Nghiên cứu mối quan hệ giữa độ rỗng, độ thấm và độ mở của lỗ rỗng trong đá chứa dầu khí

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT
KHOA DẦU KHÍ

Báo cáo kết quả nghiên cứu công trình
Tên đề tài: “Nghiên cứu mối quan hệ giữa độ rỗng, độ thấm và độ
mở của lỗ rỗng trong đá chứa dầu khí”
1
MỤC LỤC
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT 1
KHOA DẦU KHÍ 1
2
MỞ ĐẦU
Trong quá trình tìm kiếm, thăm dò và khai thác Dầu khí thì việc nghiên cứu các thông
số của vỉa chứa và sự tác động qua lại giữa chúng là rất quan trọng. Chúng có tác động
trực tiếp đến quá trình di chuyển và tích tụ dầu khí, đồng thời nó cũng có ý nghĩa quan
trọng trong quá trình khai thác.
Trong khuôn khổ nội dung bài viết này chúng tôi xin trình bày nghiên cứu về mối liên
hệ giữa các thông số : Độ rỗng, độ thấm và độ mở của lỗ rỗng trong vỉa chứa. Từ đó đưa
ra các phương pháp để đánh giá chất lượng đá chứa của tầng Miocen dưới của GK-X lô
12E bể Nam Côn Sơn.
3
1. Độ rỗng, độ thấm và độ mở của lỗ rỗng
1.1. Độ rỗng
I.1.1. Khái niệm độ rỗng
Độ rỗng của đất đá được biểu thị bằng tỉ số phần trăm giữa thể tích các chỗ trống đó
với tổng thể tích đá. Độ rỗng thường được tính theo công thức:
Trong đó V
V
là phần thể tích không gian lỗ rỗng và V
T
là tổng thể tích của đá

1.1.2 Một số loại độ rỗng
a. Độ rỗng giữa hạt
b. Độ rỗng giữa các tinh thể
4
Intergranular Porosity
c. Độ rỗng hang hốc/hòa tan
1.2. Độ thấm
1.2.1 Khái niệm độ thấm
Độ thấm của môi trường là thông số đo mức độ dễ dàng mà chất lưu (lỏng hay khí)
thấm qua môi trường ấy dưới tác dụng của Gradien áp suất.
1.2.2 Phân loại độ thấm
a. Độ thấm tuyệt đối
Độ thấm tuyệt đối biểu thị dòng chất lưu đồng nhất không có những tác động hóa
học với đá ở pha cứng được biểu thị theo định luật Darcy như sau:

Trong đó:
μ là độ nhớt của chất lưu
Q là lưu lượng dòng chảy
K là hệ số thấm
A là thiết diện dòng chảy
L là chiều dài dòng chảy
b. Độ thấm hữu hiệu
Độ thấm của một chất lưu trước sự có mặt của một hoặc nhiều chất lưu khác gọi là
độ thấm hữu hiệu của chất lưu ấy.
c. Độ thấm tương đối
Là tỉ số giữa độ thấm của chất lưu khi có mặt các chất lưu khác và độ thấm tuyệt đối
của đá(khi đã bão hòa chất lưu ấy 100%).
5
Intercrystalline Porosity
Vug Porosity

1.3 Khái niệm độ mở của lỗ rỗng
Giữa hai hạt đá nằm cạnh nhau thường tồn tại một khoảng không gian nhỏ đóng vai
trò kết nối giữa các lỗ rỗng lớn hơn. Khoảng không gian chính là độ mở của lỗ rỗng
( pore throat).

