứu
tổng thể để tìm ra các giải pháp tối ưu để đánh giá trầm tích điện trở thấp
của đới chứa dầu.
Do vậy trầm tích chứa dầu điện trở suất thấp khu vực bể Cửu Long vẫn
đang là thách thức lớn cho các nhà địa chất, địa vật lý và đặc biệt là tại lô
16-1 -khu vực mà nghiên cứu sinh nghiên cứu.
1.2. Tình hình nghiên cứu ở nước ngồi
Cơng ty dịch vụ dầu khí Schlumberger khu vực Đông Nam Châu Á đã
nghiên cứu phương pháp phát hiện ra dầu trong trầm tích điện trở suất
thấp, Pierre Berger et al. và nhóm tác giả đã tổng quan lại những nguyên
nhân gây ra điện trở suất thấp do: chất lưu có điện trở suất thấp, độ bão hòa
nước dư lớn, và xây dựng mối quan hệ điện trở suất với độ bão hòa nước
dựa trên mẫu lõi.
Các nghiên cứu được cơng bố trên tạp chí dầu khí uy tín SPE, Onepetro
chủ yếu tập trung vào nghiên cứu thành phần thạch học đá chứa, thành
phần sét, phân bố sét trong đá chứa, khoáng vật dẫn điện tồn tại trong đá
chứa dầu, vỉa chứa phân lớp mỏng, đá chứa có lỗ rỗng micro.
Ứng dụng phương pháp đo cộng hưởng từ hạt nhân, đo điện trở suất với
độ phân giải cao và đo điện trở suất trong khi khoan đã được áp dụng để
nâng cao mức độ chính xác khi đánh giá tham số bão hòa dầu của vỉa chứa.
Các phương pháp tính tốn truyền thống sử dụng mơ hình (Archie,
Simandoux, Indonesian, Dual Water, Waxman-Smits…) để tính tốn tham số
độ bão hịa nước cho các vỉa chứa dầu -khí tuy nhiên không loại trừ được ảnh
hưởng do điện trở suất của vỉa chứa. Các nghiên cứu đã chỉ ra các nguyên
nhân ảnh hưởng tới điện trở suất của vỉa chứa dầu như: khoáng vật dẫn điện,
kiểu loại sét, phân bố sét, nồng độ khống hóa nước vỉa…. Mặc dù những

nguyên nhân này đã được xem xét trong quá trình minh giải tài liệu ĐVLGK,
tuy nhiên độ chính xác của các số liệu tham số vỉa được tính tốn: như độ
rỗng, độ bão hòa nước, độ thấm…chưa phản ánh đúng thực trạng thực tế đang
khai thác của mỏ. Việc xây dựng một hệ phương pháp mới để tính tốn tham
số độ bão hịa vỉa chứa dầu-khí phục vụ cho cơng tác tính tốn trữ lượng và


3
mơ hình hóa mỏ là rất cần thiết và cấp bách.
Như vậy các nghiên cứu liệt kê trên đã chỉ ra được các nguyên nhân gây
ra điện trở suất thấp của đá chứa dầu khí tuy nhiên các tính tốn độ bão hòa
nước chưa được kiểm chứng bằng kết quả đo độ bão hòa nước của mẫu lõi
cũng như kết quả đo dòng thực tế.
Nghiên cứu sinh sẽ đi theo hướng: Nghiên cứu nguyên nhân gây ra
trầm tích chứa dầu có điện trở suất thấp và từ đó tìm ra giải pháp để chính
xác độ bão hịa nước và độ thấm tuyệt đối của đối tượng nghiên cứu. Kết
quả của độ bão hịa nước, độ thấm được tính tốn cho các vỉa chứa dầu khí
có sự kiểm chứng bởi kết quả đo dòng thực tế tại các khoảng mở vỉa.
2. Mục đích nghiên cứu của luận án
Nghiên cứu bản chất gây ra điện trở suất thấp của vỉa chứa dầu khí và đánh
giá chính xác các tham số vỉa chứa của chúng như: độ rỗng hiệu dụng, đặc biệt
là độ bão hòa nước, chiều cao cột dầu và độ thấm là cơ sở cho việc đánh giá
trữ lượng dầu khí tại chỗ phục vụ công tác hoạch định phát triển mỏ.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu phần dưới trầm tích Mioxen dưới hệ tầng Bạch
Hổ (tập BI.1) và trầm tích Oligoxen trên (C) hệ tầng Trà Tân. Khu vực lô 16-1
bể Cửu Long, thềm lục địa ngoài khơi Việt Nam. Phạm vi nghiên cứu bao
gồm các nghiên cứu về địa chất mỏ, nghiên cứu môi trường thành tạo, các
nghiên cứu địa vật lý giếng khoan, nghiên cứu tham số thạch học đá chứa và
các nghiên cứu về áp suất vỉa ban đầu.

4. Nội dung nghiên cứu.
Đề tài nghiên cứu này được tập trung làm sáng tỏ một số vấn đề dưới đây:
- Phân tích các yếu tố là nguyên nhân dẫn đến điện trở suất thấp của đới
chứa dầu.
- Xác định hệ phương pháp tính tốn độ bão hịa nước cho các vỉa chứa
dầu khí có điện trở suất thấp trầm tích Mioxen dưới và Oligocen trên (Tập
C) khu vực lô 16-1 bể Cửu Long.
- Xác định đặc trưng thấm chứa của đá chứa dầu khí điện trở suất thấp và
đánh giá tiềm năng thấm chứa của chúng thuộc lô 16-1 bể Cửu Long.
5. Phương pháp nghiên cứu.
Luận án này được tiến hành chủ yếu dựa trên tài liệu địa chất- địa vật lý
giếng khoan, kết hợp với phân tích thạch học mẫu lõi và số liệu đo dòng
thực tế: số liệu thử vỉa, khai thác và kết quả đo mặt cắt dòng.… của các
giếng khoan thuộc lơ 16-1 bể Cửu Long hiện có của cơng ty điều hành
chung Hồng Long Hồn Vũ mà nghiên cứu sinh đang trực tiếp làm việc
và nghiên cứu. Các phương pháp nghiên cứu được sử dụng trong luận án là
phương pháp nghiên cứu lý thuyết kết hợp với phương pháp nghiên cứu
thực tiễn bao gồm:
- Tổng hợp các số liệu ĐVLGK, số liệu phân tích mẫu lõi và mẫu chất


4
lưu.
- Phân tích những nguyên nhân gây ra điện trở suất thấp tại đối tượng
nghiên cứu.
- Phân tích và đánh giá các tham số vỉa chứa: độ bão hòa nước, chiều
cao cột dầu, độ thấm.
- Phân tích mối quan hệ rỗng thấm của mẫu lõi dựa trên cơ sở trầm tích
tướng đá..
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

