Luận án Đánh giá tiềm năng thấm chứa dầu khí trầm tích điện trở thấp lô 16-1 bể Cửu Long

dự báo dựa dựa trên hàm quan hệ rỗng thấm cho mười một loại tướng đá khác nhau đại diện cho hai môi trường trầm tích đầm hồ (Lacustrine) và đồng bằng sông ngòi (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 (RT) tương ứng với năm dải của độ thấm tuyệt đối như hình 4-14. Hình 4.14 Độ thấm tương đối của đối tượng nghiên cứu 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 2625 1927 2556 1566 2091 AV AV RT1 K>1000mD 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 155 104 94.57 148.55 146.87 228 292 285.01 242 205 AV AV RT3 100<K<500mD 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 628 635 596 507 507 AV AV RT2 500<K<1000mD 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 K<20 18.8 11 11 AV AV K<20 K<20 RT5 K<20mD 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 65.9 61 73 104 94.57 AV AV RT4 20<K<100mD Đ ộ th ấm tư ơ n g đ ố i- K r (p đ v) Độ bão hòa nước- Sw (pđv) Đ ộ th ấm tư ơ n g đ ố i- K r (p đ v) Độ bão hòa nước- Sw (pđv) Đ ộ th ấm tư ơ n g đ ố i- K r (p đ v) Độ bão hòa nước- Sw (pđv) Đ ộ th ấm tư ơ n g đ ố i- K r (p đ v) Độ bão hòa nước- Sw (pđv) Đ ộ th ấm tư ơ n g đ ố i- K r (p đ v) Độ bão hòa nước- Sw (pđv) 105 4.2.3 Dự đoán hàm lượng nước khi mở vỉa Tỷ phần dòng chảy được dự đoán từ độ bão hòa nước và độ thấm tương đối. Hàm lượng nước trong quá trình mở vỉa được tính như sau: 𝐻à𝑚 𝑙ượ𝑛𝑔 𝑛ướ𝑐 (𝑊𝐶)% = 𝐿ượ𝑛𝑔 𝑛ướ𝑐 𝑘ℎ𝑎𝑖 𝑡ℎá𝑐 𝑇ổ𝑛𝑔 𝑙ư𝑢 𝑙ượ𝑛𝑔 ∗ 100% (4.4) Và 𝐻à𝑚 𝑙ượ𝑛𝑔 𝑑ầ𝑢 (𝑂𝐶)% = 𝐿ượ𝑛𝑔 𝑑ầ𝑢 𝑘ℎ𝑎𝑖 𝑡ℎá𝑐 𝑇ổ𝑛𝑔 𝑙ư𝑢 𝑙ượ𝑛𝑔 ∗ 100% (4.5) Sử dụng phương trình dòng chảy ổn định - radial flow. 𝑄𝑜 = 2𝜋𝐾𝑒𝑜𝐻𝑡𝑃𝑑 𝜇𝑜ln ( 𝑅𝑒 𝑅𝑤 ) (4.6) Và 𝑄𝑤 = 2𝜋𝐾𝑒𝑤𝐻𝑡𝑃𝑑 𝜇𝑤ln ( 𝑅𝑒 𝑅𝑤 ) (4.7) Trong đó Ht là chiều dày của đới khai thác Pd là độ chênh áp Re bán kính ảnh hưởng tính từ tâm giếng khoan Rw là bán kính giếng khai thác Keo = Kro*K Kew = Krw *K Hàm lượng nước khai thác khi mở vỉa sẽ là: 𝑓𝑤 = 𝑄𝑤 𝑄𝑜+𝑄𝑤 (4.8) Hay 𝑓𝑤 = 1 1+ 𝜇𝑤∗𝐾𝑟𝑜 𝜇𝑜𝐾𝑟𝑤 (4.9) 106 CHƯƠNG 5 ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG THẤM CHỨA TRẦM TÍCH ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP MỎ TGT LÔ 16-1 5.1. Xác định độ bão hòa nước 5.1.1. Xác định độ bão hòa nước theo ĐVLGK Mô 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 mô hình cát sét xen kẹp phân lớp 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 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 toán và mô phỏng độ bão hòa 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, 100-500mD, 500- Bỏ 107 1000, >=1000mD, mối quan hệ giữa độ bão với chiều cao cột dầu, độ bão hòa được xây dựng cho đới chuyển tiếp với ưu tiên là có hệ số hồi quy cao tại vùng chuyển tiếp. Các hệ số thực nghiệm a, b, c được tính toán với phương pháp bình phương cực tiểu và sai số nhỏ nhất. Tính toán độ bão hòa nước dựa trên chiều cao cột dầu là phương pháp đơn giản nó phản ánh được tính chất vật lý thạch học của đá chứa và có độ chính xác tương đối trong vùng đới chuyển tiếp và dễ dàng mô hình hóa độ bão hòa nước trong mô hình địa chất ba chiều. Tuy nhiên cách tính toán độ bão hòa 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. 