2. Áp suất mao dẫn
6
2.1 Khái niệm áp suất mao dẫn
Áp suất mao dẫn (Pc) là sức chống lại lực kéo hydrocacbon di chuyển. nó là hàm số
của sức căng mặt ngoài (γ) với độ thấm ướt (θ) và bán kính khe hở (r). Pc tăng khi độ mở
khe nứt giảm, sức căng mặt ngoài tăng, và góc tiếp xúc tăng ( lớn hơn với sự thấm ướt
của dầu). Nó được biểu diễn bởi công thức sau:

Nó biểu thị giả định gần đúng hiện tượng mao dẫn xảy ra trong mặt cắt ngang của
ống chống. Nó chỉ thực sự gần đúng và đúng nhất với độ rỗng giữa hạt và độ rỗng giữa
tinh thể.
2.2 Xác định áp suất mao dẫn.
Kiểm tra áp suất mao dẫn với thủy ngân, mẫu đá được đo độ rỗng khi bơm đầy thủy
ngân (Hình 1). Áp suất trong khoang trống được nâng lên tới một mức áp suất xác định
P1. Độ rỗng của mẫu kiểm tra được biết trước, thể tích của thủy ngân được bơm đầy có
thể chuyển thành tổng thể tích lỗ rỗng được lấp đầy thủy ngân (ví dụ 10% tại 10psi ở
điểm M1). Tất cả lỗ rỗng được lấp đầy thủy ngân tại điểm kiểm tra với bán kính khe nứt
nhỏ nhất 10µ và lớn hơn và miêu tả là 10% của thể tích mẫu. tiến hành lặp lại vài lần với
các khoảng thời gian và áp suất khác nhau ( ta được các điểm M2 tới M5).
7
(1)
Khi vẽ qua các điểm kiểm tra áp suất ta được đường cong áp suất mao dẫn tượng
trưng cho kích thước khe hổng của mẫu đá, nó liên quan đến kích thước khe hổng và sự
kháng cự lại áp suất mao dẫn (Pc). Hình vẽ qua các điểm phân bố áp suất :
8

Hình 1
Dựa vào phương trình (1) ở trên ta có thể xác định được r theo phương trình sau:
Dựa vào áp suất mao dẫn cho một S
w
cũng có thể chuyển đổi xấp xỉ sang mực nước tự
do (h) với một hệ thống chứa. Từ một đường cong P
c
cho một S
w
chúng ta có thể biết
được giá trị P
c
sau đó nhân nó với một hệ số chuyển đổi từ P
c
sang áp suất nổi P
b
. Nếu ta
không biết hệ số này thì có thể sử dụng cho khí là 0.4 và dầu là 0.7.
Ví dụ minh họa:
9
Hình 2
Sử dụng đồ thị ở trên (Hình 3), nếu S
w
=20% (điểm 1) thì ta gióng vuông góc từ
điểm 1 lên sẽ cắt đường cong P
c
tại điểm 2. Từ điểm 2 ta gióng vuông góc với 2 trục đối
diện ta sẽ xác định được giá trị của r và h. Dựa vào số liệu trên hình vẽ ta có thể thấy bán
kính độ mở của lỗ rỗng bé nhất để chất lỏng có thể xâm nhập vào khi S
w

=20% và
P
c
=200psi là 0.5μ. Chiều cao của cột hydrocacbon là:
h= 200psi * 0.7 =140 ft đối với dầu
h= 200psi * 0.4 = 50 ft đối với khí
3. Mối liên hệ giữa độ rỗng, độ thấm và độ mở của lỗ rỗng
3.1 Xác định áp suất mao dẫn (P
c
) trong phòng thí nghiệm
• Nguyên tắc đo P
c
được thể hiện ở dưới đây:
10
Hình 3