Ý nghĩa khoa học:
Đưa ra các nguyên nhân chính gây ra hiện tượng trầm tích chứa dầu
điện trở suất thấp và đưa ra mơ hình đá chứa của đối tượng nghiên cứu
thuộc lô 16-1.
Xây dựng hệ phương pháp nghiên cứu cho vỉa chứa dầu trầm tích điện
trở suất thấp để tính tốn tham số thấm chứa của chúng áp dụng cho bể
Cửu Long.
Ý nghĩa thực tiễn:
Đưa ra phương pháp nhận biết các vỉa chứa dầu có điện trở suất thấp để
tránh bỏ sót tạo cơ sở phân nhóm và đồng danh các đối tượng chứa dầu khí
trong khu vực nghiên cứu. Đây là tiền đề cho việc lựa chọn khoảng mở vỉa
và kích thích vỉa nhằm mục đích nâng cao hệ số thu hồi dầu trong giai
đoạn khai thác.
Lựa chọn những khoảng mở vỉa tốt nhất, lựa chọn các khoảng mở vỉa
có thể khai thác cùng nhau, dự báo hàm lượng nước khi mở vỉa và lưu
lượng khai thác.
Cung cấp kết quả tính tốn độ bão hịa, độ thấm, chiều cao cột dầu - số
liệu đầu vào cho việc tính tốn trữ lượng địa chất (trữ lượng dầu tại chỗ) và
dự báo kết quả mở vỉa cho các giếng khoan khai thác của mỏ TGT, lô 16-1,
bể Cửu Long.
Cung cấp kết quả tính tốn độ bão hịa nước, độ thấm - cơ sở để xây
dựng mơ hình thủy động lực phục vụ xây dựng sơ đồ khai thác mỏ TGT,
lô 16-1, bể Cửu Long.
7. Những luận điểm bảo vệ
- Luận điểm 1: Nguyên nhân gây ra trầm tích chứa dầu khí điện trở suất
thấp khu vực nghiên cứu là: đới ngấm sâu của dung dịch khoan và sét phân
tán.
- Luận điểm 2: Tương quan rỗng thấm có mối quan hệ chặt chẽ với
tướng đá của trầm tích chứa dầu điện trở suất thấp: độ thấm tuyệt đối được
sử dụng để đánh giá độ bão hòa nước (Sw) dựa phân loại đá chứa thành 5

loại theo dải của độ thấm tuyệt đối sau đó xác định độ bão hịa nước (Sw)
theo chiều cao cột dầu (h) và hàm J-function.
- Luận điểm 3: Tiềm năng thấm chứa của trầm tích chứa dầu điện trở


5
suất thấp của khu vực nghiên cứu được phản ánh qua các tham số thấm chứa
(K, Sw, h), sự biến đổi theo quy luật: tiềm năng thấm chứa ở khu vực phía
Bắc của mỏ là rất tốt và có xu thế giảm dần khi xuống khu vực phía Nam.
8. Những điểm mới của luận án
- Lần đầu tiên nghiên cứu tầng chứa điện trở suất thấp mỏ TGT thuộc
lô 16-1 bể Cửu Long. Luận án đã đề cập hệ thống các phương pháp đánh
giá độ bão hòa nước dựa trên tài liệu địa vật lý giếng khoan và mẫu lõi cho
tầng chứa dầu khí điện trở suất thấp và có sự kiểm chứng bởi kết quả đo
dòng và kết quả khai thác thực tế.
- Đưa ra các nguyên nhân gây ra điện trở suất thấp: điều kiện kỹ thuật
giếng khoan, điều kiện địa chất tại khu vực nghiên cứu. Trong đó ngun nhân
chính gây ra điện trở suất thấp là sét phân tán và chiều sâu đới ngấm lớn
- Xây dựng được phương pháp luận nghiên cứu tham số độ bão hòa
nước và độ thấm tuyệt đối của vỉa chứa dầu khí trầm tích điện trở suất thấp
phục vụ cho cơng tác đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ và cơng tác lựa
chọn các khoảng mở vỉa thích hợp trong giai đoạn khai thác.
- Xây dựng được hệ phương pháp nghiên cứu đặc tính thấm chứa chứa
trầm tích chứa dầu khí điện trở suất thấp, đặc biệt độ bão hòa nước, chiều
cao cột dầu và độ thấm tuyệt đối có thể áp dụng cho các đối tượng trầm
tích điện trở suất thấp tương tự.
- Xây dựng được mối quan hệ chặt chẽ giữa độ rỗng và độ thấm tuyệt
đối theo tướng đá và đây là tiền đề để xây dựng mơ hình thủy động phục
vụ cơng tác dự báo sản lượng và quản lý mỏ.
9. Cơ sơ sở tài liệu của luận án

Các nguồn tài liệu sử dụng trong luận án của đối tượng nghiên cứu
thuộc lô 16-1 bể Cửu Long hiện có của cơng ty điều hành chung Hoàng
Long Hoàn Vũ mà nghiên cứu sinh đang trực tiếp làm việc và nghiên cứu
bao gồm:
Số liệu địa chấn bao gồm: bản đồ các tầng phản xạ chính của đối tượng
nghiên cứu bao gồm: ILBH5.2U, ILBH5.1 và Oligoxen C.
Số liệu ĐVLGK của tám (8) giếng khoan thăm dò và ba (3) giếng phát
triển bao gồm các tài liệu ghi số của các phương pháp ĐVLGK truyền
thống, hình ảnh giếng khoan.
Số liệu đo áp suất thành hệ của sáu (6) giếng khoan thăm dị và 2 giếng
phát triển
Số liệu phân tích mẫu lõi của sáu (6) giếng khoan thăm dò bao gồm
phân tích mơi trường, phân tích rỗng thấm và phân tích đặc biệt.
Số liệu đo khảo sát mặt cắt dịng của hai giếng khoan phát triển.
Số liệu phân tích mẫu chất lưu của sáu (6) giếng khoan thăm dò.
Số liệu mẫu vụn: thành phần thạch học, thành phần khoáng vật của sáu
(6) giếng khoan thăm dò.


6
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỊA CHẤT
DẦU KHÍ KHU VỰC NGHIÊN CỨU
1.1 Vị trí của đối tượng nghiên cứu
Khu vực nghiên cứu nằm trung tâm bể là một phần của bể Cửu Long,
ngồi khơi thềm lục địa đơng nam Việt Nam cách Vũng Tàu 100 km. Vị trí
địa lý đối tượng nghiên cứu hình 1.1.

Hình 1.1. Bản đồ vị trí địa lý đối tượng nghiên cứu (Báo cáo kế hoạch
phát triển Mỏ Tê Giác Trắng, 2010).
1.2 Đặc điểm địa chất

Nhìn chung, các minh giải địa tầng và môi trường trầm tích cho khu mỏ
TGT phù hợp với đặc điểm địa tầng chung của bể Cửu Long như cột địa
tầng dưới. Đối tượng nghiên cứu chính của luận án là tập C và BI.1 thuộc
phụ hệ tầng Trà Tân trên và phụ hệ tầng Bạch Hổ dưới.
Oligocen trên - Phụ hệ tầng Trà Tân trên (tập C - E32 tt)
Phụ hệ tầng Trà Tân trên - Oligocne trên nằm bất chỉnh hợp với hệ tầng
Bạch Hổ và nhận biết bởi vỉa sét kết màu nâu, nâu đậm dày nằm ngay trên
nóc. Chiều dày của phụ hệ tầng này dao động trong khoảng 440-500m, các
vỉa sét kết của phụ hệ tầng Trà Tân trên có hàm lượng vật chất hữu cơ rất
cao và là nguồn sinh dầu chính của mỏ TGT. Liên kết với tài liệu địa chấn
thì phụ hệ tầng Trà Tân trên thuộc tập C. Theo kết quả phân tích ĐVLGK
và các phân tích địa hóa thì phụ hệ tầng Trà Tân trên có độ rỗng, độ thấm
là trung bình và vừa là tầng sinh và tầng chứa.
Mioxen dưới - Phụ hệ tầng Bạch Hổ dưới (tập BI.1- N11bh)
Phụ hệ tầng Bạch Hổ dưới được phân chia nhỏ thành ba tập nhỏ hơn:
ILBH5.2, ILBH5.1 và ULBH
Mioxen dưới - phần dưới của Bạch Hổ dưới (ILBH5.2)
Tập ILBH5.2 được thành tạo bởi các vỉa cát kết và bị xen kẹp bởi các


7
vỉa bột kết và sét có màu xám. Tập ILBH5.2 được lắng đọng trong mơi
trường sơng ngịi, đầm hồ chuyển tiếp giữa nước ngọt và nước lợ. Chiều
dày của tập ILBH5.2 dao động trong khoảng 370-490m. Đây là tập chứa
dầu chính tại mỏ TGT và đang được khai thác tại tất cả các khối của mỏ
TGT. Theo kết quả phân tích ĐVLGK, phân tích mẫu lõi thì các vỉa chứa
thuộc tập ILBH 5.2 có độ rỗng và độ thấm rất tốt và phù hợp với biểu đồ
động thái khai thác của các các giếng đang khai thác tại đối tượng này.
Cột địa tầng tổng hợp của bể Cửu Long (Hình 1.2) được liên kết với
các tập địa chấn và cột địa tầng của đối tượng nghiên cứu được thể hiện

như hình dưới.