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. Mối quan hệ giữa độ bão hòa nước và chiều cao cột dầu được thể hiên như hình dưới. Hình 5.3 là kết quả nghiên cứu mối quan hệ chiều cao cột dầu và Sw của đối tượng chứa dầu điện trở suất thấp mỏ TGT. 108 Hình 5.3 Mối quan hệ độ bão hòa và chiều cao cột dầu theo nhóm 5.1.3. Xác định độ bão hòa nước theo hàm J Độ bão hòa nước của dối tượng nghiên cứu được tính toán theo hàm J với các phương pháp khác nhau được nêu trên, 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 5.4 là kết quả nghiên cứu mối quan hệ Sw (Swt) và J cho đối tượng chứa dầu điện trở suất thấp của mở TGT. 0 5 10 15 20 25 30 0 20 40 60 80 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 H ( m ) h ( ft ) Sw (fraction) Chiều cao cột dầu và độ bão hòa nước Sw-0.2 Sw-0.3 Sw-0.4 Sw-0.5 Sw-0.6 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 J ( S w ) Sw (%) HÀM J FUNCTION- k=1852 k=2623 J (Sw) fit k-3214 k-4376 y = 0.001x-7.395 R² = 0.9386 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 J ( S w ) Sw (%) HÀM J FUNCTION- K=652 k-1754 k-589 k-1330 k-1010 Sw, frac Power (Sw, frac) y = 4E-08x-20.33 R² = 0.8886 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 J ( S w ) Sw (%) HÀM J FUNCTION- K=126 K=94 k-109 k-387 k-92 k-229 k-55 k-213 y = 7E-05x-16.46 R² = 0.8973 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 J ( S w ) Sw (%) HÀM J FUNCTION- k-16 k=20 109 Hình 5.4 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 toán độ bão hòa 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 5.5-5.6 và Bảng 5.1. 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 hòa nước là tham số có độ rủi ro cao nhất trong công tác đánh giá tiềm năng chứa cũng như trữ lượng thu hồi. y = 5E-06x-28.74 R² = 0.8853 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 J ( S w ) Sw (%) HÀM J FUNCTION- K-18 J (Sw) 110 Hình 5.5 Minh giải ĐVLGK cho tầng chứa thuộc khu vực phía Bắc- mỏ TGT Tê n v ỉa c h ứ a GR Độ rỗng Điên trở suất Chiều cao cột dầu Bão hòa nước Các độ rỗng Độ rỗng Độ thấm Thạch học 111 Hình 5.6 Minh giải ĐVLGK cho tầng chứa thuộc khu vực trung tâm mỏ TGT Tê n v ỉa c h ứ a GR Độ rỗng Điên trở suất Chiều cao cột dầu Bão hòa nước Các độ rỗng Độ rỗng Độ thấm Thạch học 112 Bảng 5.1: Kết quả phân tích tham số vỉa chứa Thành Hệ Nóc vỉa m (độ sâu thân giếng khoan) Đáy vỉa m (độ sâu thân giếng khoan) Nóc vỉa m (độ sâu tuyệt đối) Đáy vỉa m (độ sâu tuyệt đối) Chiều dày vỉa chứa m Chiều dày hiệu dụng m Độ rỗng phần đơn vị Độ bão hòa nước theo log (SW_L) phần đơn vị Độ bão hòa nước theo áp suất mao dẫn (SWPC) phần đơn vị Độ bão hòa nước theo hàm J (SW_J) phần đơn vị Chiều cao cột dầu m Độ thấm tuyệt đối (K) mD Cho giếng 2E đại diện khu vực phía Bắc ILBH 5.2U 2649.7 2719.8 2614.4 2684.5 70.1 46.6 0.207 0.269 0.329 0.279 14.6 1133.9 ILBH 5.2L 2719.8 2933.0 2684.5 2897.7 213.2 39.0 0.198 0.332 0.364 0.377 8.5 704.4 C 2933.0 3152.0 2897.7 3116.7 219.0 19.1 0.173 0.422 0.372 0.386 16.2 214.7 Tổng cộng 502.3 104.6 0.197 0.320 0.350 0.335 12.6 806.4 Cho giếng 3E đại diện khu vực Trung Tâm 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 C 3133.9 3405.1 3096.5 3367.8 