Phương pháp, cách tiếp cận báo cáo đánh giá trữ lượng dầu khí

ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

LỜI NÓI ĐẦU
Dầu khí là một nguồn tài nguyên không thể hồi phục trong tự nhiên, dầu khí cũng được
biết đến từ rất lâu đời là nguồn năng lượng cơ bản và quan trọng trong cuộc sống sinh hoạt
và sản xuất con người. Chúng được thành tạo từ vật liệu hữu cơ được chôn vùi ở độ sâu nhất
thích hợp cùng với nhiệt độ và áp suất cao. Khi có điều kiện thuận lợi thì dầu khí tích tụ trong
bẫy và tạo thành vỉa dầu, nếu vỉa có giá trị công nghiệp thì thành mỏ dầu khí.
Tình trạng tài nguyên dầu khí ở nước ta ngày một suy giảm và xu thế trong tương lai là
khai thác các tài nguyên phi truyền thống và ra các mỏ sâu hơn như ở bể Nam Côn Sơn, Phú
Khánh, Sông Hồng,… Việc ước tính trữ lượng luôn luôn là một công việc hết sức quan trọng
trong công tác thu hồi. Vì vậy chúng em đã chọn và thực hiện đồ án: ‘Phương pháp, cách tiếp
cận và báo cáo đánh giá trữ lượng dầu khí” để tìm hiểu sâu hơn về việc phân loại cũng như
ước tính và lập báo cáo trữ lượng.
Chúng em cũng chân thành cám ơn thầy Trần Văn Xuân, người đã định hướng, hướng dẫn
và giúp đỡ tận tình trong quá trình nghiên cứu thực hiện đồ án này. Trong quá trình nghiên
cứu và học tập không tránh những sai lầm mà nhóm gặp phải, kính mong thầy cô có những
góp ý và bổ sung cho đồ án này được hoàn chỉnh hơn.

1


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

MỤC LỤC
Chương mở đầu............................................................................................................................ 4
1. Tổng quan tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước.................................................................4
2. Tính cấp thiết của đề tài............................................................................................................................ 7
3. Mục tiêu và nhiệm vụ ................................................................................................................................. 7
4. Các phương pháp nghiên cứu và cách tiếp cận...............................................................................7
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn................................................................................................................. 8

6. Đối tượng và giới hạn vùng nghiên cứu............................................................................................. 8
7. Cơ sở của tài liệu........................................................................................................................................... 9
Chương 1: Phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí........................................................10
1.1 Định nghĩa và phân cấp tài nguyên dầu khí.............................................................10
1.1.1 Định nghĩa tài nguyên dầu khí.................................................................................................... 10
1.1.2 Phân cấp tài nguyên dầu khí....................................................................................................... 10
1.2 Định nghĩa và phân cấp trữ lượng dầu khí..............................................................11
1.2.1 Định nghĩa trữ lượng dầu khí..................................................................................................... 11
1.2.2 Phân cấp trữ lượng dầu khí......................................................................................................... 11
Chương 2: Các phương pháp đánh giá trữ lượng dầu khí............................................15
2.1 Phương pháp tĩnh............................................................................................................ 15
2.1.1 Phương pháp thể tích..................................................................................................................... 15
2.1.2 Phương pháp tương tự thống kê...............................................................................................24
2.2 Phương pháp động.......................................................................................................... 26
2.2.1 Phương pháp cân bằng vật chất................................................................................................26
2.2.2 Phương pháp đường cong suy giảm........................................................................................30
2.2.3 Phương pháp xác suất thống kê................................................................................................. 32
2


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
Chương 3: Báo cáo đánh giá trữ lượng dầu khí...............................................................38
3.1 Trình tự làm một báo cáo trữ lượng......................................................................... 38
3.2 Báo cáo trữ lượng mỏ X................................................................................................ 41
3.2.1 Giới thiệu.............................................................................................................................................. 41
3.2.2 Lịch sử tìm kiếm và thăm dò........................................................................................................ 42
3.2.3 Dữ liệu mẫu và kết quả phân tích thử giếng........................................................................44
3.2.4 Địa vật lý............................................................................................................................................... 49
3.2.5 Địa chất................................................................................................................................................. 68
3.2.6 Vật lý vỉa............................................................................................................................................... 88

3.2.7 Đặc tính kỹ thuật thân chứa..................................................................................................... 112
3.2.8 Hydrocarbon tại chỗ ban đầu................................................................................................... 125
3.2.9 Kết luận và kiến nghị.................................................................................................................... 138
3.3 Thủ tục nộp và trình duyệt báo cáo trữ lượng dầu khí.....................................139
3.3.1 Thủ tục nộp báo cáo...................................................................................................................... 139
3.3.2 Hồ sơ báo cáo................................................................................................................................... 139
3.3.3 Thẩm định và phê duyệt.............................................................................................................. 139
KẾT LUẬN................................................................................................................................ 140
TÀI LIỆU THAM KHẢO.......................................................................................................... 141

3


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

CHƯƠNG MỞ ĐẦU
1. Tổng quan tình hình nghiên cứu trong và trên thế giới:
a. Trên thế giới:
Việc nghiên cứu đánh giá trữ lượng dầu khí trên khắp thế giới được tiến hành thực hiện
gắn liền với sự hình thành và phát triển của ngành công nghiệp dầu khí. Điều này được thể
hiện qua một số bài báo cáo quan trọng như sau:
Tháng 12/1936, M. Albertson (Tổng công ty Dầu khí Shell) tuyên bố bài báo cáo về
Estimation of Developed Petroleum Reserves với mục đích để xác định vấn đề tồn tại liên quan
đến ước tính trữ lượng phát triển mỏ dầu, để phân tích vấn đề một cách trừu tượng và thảo
luận về nó như là giới thiệu về một giấy tờ chắc chắn nào đó để mà làm theo.
Năm 1956, J.J. Arps (Tập đoàn sản xuất dầu mỏ Anh-Mỹ) đưa ra bài báo cáo về Estimation
of Primary Oil Reserves. Bài báo này đánh giá các phương pháp hiện đang được sử dụng để
ước lượng dự trữ dầu sơ cấp và thảo luận về các nguyên lý mà trên đó các phương pháp dựa
vào.
Tháng 3/1985, Forrest A. Garb (công ty Gruy & HJ Gruy và Assocs) đưa ra lí thuyết về