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long (Trần Như Huy, 2016).
1.2.1 Địa tầng mỏ TGT
Mỏ TGT bị chia cắt bởi hệ thống đứt gãy thuận trượt ngang theo hướng
Tây Bắc- Đông Nam. Mặt trượt đứt gãy có xu thế chung đổ về hướng Nam và
sâu dần. Các hoạt động kiến tạo của các đứt gãy phát triển mạnh trong thời kỳ
Oligocen và Mioxen sớm và đã phân chia mỏ thành các khối H1 đến H5. Mặt


8
cắt địa chấn theo phương Bắc Nam được minh họa như hình 1.5.
Bắc

Nam

Hình 1.5 Mặt cắt địa chấn theo phương Bắc - Nam qua các cấu tạo TGT (Báo
cáo kế hoạch phát triển Mỏ Tê Giác Trắng, 2010).
Theo phương từ Bắc xuống Nam, cấu trúc mỏ TGT có hình dạng bậc
thang nơng dần về phía Bắc và sâu dần về phía Nam. Các đứt gãy kiến tạo
có phương Đơng Bắc - Tây Nam đã chia mỏ thành nhiều các khối riêng
biệt.
Các tầng chứa dầu có xu thế sâu dần về phía Nam của mỏ, cùng với đó
là xu thế các tập cát mỏng dần về phía Nam và có độ thấm kém hơn. Đặc
trưng là các vỉa chứa dầu khí của mỏ TGT khá mỏng do bị xen kẹp bởi các
tập sét đã gây ra đá chứa của mỏ TGT có rất nhiều ranh giới dầu nước cũng
như nhiều hệ thống thủy lực.
1.2.2 Liên kết và phân chia vỉa chứa
Liên kết và phân chia vỉa chứa dựa trên hai phương pháp chủ đạo là:
thời địa tầng và thạch địa tầng và có kết hợp với áp suất. Các vỉa chứa nhỏ

được liên kết với nhau dựa trên áp suất thành hệ.
Áp suất thành hệ đã chỉ ra rằng giữa các địa tầng của mỏ TGT có sự thay
đổi đột ngột về mặt áp suất và phân chia thành các hệ thống thủy lực khác
nhau. Các vỉa chứa phần lớn là không liên thông theo chiều thẳng đứng và
trong các tập lớn. Các vỉa chứa được phân chia chi tiết bằng số liệu áp suất, các
vỉa chứa trong cùng một khối có cùng ranh giới dầu nước và có sự liên thông
về mặt thủy lực theo chiều thẳng đứng.
Thông tin về áp suất thành hệ cho thấy có sự liên thơng giữa các vỉa thông
qua hệ thống nước đáy (aquifer) do hệ thống đường nước đáy gần như trùng
nhau - theo chiều từ phía Bắc xuống đến phía Nam và đã được kiểm chứng
thông qua áp suất thành hệ và số liệu khai thác thực tế.


9
CHƯƠNG 2: CÁC NGUYÊN NHÂN GÂY RA ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP
2.1. Các đối tượng chứa dầu có trở suất thấp trong bể Cửu Long
Hiện nay trong trầm tích Mioxen dưới của bể Cửu Long có tồn tại một vài khu
vực có điện trở suất thấp khá đặc trưng và cũng là đối tượng để thăm dò, thẩm
lượng và khai thác. Các mỏ Rồng, Ruby, Mỏ Hải Sư Trắng, Gấu Trắng, Thỏ
Trắng và Mỏ Tê Giác Trắng đang khai thác dầu trong từ lát cắt điện trở suất thấp.
Đới chứa dầu có điện trở thực đo sâu nằm trong khoảng từ 1.9 Ohm.m
đến 8 Ohm.m. Nguyên nhân gây ra hiện tượng điện trở suất thấp của đới
chứa dầu là do: điều kiện kỹ thuật giếng khoan, hạn chế của thiết bị và đặc
trưng địa chất của đối tượng nghiên cứu.
2.2. Nguyên nhân gây ra đá chứa dầu điện trở suất thấp
2.2.1. Ảnh hưởng điều kiện kỹ thuật giếng khoan
Ảnh hưởng do đới ngấm
Các giếng khoan tại mỏ TGT sử dụng dung dịch khoan gốc nước để
khoan qua các tầng sản phẩm chứa dầu. Do thành hệ đá chứa của mỏ TGT
là có độ rỗng và độ thấm khá cao nên đã tạo ra vùng thấm sâu xung quanh

giếng khoan, chiều sâu của đới ngấm nhiều khi lớn hơn chiều sâu nghiên
cứu của thiết bị đo điện trở suất nên đã gây ra điện trở suất biểu kiến thấp.
Hình ảnh phía dưới đã cho thấy có sự khác biệt rõ rệt của hai giá trị đo điện trở
suất tại hai thời điểm khác nhau: đường cong màu đỏ là giá trị đo trong q trình
khoan, cịn đường cong màu hồng là giá trị đo điện trở suất sau khi khoan, đường
kính giếng khoan là khơng có sự thay đổi trong hai điều kiện đo. Giá trị đo điện trở
suất đo trong quá trình khoan cao hơn so với giá trị đo trong khi khoan chứng tỏ là
giếng khoan có đới thấm khá lớn (Hình 2.1).

Đường kính giếng
khoan khơng thay đổi

Điện trở đo trong khi khoan

Điện trở đo sau khi khoan

Hình 2.1 So sánh điện trở đo trong khi khoan và sau khi khoan tại đối
tượng nghiên cứu.