271.3 9.6 0.161 0.435 0.369 0.341 8.2 133.3 Tổng cộng 595.3 116.9 0.183 0.428 0.383 0.398 6.347 367.5 113 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 không có sự liên thông về mặt thủy lực theo chiều thẳng đứng và cũng không có sự liên thông thông 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 Oligoxen trên là 0.32 psi/ft. Một đặc tính khác của mỏ là các tầng chứa nước trong cùng một khối đứt gãy đều có chung gradient nước, nhưng chế độ áp suất giữa Mioxen và Oligoxen lại khác nhau, điều đó chứng tỏ rằng các tầng chứa trong từng đối tượng Mioxen và Oligoxen có thể liên thông với cùng một đới nước đáy (hoặc đã từng liên thông ở những giai đoạn đầu trong quá trình cân bằng thủy lực). * 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), có duy nhất một đường nước cho toàn bộ tầng chứa này, chiều cao cột dầu trung bình là 21m. Có thể gộp các vỉa U20-30-35, U40-50, U50- 52, U60-70, U75-80 vì do chúng cùng nằm trên trend dầu và có cùng ranh giới nước tự do. Dựa trên minh giải áp suất dư thì thân dầu 5.2U20/30/35 có chiều cao lớn nhất là 33-36m tại vị trí giếng khoan trong khi đó thân dầu 5.2U 55 có chiều cao là thấp nhất khoảng 5.6m tại vị trí giếng khoan. Điều này chứng tỏ là mặc dù các vỉa sét giữa các tầng chứa rất mỏng (1.2-2m) nhưng chúng có khả năng chắn khá tốt và giữ được dầu trong các bẫy chứa. 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. Các vỉa chứa có thể gộp với nhau 5.2L10-20-30, 5.2L40-50, 5.2L70-80-90, 5.2L135-5.2L 137 có cùng ranh giới dầu nước và nằm trên cùng đường xu thế dầu. 114 Hai tập vỉa dầu có chiều cao lớn nhất là 5.2L10-20-30 có chiều cao 22m, 5.2L70- 80-90 có chiều cao là 21m còn các vỉa còn lại có chiều cao cột dầu từ 2m-12m, điều này chứng tỏ rằng các thân dầu nằm trong đối tượng này là rất nhỏ và nằm rất gần với vùng nước đáy / nước tự do do đó sẽ có dộ bão hòa nước cao và khả năng nước ngập rất nhanh trong quá trình khai thác. Ba đường nước được phát hiện cho toàn bộ tầng 5.2L dựa trên sự thay đổi đột ngột về áp suất dư của vỉa nước và rất nhiều các vỉa nước nằm xen kẹp với các vỉa dầu và được phân cách bởi một lớp sét rất mỏng. Các vỉa chứa của tầng 5.2L có hàm lượng sét cao hơn so với tầng 5.2U do GR là khá lớn và các vỉa cát của tầng 5.2L là mỏng hơn so với tầng 5.2U điều này là một trong những nguyên nhân dẫn đến điện trở đo được là thấp hơn so với tầng 5.2U nếu có cùng về chiều cao cột dầu. 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 còn lại có chiều cao12-24m. Duy nhất một đường nước được phát hiện tại khu vực này nằm giữa hai vỉa dầu, ranh giới nước tự do không phát hiện ngay tại đáy của các cột dầu, giữa vỉa dầu và vỉa nước chúng được ngăn cách bởi một tập sét mỏng hơn 1m. Như vậy thì toàn bộ vỉa chứa của khối bắc từ tầng 5.2U đến Oligoxen, 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 5.7). Đây là một trong những tham số rất quan trọng để dự đoán, mô 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. 