phân loại trự lượng dậu khí, sự ước tính và quá trình đánh giá.
Tại đại hội dầu mỏ thế giới lần thứ 15, từ ngày 12-17/10/1997 ở Bắc Kinh, Trung Quốc,
AR Martinez (PDVSA, Venezuela) và CL McMichael (E & P, Mobil, USA) đưa ra lý thuyết về 5
Classification of Petroleum Reserves
Hội nghị và Triển lãm Quốc tế về Dầu khí ở Villahermosa, Mexico từ ngày 3-5/3/1998,
W.G. McGilvray (DeGolyer and MacNaughton) và R.M. Shuck (DeGolyer and MacNaughton)
đưa ra bài báo cáo về Classification of Reserves: Guidelines and Uncertainty. Bài viết này sẽ
giải quyết các biến chứng, thách thức, và không chắc chắn vốn có trong ước tính trữ lượng.
Tất cả các trữ lượng ước tính có mức độ khác nhau về sự không chắc chắn, chúng liên quan
đến kỹ thuật, kinh tế và cả vấn đề chính trị. Bài viết này tập trung vào rủi ro kỹ thuật kết hợp
với địa vật lý, địa chất, petrophysical, sự đánh giá kỹ thuật và các phán đoán.
Hội nghị SPE dầu khí Trung Đông, ngày 11-14/3/2007 tại Manama, Bahrain, Hisham
Zubari (Bahrain Petroleum Co.) và Kandaswamy Kumar (Bahrain Petroleum Co.) đưa ra
Reserves Estimation and Classification Challenges in a Mature Oil Field. Bài viết này đề ra
những thách thức được đặt ra bởi các tình huống như tiêu đề nêu trên trong việc cố gắng để
ước tính và phân loại dự trữ dầu.

4


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
Hội nghị SPE về Unconventional Gas ngày 23-25/2/2010 ở Pittsburgh, Pennsylvania, USA,
W. John Lee (Texas A&M U.) và Rodney Earl Sidle đưa ra bài viết về Gas Reserves Estimation in
Resource Plays. Bài viết này phân tích các phương pháp được sử dụng phổ biến để dự báo và
xác định điểm mạnh và hạn chế của các kỹ thuật quan trọng.
Hội nghị công nghệ dầu khí quốc tế, từ ngày 26-28/3/2013, Bắc Kinh, Trung Quốc; Hai
Bing Bi (PetroChina), Yong Xiang Wang (PetroChina E&P Co), Guo Gan Wu(PetroChina),
Junfeng Zhang (PetroChina Co. Ltd.), Xiao Wen Duan(PetroChina) và Guang Bai Sun
(PetroChina) phát biểu báo cáo về Discussion on Unconventional Petroleum Reserves
Classification and Evaluation in China với nội dung: E & P dầu và khí phi truyền thống trở nên

rộng và rộng hơn, việc phân loại trữ lượng và phương pháp đánh giá tài nguyên dầu và khí
phi truyền thống sẽ được thảo luận và cải thiện hơn nữa.
b. Trong nước:
Công tác nghiên cứu và đánh giá trữ lượng tại Việt Nam cũng được triển khai rộng khắp
trên các mỏ và các bồn trầm tích.
Năm 2005 trong công trình “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam” do Tổng công ty
Dầu khí Việt Nam biên soạn, thì tổng trữ lượng dầu khí có khả năng thu hồi vào khoảng 4.300
triệu tấn quy dầu. Vào năm 2008 có đánh giá cho rằng tổng trữ lượng dầu khí có thể đưa vào
khai thác khoảng 3.8-4.2 tỷ tấn quy dầu. Vào năm 2010 lại có đánh giá tổng tiềm năng dầu,
khí khoảng hơn 9 tỷ m3 quy dầu. Vào năm 2012, theo đánh giá của Cơ quan thông tin năng
lượng Mỹ (EIA) thì trữ lượng xác minh là 4.4 tỷ thùng dầu và 24.7 nghìn tỷ feet khối (TCF)
(Tạp chí Petromin, Nguồn: OGJ 06/01/2014, pg62); vào năm 2013 có ý kiến đánh giá tổng trữ
lượng thu hồi dự kiến đã phát hiện của Việt Nam là 1.4 tỷ m3 quy dầu và tổng tiềm năng dầu
khí có khả năng thu hồi chưa phát hiện khoảng 2.0-3.0 tỷ m3 quy dầu.
Cho đến nay đã xác định được trong phạm vi thềm lục địa Việt Nam hiện diện 8 bể trầm
tích Đệ Tam là bể Sông Hồng, Hoàng Sa, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Tư Chính-Vũng
Mây, Trường Sa và Mã lai-Thổ Chu.
Theo số liệu được công bố trong công trình “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam” thì
trữ lượng và tiềm năng dầu khí bể Sông Hồng có thể đạt 1.1 tỷ m3 quy dầu; tiềm năng tài
nguyên thu hồi bể Phú Khánh có khoảng 400 triệu m3 quy dầu; trữ lượng tiềm năng có thể
thu hồi bể Cửu Long có khoảng 2.6 – 3.0 tỷ m3 quy dầu; tài nguyên có thể thu hồi bể Nam Côn
Sơn có khoảng 900 triệu m3 quy dầu; tiềm năng tài nguyên dầu khí bể Mã Lai-Thổ Chu có
5


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
khoảng 350 triệu tấn quy dầu; tiềm năng tài nguyên bể Tư Chính–Vũng Mây có khoảng 800–
900 triệu tấn quy dầu. Tuy nhiên, công ty CONOCO năm 2000 đánh giá chỉ 3 cấu tạo triển
vọng nhất của các lô 133, 134 thuộc phạm vi bể Tư Chính–Vũng Mây đã cho con số tiềm năng
từ 600 đến 1.600 triệu tấn nếu là dầu hoặc từ 10 TCF (286 tỷ m3) đến 30 TCF (857 tỷ m3) nếu