10
Đới ngấm xảy ra gây xung quanh giếng khoan gây ra điện trở suất đo
được thấp. Phương pháp hiệu chỉnh điện trở do ảnh hưởng của đới ngấm
cũng được áp dụng dựa trên mối quan hệ điện trở đo sâu sau khi khoan và
điện trở đo sâu trong khi khoan. Mối quan hệ này được áp dụng để hiệu
chỉnh điện trở do ảnh hưởng của đới ngấm của các giếng khoan mà điện trở
suất đo sau khi khoan (Hình 2.2).
Điện trở đo sau khi
khoan (ohm.m)

Biểu đồ quan hệ điện trở suất
y = 1.3443x0.5508
R² = 0.8412

10

1

Series1
Power…
1

10
Điện trở đo trong khi khoan (ohm.m)

Hình 2.2 Biểu đồ điện trở suất trong và sau khi khoan của đối tượng
nghiên cứu
Hạn chế về chiều sâu nghiên cứu của thiết bị đo điện trở
Các thiết bị đo có giới hạn về chiều sâu nghiên cứu, tùy vào loại thiết bị
đo sẽ có chiều sâu nghiên cứu khác nhau. Các giá trị đo điện trở suất của
mỏ TGT do ảnh hưởng của đới ngấm lớn do vỉa chứa có độ rỗng, độ thấm
cao và chênh áp lớn giữa áp suất thủy tĩnh cột dung dịch khoan và áp suất
vỉa cho nên giá điện trở suất biểu kiến sẽ có xu thế nhỏ hơn nhiều so với
giá trị thực của vỉa chứa.
Biến đổi của đường kính giếng khoan
Đường kính giếng khoan khơng ổn định sẽ ảnh hưởng đến kết quả đo
đạc điện trở suất thành hệ, đường kính giếng khoan thay đổi sẽ gây ra sai
số độ sâu do tốc độ kéo cáp không ổn định, thiết bị đo điện trở bị đo lệch
trục và khơng định tâm.
Góc nghiêng của vỉa và độ lệch của giếng khoan

Trong trường hợp là độ lệch của giếng khoan và vỉa chứa khơng vng
góc với nhau sẽ dẫn đến sai số về kết quả đo điện trở suất. Đối tượng
nghiên cứu thì điện trở được hiệu chỉnh ảnh hưởng góc nghiêng của vỉa
chứa và góc nghiêng của giếng khoan thơng qua tài liệu đo hình ảnh giếng
khoan và thế nằm phân lớp.
2.2.2. Ảnh hưởng của môi trường địa chất
Ảnh hưởng của độ hạt:
Các đá trầm tích được thành tạo từ hạt vụn trầm tích, từ sản phẩm phá
hủy của các đá có trước. Đá sét thì có hàm lượng nước màng bao quanh


11
lớn, do đó đá có thành phần sét càng cao thì điện trở suất của đá càng
giảm. Tại mỏ TGT sét được phân tán không đồng đều trong vỉa chứa chính
điều này làm giảm điện trở suất của đá chứa.
Vỉa chứa mỏng và phân lớp mỏng
Các vỉa chứa có chiều dày khoảng 0.1-1m được gọi là các vỉa chứa
mỏng, các phân lớp mỏng thì có chiều dầy nhỏ hơn 0.1m. Phương pháp đo
ĐVL truyền thống chỉ có khả năng phát hiện được những vỉa chứa có chiều
dày trên 1.4m. Vỉa chứa mỏng được chú ý và quan tâm đến do chúng có
khả năng chứa dầu thương mại và đây là đối tượng khai thác chính tại mỏ
TGT. Các giá trị điện trở suất đo được tại các vỉa chứa mỏng thường thấp
hơn so với các giá trị đo điện trở suất thực của vỉa.
Các kiểu dạng sét trong đá chứa
Có ba kiểu dạng tồn tại của sét trong đá chứa: sét cấu trúc, sét phân lớp
và sét phân tán. Tùy vào kiểu dạng phân bố của đá sét sẽ dẫn đến điện trở
suất của đá chứa thay đổi và thay đổi về độ rỗng hiệu dụng và độ thấm.
Đối tượng nghiên cứu, nguyên nhân gây ra điện trở suất thấp là vỉa chứa
phân lớp mỏng nằm xen kẹp với các vỉa sét như hình 2.3 là nhân tố cơ bản gây
ra điện trở suất thấp của tầng chứa Mioxen dưới mỏ Tê Giác Trắng.

Hình 2.3 Mẫu lõi cắt qua tầng chứa sét phân tán.


12
Nồng độ khống hóa của nước vỉa
Nước vỉa có khả năng dẫn điện và làm giảm điện trở suất của đá chứa.
Các vỉa chứa của mỏ TGT thường có nồng độ khống khóa nước vỉa dao
động trong khoảng 20 nghìn ppm tới 32 nghìn ppm trong tầng Mioxen
dưới và 20-26 nghìn ppm đối với tầng Oligocen trên và điều này hoàn toàn
phù hợp với địa chất khu vực chung của bể Cửu Long.
Tỷ lệ nước liên kết - nước màng
Nước liên kết là nước màng bao quanh các hạt khoáng vật tạo đá cát và
khoáng vật tạo sét. Sét Montmorilonit có diện tích bề mặt lớn, khả năng
trao đổi Cation của các khoáng vật sét này là rất lớn dẫn đến điện trở suất
thấp. Đối tượng nghiên cứu thì hàm lượng sét Montmorilonit chiếm tỷ
trọng tương đối lớn (hình 2.4) là nguyên nhân gây ra điện trở suất thấp của
thành hệ đá chứa và làm giảm tính chất rỗng thấm.

Hình 2.4 Tỷ phần khoáng vật sét của đối tượng nghiên cứu.
Khoáng vật dẫn điện
Các khoáng vật như: Pyrite, Glauconite, Hematite, Graphite, Smectite,
Illite, Chlorite, Kaolinite… hoặc các mảnh vụn dẫn điện có mặt trong đá chứa
ảnh hưởng lên điện trở đo được của thiết bị. Tại đối tượng nghiên cứu thì
ngồi thành phần sét ra cịn có khống vật dẫn điện Pyrite có mặt và phân bố
khơng đồng đều dọc theo thân giếng khoan với hàm lượng rất thấp.


13
Như vậy sự có mặt của các yếu tố trên là nhân tố cơ bản gây ra điện trở

suất thấp tầng chứa Mioxen của đối tượng nghiên cứu là: đới ngấm sâu, vỉa
chứa phân lớp mỏng có sét phân tán.
CHƯƠNG 3: PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
ĐÁ CHỨA DẦU ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP
Trong luận án này thì ba tham số vỉa chứa được tập trung nghiên cứu
là: Độ bão hòa nước hiệu dụng Sw, chiều cao cột dầu (h) và độ thấm tuyệt
đối (K).
3.1 Chiều cao cột dầu
Chiều cao cột dầu được định nghĩa là chiều cao tuyệt đối tính từ ranh giới
dầu nước đến nóc của vỉa chứa. Chiều cao cột dầu được xác định bằng ba
phương pháp cơ bản là phân đôi khoảng cách, phương pháp dầu xuống tới
và phương pháp minh giải áp suất điểm.
Well-A

Well-B

Giếng A

Có thử vỉa

Giếng B

Đỉnh

Khơng có thử vỉa

Well-A

Giếng A

Giếng C

Well-B

Giếng B

Crest

h

P1

h

Dầu
xuống
tới
ODT

P2

Fault

Đứt gãy

P2

Dầu
xuống tới

Ranh giới phân đơi
khoảng cách

or Spill
WUT
Nước lên tới

Đỉnh
Crest

P3

WUT
orlên
Spill
Nước
tới

Fault

Đứt gãy

ODT

P3

hoặc điểm tràn

hoặc điểm tràn

Hình 3.1 Chiều cao cột dầu với phân cấp trữ lượng.
Như vậy thì hai phương pháp trên hình 3.1 có sai số lớn vì ranh giới
dầu nước là giả định vì dựa trên mức độ chính xác của bản đồ và cách lấy
điểm tràn cấu tạo.
Trong luận án này chiều cao cột dầu là tham số được tập trung nghiên
cứu với một phương pháp luận mới. Xác định chiều cao cột dầu bằng
phương pháp minh giải áp suất dư (Excess Pressure), đây là phương pháp
xác định ranh giới dầu nước có độ chính xác cao rất ưu việt và phù hợp cho
đối tượng điện trở suất thấp, vỉa chứa cát sét xen kẹp và có nhiều ranh giới
dầu nước như hình 3.2
Well-A

Giếng A

Có thử vỉa

Well-B

Giếng B

Đỉnh

Khơng có thử vỉa

Well-B

Well-A

Giếng A

Giếng B

Crest

h

P1

Dầu
xuống
tới
ODT

P2

2960

P2

2969.5
Ranh
giới phân đôi
Ranh cách
giới nước tự do
khoảng

2970
2980

WUT or Spill

P3

Đỉnh
Crest

h
P2

Fault

Đứt gãy

ODT

Fault

Đứt gãy

2960
2970
2980

2969.5

Ranh giới nước tự do

WUT or Spill

P3

Hình 3.2 Chiều cao cột dầu xác định bằng áp suất dư và phân cấp trữ lượng.