Trên hình thể hiện quá trình xác định P
c
trong phòng thí nghiệm. Một hình trụ chứa
các lỗ hổng có 3 đường kính khác nhau: lớn(r
1
), trung bình(r
2
) và nhỏ(r
3
). Hình trụ được
chứa đầy dầu.
+ Với P
c
=0 ( Hình bên trái trên cùng) thì dầu trong hình trụ không thể dịch chuyển vào

các lỗ rỗng.
+ Với P
c
= 2σ(cosɵ)/r
1
dùng với piston thì dầu sẽ lấp đầy vào không gian lỗ rỗng lớn
nhất(r
1
) bởi vì chỉ cần áp suất thấp( Hình bên trái phía dưới).
+ Với P
c
= 2σ(cosɵ)/r
2
thì lỗ rỗng ở giữa(r
2
) sẽ lấp đầy bởi dầu.
+ Với P
c
= 2σ(cosɵ)/r
3
thì lỗ rỗng nhỏ nhất(r
3
) cũng sẽ được lấp đầy bởi dầu
• P
c
được xác định nhờ bơm Hg vào trong mẫu đã được chiết tách và làm sạch.Áp
suất bơm Hg được tăng lên theo từng nấc và nó tỷ lệ với % thể tích lỗ hổng của đá bão
hòa Hg. Ở mỗi nấc áp sẽ được ghi lại khi cân bằng. Sau đó áp suất sẽ được biểu diễn
cùng với độ bão hòa Hg ( hình 5).
11

Hình 4. Nguyên tắc đo P
c
(Theo Vavra 1992)
Trên hình bên trái thể hiện kết quả phân tích được vẽ trên đồ thị với trục hoành là thể
tích Hg được bơm vào( Pha không dính ướt) và trục tung là áp suất được tăng theo từng
bậc. trong thực tế thì sự gia tăng áp suất theo chiều tăng sẽ dẫn tới một đường cong P
c
được thể hiện ở hình bên phải.
• P
c
được ứng dụng trong việc đo mẫu để thay thế cho việc thay thế nước bằng
hydrocarbons, tương đương với áp suất đẩy trong vỉa khi hydrocarbons dịch chuyển vào
và nạp vào trong vỉa (Heymans, 1998). Được thể hiện rõ trong ví dụ (hình 6) với 4 mẫu
đá với áp suất đầu vào khác nhau.

12
Hình 5
Trên hình thể hiện với trục hoành là độ bão hòa của Hg và trục hoành là áp suất bơm
Hg P
cl
(Psia), độ mở của lỗ rỗng r
c
(microns), áp suất mao dẫn của hệ Dầu-nước mặn P
cr
và chiều cao của mực nước tự do h (m).
3.2 Mối liên hệ giữa P
c
với độ mở của lỗ rỗng và sự phân bố kích thước
Áp suất đầu vào của 4 mẫu sẽ tỷ lệ nghịch với kích thước lỗ hổng (r
c

), tức là r
c
càng
nhỏ thì P
c
càng lớn. Trong hệ không khí-Hg thì 2σ (cosɵ) =107,6 (sau khi có sự chuyển
đổi đơn vị từ psi và microns) , vì vậy phương trình mao dẫn sẽ trở thành:
P
c
=
Vì vậy, áp suất đầu vào cần thiết để chất lưu không dính ướt đi vào lỗ rỗng có kích
thước r
c
là:

Kích thước độ mở của lỗ rỗng có thể được gắn vào trục tung của đường cong P
c
(hình
6). Sự phân bố kích thước độ mở của lỗ rỗng trong đá cũng ảnh hưởng đến thuộc tính
mao dẫn của đá. Trong đường cong P
c
giả định được thể hiện trong hình 4, đường cong P
c
là khác nhau ngay cả khi áp suất đầu vào là khác nhau đối với 3 mẫu. Sự phân bố kích
13
Hình 6. Đường cong P
c
của 4 mẫu A-D
thước được chọn lọc tốt nhất tức là độ đòng nhất của kích thước là tốt nhất thì chất lưu
không dính ướt sẽ đẩy dễ dàng chất lưu dính ướt.