là khí.
Riêng đối với các bể Hoàng Sa và Trường Sa thì ngay cả EIA cũng thừa nhận rằng việc đưa
ra một ước tính chính xác về tiềm năng dầu khí khu vực này là rất khó vì ở đây hiện chưa
được thực hiện thăm dò đầy đủ, có rất ít thông tin và vì tình trạng tranh chấp lãnh thổ kéo
dài. Cũng vì vậy “các con số đều chỉ mang tính phác họa”.
Các đánh giá lạc quan thì cho rằng nguồn tài nguyên tiềm năng của quần đảo Hoàng Sa
và Trường Sa có thể đạt tới 225 tỷ thùng dầu quy đổi, có thể trở thành một Vịnh Ba Tư thứ
hai, còn đánh giá khiêm tốn cũng tới 105 tỷ thùng dầu (Theo Dầu khí xanh số 15 ngày
01/12/2013). Cơ quan Thông tin Năng lượng Mỹ (EIA) cho biết tiềm năng dầu khí ở vùng
quần đảo Trường Sa của Việt Nam có trữ lượng đến khoảng 5.4 tỉ thùng dầu. Còn theo số liệu
khảo sát của ngành địa chất Hoa Kỳ ước tính có khoảng 2.5 tỷ thùng dầu và 25.5 nghìn tỷ m3
khí đốt tự nhiên chưa được khám phá (Báo người lao động 13/02/2013). Theo dự báo của
Việt Nam thì Tổng tiến năng cho khu vực Trường Sa giao động trong khoảng 3.3–6.6 tỷ tấn
quy dầu, còn khu vực quần đảo Hoàng Sa tiềm năng khí tại chỗ dự báo khoảng 12 TCF (340 tỷ
m3). Một phân tích vào năm 2010 của Cơ quan Khảo sát Địa chấn Mỹ đưa ra ước tính có
khoảng 0.8-5.4 tỷ thùng dầu và khoảng 7.6-55.1 nghìn tỉ feet khối khí tự nhiên nằm trong
lượng tài nguyên chưa được phát hiện. Theo đánh giá của ông James Hubbard (phụ trách bộ
phận thăm dò dầu khí ở Châu Á của Ngân hàng đầu tư Macquarie, Hong Kong) không loại trừ
khu vực này có một trữ lượng lớn khí đốt, bởi vì tại một số khu vực lân cận, kết quả thăm dò
khá khả quan.
Các đánh giá bi quan thì theo một báo cáo năm 2013 của Cơ quan Thông tin Năng lượng
(EIA) của Mỹ, các dữ liệu địa chất cho thấy khu vực xung quanh quần đảo Hoàng Sa không có
nhiều khí đốt, khôngcó dấu hiệu nào của các mỏ dầu khí lớn truyền thống cho thấy khu vực
này cũng không có tiềm năng đáng kể; gần như không có trữ lượng dầu mỏ xác định hoặc
tiềm năng và có nguồn tin cho rằng khu vực này chỉ có khoảng gần 100 tỷ feet khối khí tự
nhiên.

6

ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
Tóm lại, việc nghiên cứu và đánh giá về trữ lượng dầu khí là công việc hết sức quan
trọng và cấp thiết, nó thể hiện bằng việc công bố những bài báo cáo với nội dung cập nhật các
nghiên cứu mới nhất qua từng năm trên thế giới. Công tác nghiên cứu thiết lập được một hệ
thống các phương pháp dự đoán, phân loại, ước tính, và đánh giá trữ lượng theo chuẩn quốc
tế, với độ tin cậy ngày càng cao và mức độ rủi ro ngày càng thấp. Tuy nhiên các bài báo cáo
đều nêu rõ hạn chế về mức độ không chắc chắn trong công tác nghiên cứu đánh giá trữ lượng
vẫn còn cao, việc nghiên cứu với tài nguyên phi truyền thống vẫn còn dừng lại ở mức độ thấp,
cần phải tìm hiểu sâu rộng hơn nữa. Việc nghiên cứu và đánh giá trữ lượng trong nước cũng
rất được ưu tiên triển khai với các số liệu ước tính ngày càng chính xác và xác thực hơn qua
từng năm. Nhưng vẫn còn hạn chế ở một số bồn xa bờ do vấn đề thiếu thông tin và tranh chấp
biển đảo. Đối với tài nguyên phi truyền thống ở nước ta chưa thấy đề cập nhiều và vẫn còn
nhiều vấn đề cần phải bàn.
2. Tính cấp thiết của đề tài
Tài nguyên dầu khí là nguồn lực cơ bản có vai trò vô cùng quan trọng trong phát triển
kinh tế - xã hội của đất nước. Hiện nay, hoạt động khai thác và sản xuất dầu khí ở thềm lục địa
Việt Nam đang phát triển, nhờ vào tiềm năng ở vùng biển sâu trong khu vực và nhu cầu năng
lượng tăng cao của Châu Á. Cho nên việc đánh giá tiềm năng trữ lượng của tài nguyên đóng
một vai trò hết sức quan trọng trong việc ước tính trữ lượng kinh tế phục vụ cho việc thu hồi
và phát triển tài nguyên của một mỏ dầu khí cũng như thu hút nguồn lực và khoa học kĩ thuật
thế giới đầu tư vào nước ta.
3. Mục tiêu và nhiệm vụ
Vì mục tiêu là cố gắng nâng cao hệ số thu hồi nên tính trữ lượng của một mỏ là tính phần
có lãi.
Giá trị của trữ lượng không phải là giá trị bất biến, nó thay đổi theo từng thời điểm khác
nhau tùy thuộc vào các yếu tố khác nhau.
Đối với nhà địa chất thì việc tính trữ lượng được tính dựa vào 2 thông tin
• Kinh tế: Có lãi hoặc không có lãi
• Độ tin cậy: Mức độ tin cậy càng cao thì nghiên cứu càng có giá trị.
Chức năng: Trữ lượng dầu khí luôn là cơ sở quan trọng để lập các phương pháp tìm kiếm

thăm dò và khai thác các mỏ. Trong quá trình tìm kiếm thăm dò và khai thác người ta phải
trải qua giai đoạn then chốt là đánh giá trữ lượng để xác định tiềm năng thương mại của mỏ.
Vì vậy việc đánh giá trữ lượng không những đảm bảo kết quả kinh tế trong khai thác mà còn
giúp quy hoạch phát triển ngành công nghiệp hợp lý.
Nhiệm vụ:
•
•
•

Trình bày các cấp trữ lượng của một mỏ
Tính toán trữ lượng bằng các phương pháp tính trữ lượng
Đánh giá kết quả.

4. Các phương pháp nghiên cứu và cách tiếp cận:

7


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
Có thể chia phương pháp đánh giá trữ lượng tài nguyên dầu khí thành phương pháp động
và phương pháp tĩnh.
•

Phương pháp tĩnh là dùng những số liệu của bản thân đối tượng nghiên cứu để tính
như thông số hình học mỏ, đặc tính chất lưu và các số liệu thạch học gồm có phương

•

pháp tương tự thống kê, phương pháp thể tích.
Phương pháp động là dựa trên những biến đổi về đặc tính chất lưu vỉa như áp suất,

lưu lượng, tỷ số khí dầu, tỷ số dầu nước,…để tính toán trữ lượng, cụ thể là phương
pháp cân bằng vật chất, phương pháp đường cong suy giảm.

Về cách tiếp cận người ta cũng chia thành 2 loại: Tất định và bất định.
•

Lý thuyết tất định dựa trên thông tin đầy đủ về trạng thái của đối tượng nghiên cứu
tại một thời điểm, mội vị trí nhất định, chúng ta có thể sử dụng các công thức có sẵn,

•

các phép toán cộng trừ nhân chia để tính toán đối tượng
Về lý thuyết bất định, người ta tin rằng tại các thời điểm khác nhau thì trạng thái của
đối tượng nghiên cứu sẽ khác nhau nên việc đưa ra một mô hình hoàn toàn có tính tất
định là không chính xác. Việc mô phỏng là cần thiết trong việc tiếp cận lý thuyết bất
định để tổ hợp và tiên đoán các trạng thái dựa trên mô hình tất định với giá trị có độ
chính xác và mực độ tin cậy phải cao.