14

Độ sâu tuyệt đối ((m)

Độ sâu tuyệt đối ((m)

3.2 Phương pháp xác định chiều cao cột dầu
Có nhiều phương
Áp suất dư
Áp suất thành hệ
pháp để xác định chiều
Áp suất
cao cột dầu. Tuy nhiên
đo điểm
trong luận án này NCS
chỉ đề cập đến phương
pháp áp suất dư. Các đồ
Áp suất
thị áp suất dư được xây
dư
dựng bởi giá trị mật độ
xác định và giá trị áp
suất dư tại tương ứng
các điểm độ sâu. Áp
Đường nước
suất dư tại các vỉa nước

là bằng nhau tương ứng
với các độ sâu khác
Hình 3.3 Chuyển đổi đồ thị áp suất thường
nhau. Hình 3. 3
sang áp suất dư.
Biểu đồ áp suất-độ sâu truyền thống rất khó để phân biệt mực nước tự do.
Tuy nhiên, các ranh giới trên đều có thể được nhận diện nhờ sử dụng biểu đồ áp
suất dư. Điểm giao giữa đường biểu diễn của nước và dầu chính là mực nước tự
do (FWL), bởi vì tại độ sâu này, áp suất của dầu và nước là bằng nhau.
CHƯƠNG 4: DỰ BÁO ĐỘ THẤM TUYỆT ĐỐI VÀ HÀM LƯỢNG
NƯỚC CỦA CÁC VỈA CHỨA CỦA ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU
4.1. DỰ BÁO ĐỘ THẤM TUYỆT ĐỐI
Mơ hình lắng đọng trầm tích
Nhìn chung, địa tầng và mơi trường trầm tích của mỏ nằm trong phơng
chung của bể Cửu Long. Dựa trên phân tích địa chất, địa vật lý và phân
tích mơ tả mẫu lõi thì đối tượng nghiên cứu là tập BI.1 và C thuộc địa tầng
Mioxene dưới và Oligocen trên của mỏ TGT được lắng đọng trong môi hai
mơi trường chính là đồng bằng sơng ngịi (alluvial plain) và mơi trường
đầm hồ (lacustrine).
Các tướng trầm tích được phân tích dựa trên mẫu lõi và sau đó sử dụng
hình ảnh và các số liệu địa vật lý giếng khoan để phân tích tướng trầm tích dọc
theo thân giếng khoan. Các trầm tích của mỏ TGT được gán mã như sau:
Bảng 4.1 Gán các tướng địa chất với mã.

Môi trường trầm tích
Đầm hồ

Tên tướng
Trọng lực- Gravity Flow
Chảy chìm- Hyperpycnal

Cát kết Biển tiến

Ký hiệu tướng Mã tướng
GF
1
HY
2
TR
3


15
Mơi trường trầm tích

Tên tướng
Ký hiệu tướng Mã tướng
MB
Cửa sơng/
4
Sandflat
SFT
Cát ven hồ /Lake Shoreface
LS
5
Bùn đầm hồ
LM
6
Bùn
SO
7

Vùng ngập nước
OB
8
Đồng bằng sông ngịi Crevasse Splay (tràn bờ)
CS
9
Lịng sơng
CH
10
Cát bãi tràn/Sheet Flood
SF
11

Mỗi điểm mẫu lõi RCA được gán một loại tướng nhất định dựa trên độ
sâu lấy mẫu. Chiều sâu của mẫu lõi được hiệu chỉnh về cùng với chiều sâu
của ĐVLGK để trùng khớp độ sâu.
Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm được xây dựng dựa trên mẫu lõi
và sau đó được tính tốn cho tồn bộ dọc theo thân giếng khoan. Mối quan
hệ này được hiệu chỉnh với kết quả đo dòng thực tế trong khi thử vỉa và kết
quả mở vỉa khi khai thác.
4.2. DỰ BÁO HÀM LƯỢNG NƯỚC KHI MỞ VỈA
Để dự báo hàm lượng nước trước khi mở vỉa ngồi các tham số độ bão
hịa nước và độ thấm tuyệt đối thì độ thấm tương đối là yếu tố cần thiết
được sử dụng.
4.2.1 Độ thấm tương đối
Độ thấm tương đối được sử dụng trong luận án này là thông số đầu vào
quan trọng để dự báo hàm lượng nước vỉa trước khi mở vỉa. Dự báo được
hàm lượng nước trước khi mở vỉa là yếu tố rất quan trọng.
4.2.2 Độ thấm tương đối của mẫu lõi

16
1.0

RT5
K<20

0.7

18.8

0.6

11

0.5

11

0.4

AV

0.3

0.8

K<20

0.1

K<20

0.20

1.0

155

0.9

104

0.8

94.57

0.7

148.55

0.6

146.87

0.5

228

0.4

292

0.3

285.01

0.2

242

0.1

205

0.0

0.40

0.60

0.80

Độ bão hòa nước- Sw (pđv)

1.00

RT3

100

AV

0.5

104

0.4
0.3

94.57

0.2

AV

0.1
0.00

AV

0.20

0.40

0.60

Độ bão hòa nước- Sw (pđv)

0.80

1.00

0.8

Độ thấm tương đối- Kr (pđv)

0.60

RT2

0.80

1.00

500
596

0.6
0.5

507

0.4
507

0.3
0.2

AV

0.1
AV

0.00

0.20

0.40

0.60

Độ bão hòa nước- Sw (pđv)
RT1

2625

0.8

0.40

Độ bão hòa nước- Sw (pđv)

635

0.7

1.0
0.9

0.20

628

0.9

0.0

AV

0.00

73

0.6

0.0

20
61

0.7

1.0

Độ thấm tương đối- Kr (pđv)

0.00

RT4

65.9

0.9

AV

0.2
0.0

1.0

K<20mD

Độ thấm tương đối- Kr (pđv)

0.8

Độ thấm tương đối- Kr (pđv)

Độ thấm tương đối- Kr (pđv)

0.9

0.80

1.00

K>1000mD

1927

0.7
2556

0.6
0.5

1566

0.4
2091

0.3
0.2

AV

0.1
0.0

AV

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

Độ bão hòa nước- Sw (pđv)