3.3 Mối liên hệ giữa độ rỗng, độ thấm, độ mở của lỗ rỗng và P
c
Chất lượng vỉa chứa và áp suất đầu vào P
c
cho các loại đá A-D (Hình 6) được cho
bởi bảng 1. Những đá có giá trị độ rỗng, độ thấm nhỏ hơn thì cần P
c
cao hơn và kèm theo
độ mở của lỗ rỗng nhỏ hơn.
14
Hình 7
Bảng 1
3.4 Xác định độ mở của lỗ rỗng và áp suất mao dẫn từ số liệu phân tích mẫu
lõi
Kolodzie(1980), áp dụng đầu tiên công trình của Winland (Sẽ được nói đến trong
phần 4.3 ) để chứng minh rằng độ mở của lỗ rỗng có thể dự đoán chính xác từ kết quả
phân tích mẫu lõi. Theo kinh nghiệm của ông phương trình có dạng sau:
R
35
=5.395*K
0.588
/Ø
0.824
Ở đây: R
35
- là kích thước độ mở của lỗ rỗng(micromét), K – độ thấm không
khí(md), Ø – độ rỗng (%).
Một số người cũng tìm ra phương trình tương tự (Coalson – 1994) hay chỉnh sửa
lại bản gốc ( Pittman – 1992). Phương pháp này được áp dụng tốt với loại đá có độ rỗng
giữa hạt và độ rỗng giữa tinh thể với hệ thống lỗ rỗng theo phương trình Archie. Nó ít

đáng tin cậy với các loại đá có độ rỗng hang hốc, khe nứt,
Hình 10 so sánh giá trị kết quả R
35
của tập cát kết dựa trên thực tế và đo lường sự
dụng các phương trình của Winland, Coalson, and Pittman.Nhìn chung có mối liên hệ tốt
giữa thực tế và sự tính toán từ các phương trình, với R
2
luôn luôn lớn hơn 0.8. Tuy nhiên,
việc tính toán luôn thấp hơn giá trị thực tế. Lý do chính ở đây có thể là do độ thấm thấp
của các đá khi đo (< 10md), liên quan đến cơ sở dữ liệu lớn hơn (với khoảng giá trị độ
thấm rộng hơn) được sử dụng trong việc xây dựng các phương trình thực nghiêm. Tuy
nhiên thực nghiệm này cho thấy tính khả thi của việc xác định độ mở của lỗ rỗng và áp
suất mao dẫn từ số liệu phân tích mẫu lõi.
15
Hình 10. Xác định
giá trị của R
35
từ 3
phương pháp khác
nhau của:
Winland, Coalson,
and Pittman
4. Chất lượng đá chứa
4.1 Các phương pháp nghiên cứu chất lượng đá chứa
Việc sử dụng các dữ liệu phân tích độ thấm không khí (K
a
) và độ rỗng Ø một cách
độc lập để đánh giá chất lượng đá có thể gây sự nhầm lẫn. Vì vậy, việc sử dụng kết quả
phân tích K
a

và Ø sử dụng tỷ số K
a
/ Ø (Hartmann& Beaumont-1999) hoặc r
35
( Winland)
sẽ có hiệu quả hơn nhiều cho việc xác định chất lượng của đá. Phương pháp tỷ số K
a
/ Ø
hoặc r
35
có thể cho ta thông tin về dòng chảy chất lưu và chất lượng chứa của đá.
Một ví dụ dưới đây có thể cho thể cho ta thấy việc sử dụng số liệu phân tích K
a
và Ø
riêng biệt để đánh giá chất lượng đá chứa có thể gây nhầm lẫn. Hãy xem xét các loại đá
được thể hiện bằng phương pháp SEM trong hình dưới đây:
Với những số liệu của 2 đơn vị dòng chảy được nêu ở trên thì ban đầu ta có thể nghĩ
đơn vị dòng chảy 1 có chất lượng cao hơn bởi vì nó có độ rỗng gấp 3 và cùng độ thấm
16
Hình 11
với đơn vị dòng chảy 2. Tuy nhiên, về mặt hiệu quả của dòng chảy chất lưu và khả năng
chứa được thể hiện qua K
a
/ Ø hoặc r
35
thì thực tế dòng chảy đơn vị 2 lại là đá tốt hơn.
Trong một phần của đá chứa, việc tăng Ø và giữ nguyên K
a
chứng tỏ rằng lỗ rỗng
đang trở lên nhiều hơn và nhỏ hơn, diện tích tiếp xúc bề mặt của lỗ rỗng cũng tăng lên.