Tuy nhiên cũng tùy vào mức độ thăm dò và thông tin có được của đối tượng nghiên cứu
người ta có thể chọn hệ phương pháp cũng như cách tiếp cận phù hợp hơn để ước tính.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
Đánh giá được trữ lượng tại chỗ và khai thác với độ chính xác cao phục vụ cho quá trình
thăm dò và khai thác cũng như phát triển của một mỏ dầu khí.
Trữ lượng tại chỗ là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định bao gồm
lượng dầu khí được chứa từ các tích tụ dầu khí đã được phát hiện và lượng dầu khí dự báo có
khả năng tồn tại trong các tích tụ sẽ được phát hiện.
Trữ lượng khai thác là là lượng dầu khí đã và dự kiến sẽ được thu hồi thương mại từ các
tích tụ đã được phát hiện bằng công nghệ, kỹ thuật hợp lý được lựa chọn phù hợp với các điều
kiện kinh tế và pháp luật hiện hành.

8


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
6. Đối tượng và giới hạn vùng nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu là mỏ X thuộc phía nam phạm vi bồn sông Hồng trong lô 113 và
111/4 với điện tích gần 4900 và 8500 m2.
7. Cơ sở của tài liệu
•

Các báo cáo lưu hành nội bộ công ty dầu khí

•

Các dữ liệu giếng khoan của mỏ

•

Các tài liệu về địa chất và địa vật lý.

9


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

CHƯƠNG I: PHÂN CẤP TÀI NGUYÊN, TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ
Hiện nay, trên thế giới cũng như trong nước ta có nhiều hệ thống phân cấp tài nguyên và
trữ lượng dầu khí như hệ thống phân cấp của Nga, SPE,… Tuy các hệ thống phân cấp có nhiều
điểm khác nhau nhưng ta vẫn có thể đối sánh quy đổi cấp trữ lượng giữa các hệ thống. Dưới
đây chỉ trình bày hệ thống phân cấp trữ lượng của Việt Nam theo quyết định số 38/2005/QĐBCN được bộ Công Nghiệp ban hành 6/12/2005, đang được sử dụng trong các báo cáo trữ

lượng trình nhà nước.
1.1 Định nghĩa và phân cấp tài nguyên dầu khí
1.1.1: Định nghĩa Tài nguyên dầu khí:
Tài nguyên dầu khí là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định bao gồm
lượng dầu khí được chứa hoặc được khai thác từ các tích tụ dầu khí đã được phát hiện và
lượng dầu khí dự báo có khả năng tồn tại trong các tích tụ sẽ được phát hiện.
1.1.2: Phân cấp tài nguyên dầu khí:
Tài nguyên dầu khí được phân thành:
• Tài nguyên đã được phát hiện
• Tài nguyên chưa phát hiện.
a. Tài nguyên đã được phát hiện
Tài nguyên đã được phát hiện là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm
nhất định trong các tích tụ dầu khí đã được phát hiện bằng giếng khoan. Tài nguyên đã
phát hiện bao gồm tổng lượng dầu khí thu hồi và tài nguyên thu hồi tiềm năng.
- Tổng lượng dầu khí thu hồi là lượng dầu khí đã và dự kiến sẽ được thu hồi thương
mại từ các tích tụ đã được phát hiện bằng công nghệ, kỹ thuật hợp lý được lựa chọn
phù hợp với các điều kiện kinh tế và pháp luật hiện hành. Tổng lượng dầu khí thu hồi
bao gồm tổng lượng dầu khí đã khai thác và trữ lượng dầu khí còn lại vào thời điểm
tính. Trữ lượng dầu khí còn lại bao gồm trữ lượng xác minh (P1) và trữ lượng chưa
xác minh (P2 và P3) được quy định tại khoản 1 Điều 5 của Quy định “Phân cấp tài
nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí”(Ban hành kèm theo
Quyết định số 38/2005/QĐ-BCN ngày 06/12/2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp)
- Tài nguyên thu hồi tiềm năng là lượng dầu khí đã phát hiện và có thể thu hồi nhưng
chưa thể khai thác thương mại vào thời điểm tính toán vì các lý do kỹ thuật, công
nghệ, kinh tế, môi trường và các chỉ tiêu khác. Trữ lượng thuộc thu hồi tiềm năng
được phân ra các cấp xác minh (P4) và chưa xác minh (P5 và P6). Việc xác định các
cấp tài nguyên thu hồi tiềm năng căn cứ theo các điều kiện tương tự như các cấp
thuộc trữ lượng thu hồi.
10

ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
b. Tài nguyên chưa phát hiện
Tài nguyên chưa phát hiện là lượng dầu khí ước tính được ở thời điểm nhất định, dự
báo có thể tồn tại và sẽ được phát hiện trong các tích tụ bằng các giếng khoan thăm dò
trong tương lai. Tài nguyên chưa phát hiện bao gồm tài nguyên chưa phát hiện thu hồi dự
tính (R1) và tài nguyên chưa phát hiện thu hồi lý thuyết (R2).
- Tài nguyên chưa phát hiện thu hồi dự tính (R1) là tài
nguyên dầu khí dự tính có
thể thu hồi, được đánh giá ở thời điểm nhất định từ các đối tượng triển vọng đã được
lập bản đồ nhưng chưa xác định được sự tồn tại của
dầu khí bằng kết quả khoan
hoặc các vỉa chứa nằm dưới các tầng sản phẩm của các mỏ đang khai thác với các
điều kiện địa chất được coi là thuận lợi cho tích tụ dầu khí nhưng chưa khoan tới.
- Tài nguyên chưa phát hiện thu hồi lý thuyết (R2) là tài nguyên dầu khí có thể thu hồi,
được đánh giá ở thời điểm nhất định đối với các tích tụ dầu khí dự kiến có thể tồn tại
theo lý thuyết trong một Tập hợp triển vọng – Play với điều kiện thuận lợi về quy luật
địa chất cho dầu khí tích tụ nhưng chưa được lập bản đồ.

Hình 1.1. Sơ đồ phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí
1.2 Định nghĩa và phân cấp trữ lượng dầu khí
1.2.1: Định nghĩa trữ lượng dầu khí:

11


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí còn lại trong các tích tụ tự nhiên chứa dầu khí, có
thể tính được ở thời điểm nhất định, được phát hiện với mức độ tin cậy khác nhau tùy
theo kết quả thăm dò địa chất.