Hình 4. 1 Độ thấm tương đối của đối tượng nghiên cứu.
Độ thấm tuyệt đối dự báo dựa dựa trên hàm quan hệ rỗng thấm cho mười
một loại tướng đá khác nhau đại diện cho hai mơi trường trầm tích đầm hồ
(Lacustrine) và đồng bằng sơng ngịi (Alluvial Plain). Độ thấm tương đối có
mối quan hệ rất tốt với độ thấm tuyệt đối thông qua các dải độ thấm tuyệt đối
tương ứng dựa trên kết quả phân tích thực nghiệm của mẫu lõi.
Độ thấm tương đối được đo đạc dựa trên mẫu lõi và cho thấy có sự
phân nhóm rõ rệt dựa trên chất lượng đá chứa là độ thấm. Độ thấm tương
đối của đối tượng nghiên cứu được phân chia thành năm nhóm tương ứng
với năm dải của độ thấm tuyệt đối như hình 4.1.
4.2.3 Dự đốn hàm lượng nước khi mở vỉa
Tỷ phần dịng chảy được dự đốn từ độ bão hòa nước và độ thấm
tương đối. Hàm lượng nước trong q trình mở vỉa được tính như sau:
Hàm lượng nước khai thác khi mở vỉa sẽ là
𝑄𝑄
1
𝑓𝑓𝑤𝑤 = 𝑤𝑤
Hay
𝑓𝑓𝑤𝑤 = 𝜇𝜇𝑤𝑤∗𝐾𝐾𝑟𝑟𝑟𝑟
𝑄𝑄𝑜𝑜 +𝑄𝑄𝑤𝑤

1+

𝜇𝜇𝑜𝑜 𝐾𝐾𝑟𝑟𝑟𝑟

CHƯƠNG 5: ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG THẤM CHỨA TRẦM TÍCH
ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP MỎ TGT LƠ 16-1
5.1 Xác định độ bão hịa nước
5.1.1 Xác định độ bão hịa nước theo ĐVLGK
Mơ hình phân tích độ bão hòa nước và độ thấm cho đối tượng
chứa dầu trầm tích điện trở suất thấp là việc kết hợp số liệu địa vật lý giếng
khoan truyền thống và điện trở sử dụng mơ hình cát sét xen kẹp phân lớp


17
mỏng với chu trình minh giải nâng cao như dưới đã làm tăng mức độ tin
cậy của độ bão hòa nước cho vỉa chứa dầu điện trở suất thấp. Chu trình
minh giải được diễn dải ngắn gọn như hình 5.1.

Hình 5. 1 Chu trình minh giải nâng cao cho lát cắt chứa dầu điện trở suất
thấp.
5.1.2 Xác định độ bão hòa nước theo áp suất mao dẫn (Pc)
Tại đối tượng nghiên cứu thì mối quan hệ của Sw&Pc được chia ra một
cách chi tiết và dựa trên khoảng biến đổi về độ thấm. Đây là cách đơn giản
để tính tốn và mơ phỏng độ bão hịa nước theo áp suất mao dẫn và theo
chiều cao cột dầu.
Tổng cộng năm hàm độ bão hòa nước được xây dựng dựa trên bộ mẫu
lõi đo đạc và được rải theo năm nhóm độ thấm <20mD, 20-100mD, 100500mD, 500-1000, >=1000mD, mối quan hệ giữa độ bão với chiều cao cột
dầu, độ bão hòa được xây dựng cho đới chuyển tiếp. Các hệ số thực
nghiệm a, b, c được tính tốn với phương pháp bình phương cực tiểu và sai
số nhỏ nhất.

Tính tốn độ bão hòa nước dựa trên chiều cao cột dầu là phương pháp
đơn giản và dễ dàng mơ hình hóa độ bão hịa nước trong mơ hình địa chất
ba chiều. Tuy nhiên cách tính tốn độ bão hịa nước theo chiều cao cột dầu
hay (Pc) chưa kết hợp trực tiếp được thông số rỗng thấm của đá chứa. Hình
5-2 là kết quả mối quan hệ Sw và Pc của đối tượng chứa dầu điện trở suất
thấp, mỏ TGT.


18

Hình 5. 2 Phân nhóm áp suất mao dẫn và độ bão hòa.
Để chuyển đổi từ áp suất mao dẫn sang chiều cao cột dầu, gradient của
dầu và gradient của nước được phân tích từ mẫu PVT và sau đó chuyển
sang điều kiện vỉa chứa. Đối tượng nghiên cứu có gradient của dầu là
42.13 lb/ft3 và gradient của nước 63.94 lb/ft3.
5.1.3 Xác định độ bão hòa nước theo hàm J
Độ bão hịa nước của đối tượng nghiên cứu được tính toán theo hàm J
với các phương pháp khác nhau, độ bão nước được xây dựng dựa trên Sw
&J- h-RQI-Ф, khi R2 lớn hơn 0.80 thì hàm được chấp nhận và phù hợp với
kết quả phân tích mẫu lõi và giếng khoan. Hình 5.3 là kết quả nghiên cứu
mối quan hệ Sw (Swt) và J cho đối tượng chứa dầu điện trở suất thấp của
đối tượng nghiên cứu.
HÀM J FUNCTION-

HÀM J FUNCTION-

45
40

45

k=1852

J (Sw) fit

20
15

k-3214

10

J (Sw)

J (Sw)

25

k-1754

30

k-589

25

k-1330

20

k-1010

15

Sw, frac

10

5
0

35

k=2623

30

K=652

y = 0.001x-7.395
R² = 0.9386

40

35

k-4376

0.0

0.2

0.4

0.6
Sw (%)

0.8

1.0

5
0

Power (Sw,
frac)

0.0

0.2

0.4 Sw (%)0.6

0.8

1.0


19
HÀM J FUNCTION-

HÀM J FUNCTION-

45
40

y = 4E-08x-20.33
R² = 0.8886

35

45

K=94

40

15

k-229

10

k-55

J (Sw)

k-92

20

25

0.0

0.2

0.4 Sw (%)0.6

0.8

k=20

20
15

y = 7E-05x-16.46
R² = 0.8973

10

k-213

5
0

30

k-387

25

k-16

35

k-109

30

J (Sw)

K=126

5
0

1.0

0.0

0.2

0.4 Sw (%)0.6

0.8

1.0

HÀM J FUNCTION-

45
40
35

y = 5E-06x-28.74
R² = 0.8853

J (Sw)

30
25

K-18

20

J (Sw)

15
10
5
0

0.0

0.2

0.4
0.6

Sw (%)

0.8

1.0

Hình 5. 3 Quan hệ Sw và J dựa trên cấp độ thấm khác nhau
của trầm tích Mioxen dưới mỏ TGT.
Dựa trên phân tích mẫu lõi như trên, thì ba phương pháp tính tốn độ
bão hịa nước vỉa chứa bao gồm: hiệu chỉnh đường cong đo điện trở suất,
sử dụng áp suất mao dẫn và hàm J là phù hợp cho đối tượng nghiên cứu
Kết quả dự báo độ bão hòa nước cho đối tượng nghiên cứu thể hiện như
hình 5.4 và bảng 5.1 và 5.2 .
Xác định độ bão hòa nước với độ tin cậy cao bằng kiểm chứng với kết
quả đo dòng, đây là tham số rất quan trọng để đánh giá trữ lượng dầu tại
chỗ của các vỉa chứa dầu khí điện trở suất thấp. Độ bão hịa nước là tham
số có độ rủi ro cao nhất trong cơng tác đánh giá tiềm năng chứa cũng như
trữ lượng thu hồi.