Lượng nước bão hòa bất động của đá chứa (S
w
) trở lên lớn hơn so với bề mặt có sẵn để
cho các chất lỏng dính ướt. Việc S
w
cao sẽ làm giảm không gian chứa hydrocarbons,
ngoài ra việc kích thước lỗ hổng giảm cũng dẫn đến độ mở của lỗ rỗng cũng giảm. Dòng
chảy đơn vị 2 là đá chứa tốt hơn bởi vì nó có độ mở lỗ rỗng lớn hơn và S
w
thấp. K
a
/ Ø
hoặc r
35
là những phương pháp hiệu quả để đánh giá chất lượng đá chứa.
4.2. Phương pháp tỷ số K
a
/ Ø
4.2.1 Phương pháp nghiên cứu
K
a
và Ø là những thông số cơ bản để xây dựng phương trình dòng chảy tới giếng
trong đá chứa. Tỷ lệ K
a
/ Ø phản ánh chất lượng đá về hiệu quả dòng chảy của một mẫu
đá chứa. Khi mảnh vụn và carbonat lắng đọng chúng có một mối tương quan chặt chẽ của
kích thước hạt tới tỷ số K
a
/ Ø. Có nghĩa là làm tăng kích thước độ mở của lỗ rỗng như
tăng kích thước hạt và tinh thể, nhưng việc thay đổi hình dạng và kích thước hạt có xu

hướng làm thay đổi sự phân bố.Trong ví dụ ở phần trước thì đơn vị dòng chảy 1 có giá trị
K
a
/ Ø là 33 và đơn vị dòng chảy 2 có giá trị K
a
/ Ø là 100. Mặc dù Ø lớn hơn và K
a
là như
nhau cho đơn vị dòng chảy 1, thì giá trị K
a
/ Ø thấp hơn chỉ ra rằng chất lượng của nó thấp
hơn đơn vị dòng chảy 2.
4.2.2 Đồ thị K
a
/ Ø
Trên đồ thị ở bên dưới, những đường đại diện cho hằng số tỷ lệ K
a
/ Ø và phân chia
đồ thị thành những vùng như nhau của các kiểu lỗ rỗng. Dữ liệu điểm trên đồ thị có cùng
một tỷ lệ không đổi có chất lượng dòng chảy không đổi trên một phạm vi rộng lớn của độ
thấm hay độ thấm. Các tập hợp điểm trên đồ thi dưới đây đại diện cho giả thuyết giá trị
17
K
a
/ Ø cho đơn vị dòng chảy 1 và 2 được trình bày ở hình 8. Vị trí các tập hợp điểm có
liên quan tới các đường K
a
/ Ø chỉ ra rằng đơn vị dòng chảy có chất lượng cao hơn về tỷ lệ
K
a

/ Ø so với đơn vị dòng chảy 1.
18
Hình 12 Quan hệ thấm chứa theo mô hình Hartmann và Beaumont (1999)
4.3 Phương pháp r
35