1.2.2: Phân cấp trữ lượng dầu khí:
Mục đích cơ bản của việc phân cấp trữ lượng là để đưa ra một sự thống nhất cho quá
trình phân cấp trữ lượng cũng như xác định được mức độ rủi ro trong từng phân cấp trữ
lượng.
Tùy theo mức độ tin cậy giảm dần, trữ lượng dầu khí được phân thành hai cấp:
• Trữ lượng xác minh
• Trữ lượng chưa xác minh.
a. Trữ lượng xác minh
Trữ lượng xác minh (P1) là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại tính được ở thời
điểm nhất định với độ tin cậy cao của các tích tụ dầu khí đã được phát hiện và dự kiến đưa
vào khai thác trong các điều kiện kỹ thuật, công nghệ, kinh tế và xã hội hiện tại.
Trữ lượng được xếp vào cấp xác minh khi đảm bảo thỏa mãn các điều kiện sau:
- Thân chứa dầu khí được xác định ranh giới với mức độ tin cậy hợp lý theo tài liệu địa
vật lý, địa chất và khoan.
- Đặc tính thấm, chứa và độ bão hòa dầu khí của thân chứa dầu khí được khẳng định
bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan và mẫu lõi.
- Kết quả thử vỉa cho dòng thương mại ít nhất từ 1 giếng khoan.
b. Trữ lượng chưa xác minh
Trữ lượng chưa xác minh bao gồm trữ lượng có khả năng và trữ lượng có thể.
- Trữ lượng có khả năng (P2) là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại, tính được ở
thời điểm nhất định với độ tin cậy trung bình và chưa được khẳng định bằng kết quả
thử vỉa. Trữ lượng có khả năng đối với từng thân chứa dầu khí được xác định theo
nguyên tắc ngoại suy phù hợp với điều kiện địa chất cụ thể của thân chứa dầu khí,
được xác định theo nguyên tắc chia đôi khoảng cách như sau:
Đối với dầu
+ Từ điểm dầu lên tới (DLT) cho đến điểm giữa của khoảng dầu lên tới (DLT) – khí
xuống tới (KXT) hoặc đỉnh cấu tạo (ĐCT) nếu điểm khí xuống tới (KXT) không xác định
được.
+ Từ điểm dầu xuống tới (DXT) đến điểm giữa của khoảng dầu xuống tới (DXT –
nước lên tới (NLT) hoặc điểm tràn (ĐT) cấu tạo nếu điểm nước lên tới (NLT) không xác

định được.
Đối với khí
+ Từ điểm khí xuống tới (KXT) đến điểm giữa của khoảng khí xuống tới (KXT) –
dầu lên tới (DLT).
+ Hoặc từ điểm khí xuống tới (KXT) đến điểm giữa của khoảng khí xuống tới (KXT)
– nước lên tới (NLT) hoặc điểm tràn (ĐT) cấu tạo nếu điểm nước lên tới (NLT) không
xác định được.
Phân cấp theo phương pháp chia đôi khoảng cách có thể được thay thế bởi các tài
liệu địa chất, địa vật lý và công nghệ khác có cơ sở và lý thuyết được nêu rõ ràng.
12


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
Các trường hợp sau đây cũng được xếp vào cấp trữ lượng có khả năng (P2):
+ Trữ lượng của các phần vỉa nếu khoan đan dày hoặc bằng cách khác sẽ gia tăng
được và đủ điều kiện xếp vào cấp Xác minh, nhưng ở thời điểm tính trữ lượng việc
khoan đan dày chưa được thực hiện.
+ Trữ lượng dự kiến nếu khoan mở rộng sẽ được xếp là cấp Xác minh nhưng tại
thời điểm tính trữ lượng vẫn chưa khoan và tài liệu bản đồ cấu tạo vỉa chưa đủ để xếp
chúng vào cấp đó.
+ Trữ lượng các tầng thể hiện có khả năng cho dòng dầu khí trên cơ sở các đặc tính
địa vật lý giếng khoan nhưng thiếu mẫu lõi khoan hoặc thiếu kết quả thử vỉa chắc
chắn và chúng không có đặc điểm tương tự với vỉa đang khai thác hoặc vỉa cấp Xác
minh trong cùng diện tích.
+ Trữ lượng trong diện tích của tầng đã xác minh cho dòng sản phẩm dầu khí ở các
diện tích khác của mỏ nhưng diện tích này biểu hiện bị phân cách bằng đứt gãy hoặc
bằng thể địa chất chắn và có vị trí cấu tạo cao hơn theo kết quả phân tích, minh giải
tài liệu địa chất so với diện tích của cấp Xác minh.
+ Trữ lượng do áp dụng phương pháp gia tăng thu hồi đã hoàn thiện và thương
mại hóa khi đề án hoặc chương trình thử nghiệm đã lập và lắp đặt nhưng chưa vận

hành, và các đặc tính của đá chứa, chất lưu và thông số vỉa đảm bảo thuận lợi cho việc
áp dụng thương mại các phương pháp đó.
+ Trữ lượng có được do sửa chữa, xử lý, tái xử lý, thay thiết bị giếng thành công
hoặc do các chu trình kỹ thuật khác nhưng các chu trình đó trước đây chưa được công
nhận áp dụng thành công trong các giếng có cùng tình trạng và trong cùng vỉa tương
tự.
+ Trữ lượng gia tăng được của vỉa xác minh đang khai thác do phân tích, minh giải
lại động thái vỉa hoặc các tài liệu về tham số thể tích cho thấy ngoài trữ lượng đã được
xếp vào cấp Xác minh vẫn còn có trữ lượng lớn hơn đáng kể nữa.
- Trữ lượng có thể (P3) là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại, tính được ở thời
điểm nhất định với độ tincậy thấp và chưa được khẳng định bằng kết quả khoan. Trữ
lượng cấp P3 đối với từng thân chứa dầu khí được xác định theo nguyên tắc ngoại suy
phù hợp với điều kiện địa chất cụ thể của thân chứa dầu khí. Trữ lượng có thể đối với
phần thân dầu khí liền kề với vùng có cấp trữ luownhj có khả năng cho tới điểm tràn
hoặc đỉnh cấu tạo xác định theo nguyên tắc chia đổi khoảng cách như sau:
Đối với cả dầu hoặc khí
+ Từ điểm giữa của khoảng dầu khoặc khí xuống tới (D/KXT) – nước lên tới (NLT)
hoặc điểm tràn (ĐT) cấu tạo nếu điểm nước lên tới (NLT) không xác định được, đến
điểm nước lên tới (NLT) hoặc điểm tràn (ĐT) cấu tạo nếu điểm nước lên tới (NLT)
không xác định được.
+ Từ điểm giữa cả khoảng dầu lên tới (DLT) – đỉnh cấu tạo (ĐCT), lên đến đỉnh cấu
tạo (ĐCT)
13