20
Hình 5. 4 Minh giải ĐVLGK cho tầng chứa thuộc khu vực phía Bắc- mỏ
TGT.
Bảng 5.1: Kết quả phân tích tham số vỉa chứa
cho giếng 2E đại diện khu vực phía Bắc.
Thành Hệ
Nóc
Đáy
Nóc vỉa
Đáy vỉa

H
Hef
Φe SW_L SWPC SW_J h K
ILBH 5.2U
ILBH 5.2L
C
Tổng cộng

MD
2649.7
2719.8
2933.0

MD
2719.8
2933.0
3152.0

mTVDss
2614.4
2684.5
2897.7

mTVDss
2684.5
2897.7
3116.7

MD
70.1

213.2
219.0
502.3

MD
46.6
39.0
19.1
104.6

pđv
0.207
0.198
0.173
0.197

pđv
0.269
0.332
0.422
0.320

pđv
0.329
0.364
0.372
0.350

Bảng 5.2: Kết quả phân tích tham số vỉa chứa
cho giếng 3E đại diện khu vực Trung Tâm.

pđv
0.279
0.377
0.386
0.335

m
14.6
8.5
16.2
12.588

mD
1133.9
704.4
214.7
806.4

ILBH 5.2U 2809.8 2903.9 2772.5 2866.7 94.2

42.4

0.192

0.385

0.339

0.39

8.0

491.6

ILBH 5.2L 2903.9 3133.9 2866.7 3096.5 229.8

64.9

0.181

0.455

0.413

0.411

5.0

321.2

9.6

0.161

0.435

0.369

0.341

8.2

133.3

595.3 116.9 0.183

0.428

0.383

0.398

6.347

367.5

C
Tổng cộng

3133.9 3405.1 3096.5 3367.8 271.3

5.2 Xác định chiều cao cột dầu theo ĐVLGK của đối tượng nghiên cứu
Dựa trên phân tích áp suất dư thì hệ thống áp suất của hai tầng chứa
Mioxen dưới và Oligoxene là có sự khác nhau rất rõ ràng, chúng khơng có sự
liên thơng về mặt thủy lực theo chiều thẳng đứng và cũng khơng có sự liên
thơng thơng qua hệ thống nước đáy, các vỉa dầu nằm trong hai đối tượng này
cũng có tính chất dầu rất khác nhau, gradient dầu của hai tầng này cũng có sự
khác biệt rõ rệt gradient của dầu cho tầng Mioxen dưới là 0.28psi/ft trong khi
đó gradient của dầu cho tầng Oligocen trên là 0.32 psi/ft.

Chiều cao cột dầu khu vực phía Bắc
Tầng Mioxen được phân ra làm hai phụ tầng 5.2U và 5.2L do chúng có
ranh giới áp suất tồn tại giữa hai tầng. Tầng 5.2U phát hiện có 7 ranh giới
dầu nước khác nhau và khác nhau về chiều cao cột dầu (h). Tầng 5.2L phát
hiện có 13 ranh giới dầu nước khác nhau và cũng khác nhau về chiều cao
cột dầu giữa các vỉa chứa, chiều cao cột dầu trung bình khoảng 13m.
Tầng Oligocne C phát hiện có bốn ranh giới nước tự do. Các vỉa chứa
C20-30-40 có thể gộp được với nhau do cùng ranh giới dầu nước, chiều
cao cột dầu của vỉa này là khá lớn khoảng 36m, các vỉa cịn lại có chiều
cao12-24m.
Như vậy thì tồn bộ vỉa chứa của khối bắc từ tầng 5.2U đến Oligocen,
toàn bộ ranh giới nước tự do đều xác định được hay chiều cao cột dầu h
đều có thể xác định được tại mọi độ sâu giếng khoan (Hình 5.5). Đây là
một trong những tham số rất quan trọng để dự đoán, mơ phỏng diện tích
thân dầu và đặc biệt là sử dụng để dự báo độ bão hòa nước mà nghiên cứu
sinh sẽ trình bày trong chương tiếp theo.
Chiều cao cột dầu khu vực Trung tâm
Nhìn vào số liệu áp suất dư khu vực trung tâm thì có thể cho thấy rằng


21
các thân dầu ở khu vực này có chiều cao cột dầu rất mỏng và bị các vỉa
nước xen kẹp ngay phía dưới cột dầu tại vị trí các giếng khoan. Một vài vỉa
dầu ở khu vực này có sự liên thông gián tiếp thông qua hệ thống nước đáy.
Áp suất dư của tầng chứa Mioxen dưới và tầng chứa Oligocen trên khơng
có liên thơng theo chiều thẳng đứng mà liên thông nội bộ qua hệ thống nước
đáy.
Cũng tương tự như khu vực phía Bắc thì tầng Mioxen dưới được phân ra
làm hai phụ tầng là 5.2U và 5.2L và có sự khác biệt rất nhỏ về áp suất dư.
TGT-2X - Miocene 5.2L Excess Pressure

TGT-2P - Miocene 5.2U Excess Pressure
3940

Excess Pressure (psia) & Scaled GR
3945
3950

3955

Excess Pressure (psia) & Scaled GR
4065
4070

4060
2680

3960

2700
2710

2703.0

2712.8

2730

2727.0

2750

2747.6

2760
2770

5.2U_050

5.2U_060
2671.3

Depth (m tvdss)

Depth (m tvdss)

2665.0

2670

2766.9

5.2L_100

2771.1
2774.6

5.2L_110

2780

2790

5.2L_115

2786.9

5.2L_120
5.2L_125

2800

2799.3
5.2L_130

2810

5.2L_135

2815.9

2680

2679.0

5.2U_075

2840

2833.3
2839.0

5.2U_080

2854.7

2860

2688.8

5.2L_145

5.2L_155

2956.1

2960

C_040

2970

C_045

2980
C_050

2990
C_060

3000

C_070

3010
3014.0

5.2L_160

2870

3020

C_080

5.2L_180

2880
GR_5.2U_mod

2890

2700

C_030

2950

5.2L_142

5.2L_170

5.2U_085

C_020

2940

5.2L_150

2850

2690

2933.5

5.2L_137
5.2L_140

2830

C_010 (Top
C Reservoir)

2930

5.2L_080

5.2L_095

2820
5.2U_070

4455

5.2L_090

5.2U_040

5.2U_055

4450

2920

5.2L_050

5.2L_070

2740

2650

5.2U_052

4445

TGT-2X

5.2L_030

5.2L_060

2640
5.2U_035

2910

5.2L_020

5.2L_040

2720
5.2U_030

2659.5

4440

5.2L_015

5.2U_010 (Top
5.2 Upper
Reservoir)
5.2U_020

2660

4435
2900

5.2L_010 (Top 5.2 Lower

Reservoir)

2690

2653.5

Excess Pressure (psia) & Scaled GR
TGT-2X

TGT-2P

2630

TGT-H1.1 - Oligocene C Excess Pressure

4075

Depth (m tvdss)

3935
2620

2699.8

3026.8
5.2L_190
5.2L_200
GR_5.2L_mod

2900

3030

GR_mod_C

3040

Hình 5. 5 Biểu đồ ranh giới nước tự xác định dựa trên áp suất dư của đối
tượng nghiên cứu khu vực phía Bắc.
Phụ tầng 5.2U có 10 (mười) ranh giới dầu nước, các chiều cao cột dầu
(h) thấp. Phụ tầng 5.2L phát hiện được rất nhiều ranh giới dầu nước và sáu
(6) đường nước khác nhau, các vỉa dầu của phụ tầng này có chiều cao dao
động trong khoảng 5-15m, trung bình khoảng 5m là tương đối nhỏ và các
vỉa nước cũng xen kẹp với vỉa với vỉa dầu, đặc trưng điển hình của tầng
chứa phụ tầng 5.2L là vỉa cát rất mỏng và có hàm lượng sét cao. Tầng
Oligocen C có bốn cột dầu trong khi đó chỉ có một đường nước chung với
chiều cao cột dầu (h) từ 4-18m, trung bình khoảng 7m trong khi đó có vỉa
nước nằm xen kẹp với vỉa dầu. Hình 5.6
Các vỉa dầu khu vực phía Bắc và khu vực phía Nam khơng liên thơng
trực tiếp với nhau mà chúng được liên thông gián tiếp với nhau thông qua
hệ thống nước đáy là do có sự tương đồng về mặt giá trị áp suất dư của
đường nước.