4.3.1 Khái niệm r
35
H.D. Winland đã sử dụng đường cong áp suất bơm ép Hg để phát triển thực nghiệm
mối quan hệ giữa K
a
, Ø và bán kính của độ mở lỗ rỗng (r). Ông đã thử trên 312 mẫu đá
ưa nước khác nhau. Các số liệu bao gồm 82 mẫu (56 mẫu cát kết và 26 mẫu cacbonat)
với độ thấm thấp đã hiệu chỉnh cho trượt khí và 240 không hiệu chỉnh. Winland đã nhận
ra rằng hệ thống lỗ rỗng đạt được hiệu quả dòng chảy cao nhất khi độ bão hòa của Hg đạt
35%. Đó là hệ thống lỗ rỗng có bán kính độ mở của lỗ rỗng ( gọi là kích thước lỗ hổng
hay r
35
) bằng hoặc nhỏ hơn độ mở của lỗ rỗng vào khi độ bão hòa của đá là 35% với pha
không dính ướt. Sau khi 35% của hệ thống lỗ rỗng được lấp đầy bởi chất lỏng không dính
ướt, phần còn lại của hệ thống lỗ rỗng sẽ không tham ra vào dòng chảy. Thay vào đó, nó
góp phần vào việc lưu trữ.
4.3.2 Phương trình của r
35
theo Winland
Winland (1972, 1976) đã phát triển phương trình dòng chảy để tính toán r
35
cho các
mẫu đá có độ rỗng giữa hạt và giữa các tinh thể:
log r

35
= 0.732 + 0.588 log K
a
– 0.864 log Ø
hay r
35
= 10
0.732 + 0.588 log Ka – 0.864 log Ø
Ở đây:
K
a
là độ thấm không khí (md)
Ø là độ rỗng (%)
19
4.3.3 Đánh giá chất lượng đá chứa qua r
35
Chất lượng của đá dễ dàng được đánh giá qua r
35
. Xem xét tập hợp các điểm đại diện
cho các đơn vị dòng chảy 1 và 2 (hình 11) trên đồ thị K
a
/ Ø phía dưới. Các đường cong
chéo đại diện bằng giá trị r
35
. Các điểm trên đồ thị dọc theo cùng một đường đại diện cho
các loại đá có cùng giá trị r
35
và cùng chất lượng. Bằng cách nội suy, giá trị r
35
cho đơn vị

dòng chảy 1 khoảng 1.1μ và đơn vị dòng chảy 2 là khoảng 3μ. Giá trị r
35
của đơn vị dòng
chảy 2 lớn gấp 3 lần so với đơn vị dòng chảy 1. Vì vậy, đơn vị dòng chảy 2 có chất lượng
tốt hơn.
20
Hình 13
4.4 Ưu điểm của r
35
so với tỷ số K
a
/ Ø
Sử dụng r
35
thay vì tỷ số K
a
/ Ø để đánh giá chất lượng đá của những đá có chứa nước dư
có ưu điểm sau:
• r
35
là một số có thể biết được, tỷ số K
a
/ Ø là số không thứ nguyên
• r
35
có thể được xác định từ phân tích áp suất mao dẫn và liên quan đến giá trị
K
a
/ Ø
• Nếu 2 tham số được biết (K

a
, Ø hoặc r
35
) thì các tham số còn lại có thể được
tính theo phương trình của Winland hoặc tính toán từ đồ thị K
a
/ Ø với đường r
35
.
5. Đánh giá chất lượng đá chứa của lô 12E thuộc bể Nam Côn Sơn qua giếng khoan
X
5.1 Sơ đồ vị trí và đặc điểm đá chứa của giếng khoan X
21
GK X
Hình 14. Sơ đồ vị trí GK X
Đá chứa gặp trong giếng khoan X chủ yếu là đá chứa Miocen dưới thuộc hệ tầng Dừa.
Thành phần gồm có sét, bột, cát kết xen kẹp, cát kết đa khoáng, đôi khi gặp các lớp than.
5.2 Kết quả phân tích
5.2.1 Bảng thông số thấm chứa và các giá trị K/Ф và r
35
STT
Độ sâu lấy
mẫu(m)
Độ thấm(md) Độ rỗng(%) K/Ф r
35
1
3231.25 6.379 13.97 0.456621331 1.554541
2
3231.5 3.598 13.54 0.265731167 1.160282
3