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
+ Phương pháp chia đôi khoảng cách có thể được thay thế bởi các tài liệu địa chất,
địa vật lý và công nghệ khác có cơ sở và lý thuyết được nêu rõ ràng.
Các trường hợp sau đây cũng được xếp vào cấp trữ lượng có thể (P3):
+ Trữ lượng do ngoại suy theo cấu tạo và hoặc theo địa tầng dựa trên cơ sở phân

tích, minh giải tài liệu địa chất và /hoặc địa vật lý ngoài các diện tích đã xếp vào cấp có
thể.
+ Trữ lượng trong các tầng thể hiện chứa dầu khí dựa trên cơ sở tài liệu địa vật lý
giếng khoan hoặc mẫu lõi khoan nhưng có thể cho dòng dầu khí không thương mại.
+ Trữ lượng do áp dụng các phương pháp gia tăng thu hồi theo chương trình thử
nghiệm hoặc đề án mới chỉ thiết lập nhưng chưa vận hành và các đặc tính đá chứa,
chất lưu vỉa và thông số vỉa vẫn gây nghi ngờ khách quan về tính thương mại của đề
án.
+ Trữ lượng thuộc phần diện tích của tầng đã xác minh có khả năng cho dòng sản
phẩm dầu khí ở các diện tích khác của mỏ nhưng diện tích này biểu hiện bị phân cách
bằng đứt gãy hoặc bằng thể địa chất chắn và có vị trí cấu tạo theo phân tích minh giải
địa chất thấp hơn so với diện tích cấp xác minh.
+ Trữ lượng gia tăng do phân tích, minh giải lại động thái vỉa hoặc các tài liệu về
tham số thể tích, như các tham số thể tích dầu khí tại vỉa và hoặc hệ số thu hồi, cho
thấy còn có trữ lượng đáng kể nữa ngoài trữ lượng đã xếp vào các cấp xác minh và có
khả năng.
+ Các phần thân vỉa dầu khí có thể tích lớn nhưng độ rủi ro cao: Các diện tích với
tài liệu địa chấn có độ phủ thấp. Thân vỉa có độ liên tục và chất lượng chưa rõ ràng.
Thu hồi bổ sung do áp dụng các quy trình thu hồi gia tăng. Các tham số vỉa trung bình
tốt hơn.

14


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

Hình 1.2. Phân cấp trữ lượng theo nguyên tắc chia đôi khoảng cách
Xác minh (P1/P4), có thể (P2/P5), khả năng (P3/P6)

CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG

Đánh giá trữ lượng là giai đoạn cuối của các chu trình công nghệ xử lí trước đó như xử lý
và tái xử lý tài liệu địa chấn, minh giải và tái minh giải các tài liệu địa chấn (2D, 3D), xử lý tài
liệu log, nghiên cứu mẫu lõi, thử vỉa, …
Với nhiệm vụ xác định trữ lượng ban đầu và còn lại, dự đoán trước sự thay đổi với các
điều kiện tự nhiên cũng như nhân tạo, dự đoán hệ số thu hồi dầu cuối cùng, … công tác đánh
giá trữ lượng được tiến hành ở bất kì giai đoạn nào từ khi chưa khai thác đến khi đã khai
thác thời gian dài.

15


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
Có nhiều phương pháp để đánh giá trữ lượng, tùy thuộc vào mục đích tính toán, thời điểm
tính và cơ sở dữ liệu đã có. Về cơ bản, có hai phương pháp là phương pháp tĩnh và phương
pháp động (Đã trình bày ở mục 4 chương mở đầu).
Việc tính trữ lượng dầu, khí, khí ngưng tụ có thể áp dụng các phương pháp thể tích, cân
bằng vật chất và các phương pháp khác phù hợp với mô hình địa chất và mức độ tài liệu hiện
có, trong đó phương pháp thể tích bắt buộc phải được áp dụng còn các phương pháp khác thì
tùy thuộc vào điều kiện cụ thể nhưng khi áp dụng cần có lập luận về sự lựa chọn. Trên thực tế,
các số liệu về đối tượng tính trữ lượng không phải là một số xác định, mà là một tập hợp các
giá trị phân bố rời rạc với độ tin cậy khác nhau. Để đưa các giá trị này vào tính toán cần xác
định được quy luật phân bố của chúng. Hiện nay, để giải quyết vấn đề này người ta thường
dùng thuật toán Monte Carlo. Và trữ lượng dầu khí cần được tính toán trên cơ sở sử dụng mô
phỏng Monte Carlo, các giá trị trữ lượng phải được thể hiện ở các mức tối thiểu, kỳ vọng và
tối đa.
Đối với trường hợp tính lại trữ lượng một mỏ dầu khí cần có sự so sánh các thông số tại
thời điểm tính lại với các thông số trước đây đã sử dụng và phân tích các nguyên nhân sai
lệch.
Trữ lượng dầu, khí, khí ngưng tụ và các hợp phần của chúng phải được tính riêng cho
từng loại sản phẩm đối với từng thân chứa, từng loại đá chứa và cho toàn mỏ, có đánh giá

khả năng để đưa các đối tượng tính toán đó vào khai thác.
Khi tính trữ lượng, các thông số tính toán phải theo một hệ đơn vị thống nhất. Con số trữ
lượng cuối cùng phải được trình bày theo hệ mét (SI).
2.1 Phương pháp tĩnh.
2.1.1 Phương pháp thể tích.
Phương pháp thể tích dùng để đánh giá trữ lượng dựa trên số liệu hình thể địa chất và sự
phân bố của chất lưu trong đối tượng cần đánh giá.
Phương pháp thể tích có thể áp dụng vào bất kỳ thời điểm, vị trí và chế độ năng lượng nào
của mỏ. Tùy thuộc vào số lượng số liệu, nếu có càng nhiều số liệu về đối tượng nghiên cứu thì
kết quả tính được càng chính xác. Tuy nhiên, ở giai đoạn mới thăm dò với lượng số liệu hạn
chế, phương pháp thể tích vẫn có thể áp dụng được với một độ tin cậy nhất định, cho biết tổng
quan về trữ lượng để đề ra những công tác tiếp theo.
Công thức tính:
OIIO = BRT*N/G*Φ*(1 -)* (2.1)
Trong đó:
OIIP: Trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu
16