22
TGT-3X - Miocene 5.2L Excess Pressure

TGT-6X - Miocene 5.2U Excess Pressure
3937

3939

Excess Pressure (psia) & scaled GR
3941
3943
3945

3947

4055
2860

3949
TGT-6X

5.2U_010 (Top
5.2 Upper
Reservoir)

2890

5.2U_020

2900

5.2U_030

2930

DST#2a (2796-2806 & 2840-2857)

5263 bopd & 6 bwpd

5.2U_080

2863.7

5.2U_085

GR_5.2U_mod

2872.0

2875

3150

5.2L_100

2960

3150.7

C_045

5.2L_110
5.2L_115

2980

2979.2

2990

2988.7

5.2L_120
5.2L_125
5.2L_130

3010

5.2L_137

3021.6

3038.4

3050

3048.3

C_050

3170
3174.0

C_055

3180

5.2L_140
5.2L_142

3040

3160

5.2L_135

3012.9

3030

2857.5

C_040

3142.2

5.2L_095

3020

5.2U_075

3140

5.2L_090

5.2U_070

2850.7

3137.4

5.2L_080

3005.3

5.2U_060

2845.3

2855

2865

5.2L_070

2930.7

3000

2837.3

2845

C_030

3130

5.2L_060

2921.0

2945.4

Depth (m tvdss)

Depth (m tvdss)

5.2U_055

2835

2916.9

2970

2832.9

3125.0

5.2L_050

2950

5.2U_050

2827.7

C_020

3120

5.2L_040

2907.3

2940

2820.2

4455

3110

5.2L_020

2935.3

5.2U_040

5.2U_052

Excess Pressure (psia) & Scaled GR
4445
4450

C_010_(Top_C_

Reservoir)

5.2L_015

2899.3

2920

5.2U_035
2806.6

2824.5

4440

5.2L_030

2815

2825

4435
3100

5.2L_010 (Top 5.2
Lower Reservoir)

2876.0
2878.8

2910

DST#2 (2796-2806)
5630 bopd & 0 bwpd

TGT-14P - Oligocene C Excess Pressure

4075
TGT-3X

2885.7

2795

2805

Excess Pressure (psia) & Scaled GR
4065
4070

2870
2880

2785

4060

Depth (m tvdss)

3935

2775

C_060

3190

5.2L_145
5.2L_150

3200

C_070

5.2L_155

3060
5.2L_160

3066.4

3070

3068.1

5.2L_170

3080

5.2L_180

3090

5.2L_190

3210

C_075

3220
GR_mod_C

5.2L_200

3100

3100.6
GR_5.2L_mod

3110

3230

Hình 5. 6 Biểu đồ ranh giới nước tự xác định dựa trên áp suất dư của đối
tượng nghiên cứu khu vực Trung Tâm.
5.3 Xác định độ thấm tuyệt đối
Độ thấm tuyệt đối của đối tượng nghiên cứu được tác giả phân theo
tướng địa chất dựa trên quan hệ rỗng thấm của mẫu lõi và sau đó kiểm
chứng với kết quả độ thấm từ MDT/RCI và kết quả đo dịng thực tế.
Tại đối tượng nghiên cứu thì tướng trầm tích được dự đốn cho tồn bộ
các giếng khoan khai thác và sau đó kiểm chứng mối quan hệ của độ rỗng

và độ thấm tại các khoảng mở vỉa và so sánh với độ thấm của vỉa tại những
điểm đo RCI như hình 5.7 và 5.8.
Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng tràn bờ

K (mD)

K (mD)

Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng lịng sơng

Lịng sơng

Ngập nước

PHIE

PHIE

Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng tràn bờ/bãi tràn

K (mD)

K (mD)

Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng bùn

Tràn bờ
Bãi Tràn

Bùn

PHIE

Hình 5. 7 Mối quan hệ độ rỗng và độ thấm cho mơi trường sơng ngịi
kiểm chứng với kết quả đo dòng.


23

K (mD)

K (mD)

Ven hồ

Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng trọng lực/của sông

Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng chảy chìm

Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng ven hồ

Chảy chìm
Trọng lực
Cửa sơng MB

PHIE

PHIE
Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng bùn đầm hồ

Cửa sông SF

K (mD)

K (mD)

Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng cửa sông SF

Bùn đầm hồ

PHIE

PHIE

Hình 5. 8 Mối quan hệ độ rỗng và độ thấm cho môi trường đầm hồ kiểm
chứng với kết quả đo dòng.
Như vậy dựa trên quan hệ rỗng thấm thì mơi trường sơng ngịi thì các
trầm tích lịng sơng có tích chất thấm chứa tốt nhất sau đó đến cá trầm tích
tràn bờ và trầm tích chảy tràn. Trong mơi trường đầm hồ thì các trầm tích
trọng lực và cát kết cửa sơng có tính chất thấm tốt nhất và tiếp theo đó là
các trầm tích ven hồ (lake shoreface) và càc trầm tích chảy rối.
5.4 Dự báo hàm lượng nước khi mở vỉa
Hàm lượng nước vỉa được dự báo chính xác có độ tin cậy cao phục vụ
cho công tác mở vỉa khai thác là một trong những nhiệm vụ trọng tâm của
đề tài này, phương pháp luận được tiếp cận xuyên suốt từ đầu và hàm
lượng nước (Water cut) được đối sánh với tất cả các khoảng mở vỉa thực tế
với số liệu đo PLT. Kết quả cho thấy là sự khác biệt giữa dự báo và thực tế
là 6% cho toàn giếng là hoàn toàn chấp nhận được.
Dự báo được hàm lượng nước trước khi mở vỉa sẽ dự báo được lưu
lượng ban đầu của giếng khoan và là cơ sở để dự báo sản lượng khai thác.

Bảng 5-3. Dự báo hàm lượng nước của giếng A khu vực phía bắc của mỏ.
H1-5P (5.2U/L)
Unit
1
2
3
4
5
6

5.2U_080
5.2U_090/100
5.2U_110/120
5.2U_130
5.2L_010
5.2L_080 /09

Top Perf
Btm Perf
(mMD-BRT) (mMD-BRT)
3129.5
3137.0
3146.5
3157.0
3163.5
3213.0

3134.0
3143.0
3154.0

3160.5
3171.0
3219.0

Perf
Length
(m)
4.5
6
7.5
3.5
7.5
6

35.0

PLT

Sw
0.243
0.243
0.300
0.300
0.300
0.304

Sw KFLOW Netpay
(mD)
(original)
(m)

Kro

Krw

Ko
(mD)

Kw
(mD)

5.2
1.7
4.1
1.5
6.2
3.0

0.385
0.385
0.476
0.476
0.476
0.476

0.013
0.013
0.000
0.000
0.000

0.000

787
1163
24
187
287
915

26.8
39.6
0.0
0.0
0.0
0.0

0.243
0.243
0.285
0.199
0.267
0.304

2043
3019
898
392
604
1922
8878

21.6

Ko*H
WCT
(mD*ft)
13382
6489
320
906
5852
8882
35,831

8%
8%
0%
0%
0%
0%
2%

Oil
642
864
683
276
428
836

Water
0
0
0
0
0
3

BSW
0%
0%
0%
0%
0%
0%

3729

3

0%

Bảng 5-4. Dự báo hàm lượng nước của giếng C khu vực phía nam của mỏ.