3231.73 30.555 16.32 1.872242647 3.25751
4
3232.03 22.443 14.72 1.524660326 2.997994
5
3232.52 62.229 12.65 4.919288538 6.037286
6
3232.98 34.641 16.18 2.140976514 3.51993
7
3233.26 73.502 16.36 4.492787286 5.305009
8
3233.51 229.241 17.94 12.77820513 9.241458
9
3234.27 31.385 13.54 2.317946824 3.885549
10
3234.76 59.342 17.5 3.390971429 4.44172
11
3235.01 108.965 16.58 6.572074789 6.532586
12
3235.29 198.963 16.36 12.16155257 9.247113
13
3236.04 127.772 17.28 7.394212963 6.888955
14
3236.26 148.496 17.04 8.714553991 7.582756
15
3236.5 127.247 17.28 7.363831019 6.873146
16
3237 13.661 14.93 0.915003349 2.244975
17
3248 3.237 13.59 0.238189845 1.09033
18

3249.06 0.272 12.33 0.022060016 0.297781
19
3250.03 3.396 9.62 0.353014553 1.509443
22
20
3251 0.035 8.54 0.004098361 0.13026
21
3251.28 1.126 8.99 0.125250278 0.864391
22
3253 0.442 9.41 0.046971307 0.493133
23
3254.01 0.78 11.63 0.067067928 0.563804
24
3256.49 0.369 8.43 0.043772242 0.490327
25
3257.25 0.294 9.31 0.031578947 0.396429
26
3258.27 0.318 8.54 0.037236534 0.446246
27
3259 0.103 6.75 0.015259259 0.291504
28
3265.08 0.401 7.87 0.050952986 0.545045
29
3266.03 30.241 16.96 1.78307783 3.132916
30
3267.06 46.599 15.64 2.979475703 4.276944
31
3268.31 22.282 15.99 1.393495935 2.779927
32
3269.22 2.576 13.72 0.187755102 0.951993

33
3270.26 2.322 13.36 0.173802395 0.919294
34
3271 11.84 14.61 0.810403833 2.111896
35
3272 130.522 18.06 7.227131783 6.710384
36
3273.03 20.137 15.22 1.323061761 2.741718
37
3278.72 50.991 15.28 3.33710733 4.588797
38
3279.24 50.106 15.9 3.151320755 4.390676
39
3280.24 145.929 17.27 8.44985524 7.422846
40
3281.25 42.847 15.54 2.757207207 4.103911
41
3282.23 41.166 15.52 2.652448454 4.017743
42
3283.01 27.613 14.86 1.85820996 3.338237
43
3284 30.18 14.69 2.054458816 3.543044
44
3285.01 4.947 16.21 0.305181986 1.186288
23
45
3285.45 0.518 7.46 0.069436997 0.658491
5.2.2 Xây dựng quan hệ thấm chứa theo hồi quy tuyến tính
Từ kết quả các thông số thấm chứa của kết quả 45 mẫu lõi (Độ sâu từ 3231.25 m -
3285.45 m) ở trên ta đi xây dựng mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm theo hồi quy

tuyến tính. Theo kết quả hồi quy tuyến tính thì ta thấy hệ số tương quan R
2
=0.814 cho
thấy biến thiên của độ thấm theo độ rỗng là rất tốt.
5.2.3 Đánh giá chất lượng đá chứa qua phương pháp tỷ số K
a
/ Ø
Áp dụng phương pháp này ta thấy chất lượng dòng chảy của tầng Miocen dưới của
giếng khoan X có giá trị từ rất kém đến rất tốt (Hình 16), nhưng tập chung chủ yếu là từ
24
Hình15. Quan hệ thấm chứa theo hồi quy tuyến tính
kém đến rất tốt. Có thể nhận xét theo phương pháp này thì mô hình dòng chảy có giá trị
kém đến rất tốt.
5.2.3 Đánh giá chất lượng đá chứa qua phương pháp r
35
25
Hình 16. Đánh giá chất lượng đá chứa qua phương pháp tỷ số K
a
/ Ø