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
BRT: Thể tích khối của vỉa
N/G: tỉ lệ bề dày hiệu dụng trên bề dày tổng của vỉa
Φ: Hệ số lỗ rỗng mở
: Hệ số bão hòa của nước
FVF: Hệ số thể tích thành hệ.
Với công thức như trên, ta lần lượt xem xét từng thông số:
a. Thể tích khối của vỉa BRV
Là thể tích toàn bộ cấu tạo chứa dầu, tính từ đáy đến nóc cấu tạo (nếu thân dầu không có
nước vỉa), hay từ ranh giới dầu – nước đến nóc cấu tạo (nếu thân dầu có nước vỉa).
Khởi đầu của quá trình tính trữ lượng bằng phương pháp thể tích là liên kết chi tiết lát

cắt các giếng khoan trên cơ sở đó hình thành khái niệm về cấu trúc địa chất của mỏ cũng như
của các thân dầu riêng biệt. Các thân dầu có hình dạng khác nhau chủ yếu do đặc điểm nguồn
gốc bẫy của chúng.
Tiếp sau là việc phân chia đối tượng tính với việc sử dụng các tài liêu khác. Ở đây đơn vị
của đối tượng tính thường là thân dầu hoặc khí nhưng cũng có trường hợp đối tượng tính là
một phần thân dầu.
Thể tích khối được tính từ bản đồ đẳng dày của cấu tạo, các mặt cắt địa chất, địa chấn
ngang qua cấu tạo. Về nguyên tắc, muốn tính thể tích này ta chia cấu tạo thành những phần
nhỏ theo các đường đẳng sâu, tính thể tích từng phần và cộng chúng lại. Nếu chia càng nhiều
thì kết quả càng chính xác. Thực chất đây là phép tích phân thể tích giữa nóc và đáy của tầng
chứa sản phẩm.

17


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

Hình 2.1. Sơ đồ tính thể tích đá chứa
Giới hạn vỉa bao gồm:
• Ranh giới dầu – khí
• Ranh giới dầu – nước
• Ranh giới khí – nước
• Các đứng gãy
• Đơn tà (Độ rỗng – độ thấm)
• Bất chỉnh hợp hoặc các cấu trúc đặc thù; vòm muối hoặc sét.
Nhưng trong giai đoạn đầu của thăm dò và khai thác, rất khó để xác định các ranh giới.
Tùy vào mức độ nghiên cứu ta có thể phân thành các cấp trữ lượng khác nhau.
Trên thực tế, để tích thể tích khối BRV, hiện nay đã có các chương trình ứng dụng cho kết
quả với độ chính xác cao. Các chương trình này cũng dựa trên nguyên lý chia nhỏ đối tượng
như đã trình bày ở trên. Khi cần tính BRT, ta chỉ cần nhập các thông số hình học của mỏ và sẽ

có ngay kết quả. Một trong những chương trình phổ biến hiện nay là Petrel.
b. Tỷ lệ bề dày hiệu dụng trên bề dày tổng.

18


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

Hình 2.2. Bề dày hiệu dụng và bề dày tổng trong mỏ dầu
Bề dày tổng (Gross pay) là bề dày của toàn bộ cấu tạo chứa dầu khi khoan qua. Ta có thể
xác định được bề dày tổng theo số liệu giếng khoan, tài liệu địa vật lý, các bản đồ địa chất - địa
chấn,…
Xác định tổng bề dày bằng giới hạn cận trên và cận dưới của đới quan tâm. Trong đới cát
sét điểm uốn của đường SP hoặc điểm giữa của đường Gamma ray được cho là ranh giới của
tổng bề dày.
Bề dày hiệu dụng chứa dầu (net pay) thường là bề dày hiệu dụng thẳng đứng biểu kiến.
Để xác định bề dày hiệu dụng người ta sử dụng kết hợp số liệu phân tích mẫu lõi, log và tài
liệu thử vỉa.
Để tính bề dày hiệu dụng, ta loại trừ các đoạn không thấm “Non pay”: vỉa sét, khi đường
cong có giá trị đảo nghịch (trên cả SP và Gamma ray) hoặc trên các đoạn có độ rộng nhỏ hơn
giá trị tối thiểu (cut off).
Tỷ lệ của sét được tính như sau:
- (2.2)
: Chỉ số Gamma ray
GR: Phóng xạ tự nhiên từ log của lớp sét ở 1 độ sâu.
: Phóng xạ tự nhiên nhỏ nhất (cát sạch hoặc carbonat)
19


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

: Phóng xạ tự nhiên lớp nhất (sét).
Các loại đá cổ hơn, đã cố kết:
=0.33*[2^(2*)-1] (2.3)
Các loại đá trong đệ Tam, chưa cố kết:
=0.08336*[2^(3.7*)-1] (2.4)
Số liệu bề dày hiệu dụng ở các giếng khoan được sử dụng để lập bản đồ đẳng dày dùng
tính thể tích đá chứa dầu.
c. Độ rỗng.
Độ rỗng là phần trăm thể tích của khoảng trống trong đá so với tổng thể tích của đá, được
kí hiệu là Φ, đơn vị là %.
Có thể chia độ rỗng thành 3 loại:
•

Độ rỗng đa liên hệ (interconnected porosity) có lỗ rỗng hoàn toàn liên thông với
những lỗ rỗng lân cận.
• Độ rỗng liên hệ (connected porosity) có một phần lỗ rỗng liên thông với những lỗ
rỗng kế cận.
• Độ rỗng kín (insolated porosity) có lỗ rỗng nhưng bị giới hạn ở mọi phía.
Độ rỗng hiệu dụng gồm độ rỗng đa liên hệ và liên hệ, có thể cho chất lưu đi qua. Ngược lại
độ rỗng không hiệu dụng là những khoảng trống nhưng không có khả năng cho chất lưu dịch
chuyển qua. Do đó, trong dầu khí ta chỉ quan tâm đến độ rỗng hiệu dụng và gọi tắt độ rỗng
hiệu dụng là độ rỗng.

Hình 2.3. Các loại độ rỗng
Độ rỗng theo logs có thể tính được từ nhiều phương pháp từ mẫu lõi, từ các đường logs
như mật độ, neutron, siêu âm và điện trở.

20

ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
− Độ rỗng có được từ phân tích mẫu lõi:
Mẫu lõi được phân tích trong phòng thí nghiệm cho kết quả với độ chính xác cao. Tuy
nhiên, do các điều kiện kinh tế - kỹ thuật, mẫu lõi không được lấy liên tục suốt chiều dài giếng
khoan. Vì vậy, dộ rỗng đo được từ mẫu lõi không phản ánh hết toàn bộ độ rỗng trong thành
hệ mà được sử dụng như số liệu để kiểm tra, đối chiếu với độ rỗng tính được từ logs.
− Độ rỗng từ đường mật độ:
= (2.5)
: Độ rỗng tính theo đường mật độ
: Mật độ khối của vỉa từ log
: mật độ khung đá

: Mật độ của chất lưu trong lỗ khoan

− Độ rỗng từ đường neutron:
= (2.6)
Trong đó , và chỉ số Hydro đọc trên log, của thành phần thạch học và của chất lưu.
thật được xác định theo đồ thị hiệu chỉnh sau:

21


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

Hình 2.4. Đồ thị hiệu chỉnh log neutron (theo Schlumberger)
− Tổ hợp log neutron và mật độ:
Tổ hợp logs neutron - mật độ là phương pháp độ rỗng kết hợp, được xác định bằng công
thức:
=]^(1/2) (2.7)
Khi phương pháp neutron – mật độ ghi giá trị độ rỗng mật độ bé hơn 0 (trong đới chứa

Anhydrite và Dolomite), độ rỗng neutron – mật độ được xác đinh theo công thức sau:
= (2.8)
− Độ rỗng từ đường siêu âm:
= (2.9)
: độ rỗng siêu âm.
: khoảng thời gian truyền sóng trong vỉa lấy từ logs.
: khoảng thời gian truyền sóng trong khung đá.

22


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

khoảng thời gian truyền sóng qua chất lưu trong hố khoan (bùn khoan gốc nước ngọt 189, bùn khoan gốc nước mặn - 185).
: hệ số nén chặt.
Hệ số nén chặt được tính theo công thức:
=

(2.10)

: khoảng thời gian sóng truyền qua lớp sét vây quanh .
C: hằng số (thường bằng 1).
Khoảng thời gian truyền sóng qua vỉa tăng do sự có mặt của hydrocacbon . Nếu ảnh
hưởng này không được hiệu chỉnh thì độ rỗng thu được từ siêu âm sẽ cao . Hilchie (1978)
đề nghị số hiệu chỉnh kinh nghiệm như sau:
• Đối với khí: Φ = *0.7
• Đối với dầu Φ = *0.9
Sau khi có giá trị độ rỗng, ta tính trung bình theo bề dày cho từng giếng. Ta tâp hợp số liệu
của tất cả các giếng và xác định quy luât phân bố của số liệu.
- Độ rỗng từ đường điện trở:

Các khoáng vât hình thành từ các hạt trong khung đá và hydrocacbon trong lỗ rỗng không
dẫn điện nên khả năng truyền dòng điện hầu như chỉ do nước trong lỗ rỗng. D o đó có thể tính
điện trở suất từ các log độ rỗng.
Φ = ()^(1/m) (2.11)

Φ: độ rỗng của vỉa.
: điện trở suất của đới thấm lọc ở nhiệt độ vỉa.
: điện trở suất trong đới thấm hoàn toàn.
a: hằng số
23


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
a = 1 với vỉa cacbonat.
a = 0.81 với vỉa cát gắn kết.
d. Độ bão hòa của nước.
Độ bão hòa của nước là phần trăm thể tích của nước trong lỗ rỗng. Nếu tính trên thể
tích lỗ rỗng tổng (hiệu dụng và không hiệu dụng), ta phải dùng tổng thể tích nước. Tuy
nhiên, người ta thường thể tích nước hiệu dụng (thể tích nước lưu chuyển được) trên
thể tích lỗ rỗng hiệu dụng. Trong tính toán trữ lượng chỉ tính hệ số bão hòa hiệu dụng.
•

Công thức Archive:

= [(a/)**(1/)]^(1/n) (2.12)
: độ bão hòa của nước.
: điện trở suất của nước vỉa ở nhiệt độ vỉa
: điện trở suất thật của vỉa
: độ rỗng của vỉa
n: số mũ bão hòa có giá trị từ 1,8 - 2,5, nhưng thường bằng 2

a và m: hệ số uốn khúc (một hàm biểu diễn độ phức tạp của đường dẫn mà chất lưu và
dòng điện phải di chuyển qua đất đá) và hệ số xi măng hóa.
Các loại khung đá
Cacbonat
Cát kết đã cố kết
Cát kết chưa cố kết (Humble)
Cát kết trung bình (Carothes,

a
1.00
0.81
0.62

m
2.00
2.00
2.15

1.45

1.54

Cát chứa sét1958)
(Carothes, 1958)
Cát chứa đá vôi (Carothes, 1958)
Cacbonat (Carothes, 1958)

1.45
1.65
0.85

1.33
1.70
2.14

Cát sạch (Sethi, 1979)
1.00
2.05-^
Bảng 2.1. Hệ số uốn khúc và số mũ xi măng hóa qua các loại khung đá
• Công thức Indonesia:
1/ = [(]* (2.14)
= /Φ (2.15)
= []^(0.5) (2.16)
= (2.17)
Φ: Độ rỗng.
: Điện trở suất của nước vỉa ở nhiệt độ vỉa.
: Điện trở suất thật của vỉa.
24


ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
: Tỷ lệ sét.
e. Hệ số thể tích thành hệ
Hệ số thành hệ thể tích là đại lượng biểu hiện thể tích dầu ở điểu kiện vỉa so với thể tích
dầu đã lấy lên mặt đất (đã tách khí).
FVF = thể tích dầu vỉa/ thể tích dầu trên bề mặt.
Hệ số thành hệ thể tích của tất cả các loại dầu đều lớn hơn l, có khi đến 2-3 lần, thường
l.2 - l.8 lần.
Hệ số này có được từ các phân tích mẫu chất lưu (PVT).
2.1.2 Phương pháp tương tự thống kê

a. Bản chất phương pháp.
Sử dụng các số liệu đã biết, tùy điều kiện áp dụng để dự báo về đối tượng nghiên cứu,
áp dụng cho vùng có số liệu nghiên cứu hạn chế.
-

Tương tự: phải giống nhau về mô hình địa chất, các thông số tương đồng.

-

Thống kê: tập mẫu phải đủ lớn và tin cậy.

Khi áp dụng phương pháp tương tự thống kê giữa đối tượng đã biết và đối tượng
nghiên cứu cần tương tự về:
-

Hình thái cấu trúc.

-

Đặc điểm thạch học và môi trường thành tạo của đá chứa.

-

Mức độ đồng nhất.

-

Bề dày hiệu dụng trung bình, tỉ lệ giữa bề dày hiệu dụng và tổng cộng (N/G).

-

Mối quan hệ giữa đá chứa và chất lưu.

-

Điều kiện động lực ban đau: áp suất và nhiệt độ.

-

Các ranh giới khí - dầu, dầu - nước, khí - nước, dạng ranh giới hoàn toàn hoặc không
hoàn toàn và khoảng cách giữa các ranh giới.
b. Phương pháp tương tự.
Để xác định chỉ số thu hồi RF của giếng, ta có thể dùng phương pháp tương tự như sau:
Đối tượng đã biết:

SOP

Φp

FRP

Đối tượng đánh giá: SOM
ΦM
FRM
Ta có công thức FRM = FRP[(SOM*ΦM)/(SOP*ΦP)]. (2.18)
c. Phương pháp thống kê.
Sử dụng các số liệu đã biết của 1 mỏ hoặc giếng khoan để đánh giá hiệu suất thu hồi tối ưu
của giếng khoan kế tiếp.
Yêu cầu: các chương trình khai thác cần tương tự về:
- Kiểu hoàn tất giếng.

25