115 Hình 5.7 Biểu đồ ranh giới nước tự xác định dựa trên áp suất dư của đối tượng nghiên cứu- khu vực phía Bắc 2703.0 2747.6 2799.3 2833.3 2839.0 2854.7 2712.8 2727.0 2766.9 2771.1 2774.6 2786.9 2815.9 2680 2690 2700 2710 2720 2730 2740 2750 2760 2770 2780 2790 2800 2810 2820 2830 2840 2850 2860 2870 2880 2890 2900 4060 4065 4070 4075 D ep th ( m t vd ss ) Excess Pressure (psia) & Scaled GR TGT-2X - Miocene 5.2L Excess Pressure TGT-2X 5.2L_010 (Top 5.2 Lower Reservoir) 5.2L_015 5.2L_020 5.2L_030 5.2L_040 5.2L_050 5.2L_060 5.2L_070 5.2L_080 5.2L_090 5.2L_095 5.2L_100 5.2L_110 5.2L_115 5.2L_120 5.2L_125 5.2L_130 5.2L_135 5.2L_137 5.2L_140 5.2L_142 5.2L_145 5.2L_150 5.2L_155 5.2L_160 5.2L_170 5.2L_180 5.2L_190 5.2L_200 GR_5.2L_mod 2933.5 2956.1 3026.8 3014.0 2900 2910 2920 2930 2940 2950 2960 2970 2980 2990 3000 3010 3020 3030 3040 4435 4440 4445 4450 4455 D e p th ( m t v d ss ) Excess Pressure (psia) & Scaled GR TGT-H1.1 - Oligocene C Excess Pressure TGT-2X C_010 (Top C Reservoir) C_020 C_030 C_040 C_045 C_050 C_060 C_070 C_080 GR_mod_C 2653.5 2659.5 2665.0 2679.0 2671.3 2688.8 2699.8 2620 2630 2640 2650 2660 2670 2680 2690 2700 3935 3940 3945 3950 3955 3960 D e p th ( m t v d ss ) Excess Pressure (psia) & Scaled GR TGT-2P - Miocene 5.2U Excess Pressure TGT-2P 5.2U_010 (Top 5.2 Upper Reservoir) 5.2U_020 5.2U_030 5.2U_035 5.2U_040 5.2U_050 5.2U_052 5.2U_055 5.2U_060 5.2U_070 5.2U_075 5.2U_080 5.2U_085 GR_5.2U_mod Biểu đồ áp suất dư tầng 5.2U Biểu đồ áp suất dư tầng 5.2L Biểu đồ áp suất dư tầng Oligoxen C Đ ộ s âu t u yệ t đ ố i ( m ) Đ ộ s âu t u yệ t đ ố i ( m ) Đ ộ s âu t u yệ t đ ố i ( m ) 116 * Chiều cao cột dầu khu vực Trung tâm Tại khu vực trung tâm thì toàn bộ các tầng sản phẩm đều có áp suất thành hệ và chất lượng tài liệu được đánh giá là rất tốt và được đo trước khi có hoạt động khai thác tại mỏ và khu vực này. Nhìn vào số liệu áp suất dư khu vực trung tâm thì có thể cho thấy rằng 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 có sự liên thông gián tiếp thông qua hệ thống nước đáy. Áp suất dư của tầng chứa Mioxen dưới và tầng chứa Oligoxen trên không có liên thông theo chiều thẳng đứng, tuy nhiên thì áp suất dư của tầng 5.2U và 5.2L nằm trong tầng Mioxen dưới thì gần như không có sự khác biệt rõ rệt do đó ranh giới áp suất là không rõ ràng. Gradient áp suất của dầu cho toàn bộ tầng Mioxen dưới là 0.29 psi/ft trong khi đó tầng Oligoxen trên là 0.33 psi/ft và gradient của nước là 0.43 psi/ft cho cả hai tầng chứa. 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. Phụ tầng 5.2U có 10 (mười) ranh giới dầu nước, các chiều cao cột dầu (h) là có sự khác biệt rất nhiều dựa trên ranh giới nước tự do thực tế, phụ tầng này phát hiện có hai đường nước cho toàn bộ tầng chứa, trong khí đó chỉ có hai vỉa có thể gộp chung với nhau là 5.2U35-40 vì do chúng có cùng ranh giới nước tự do và chiều cao cột dầu của vỉa này tại giếng này cũng lên đến 14m. Chiều cao cột dầu dao động trong phụ tầng này là 3.5m đến 12.5m, trung binh chiều cao cột dầu 9m, các vỉa sét ở đây có xu thế dày hơn so với khu vực phía Bắc. Các vỉa dầu U10-U55 có chung đường nước và U60-U85 có chung đường nước do đó các vỉa này có khả năng liên thông với nhau thông qua hệ thống nước đáy. 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 117 và có hàm lượng sét cao. Và nhiều vỉa dầu có cùng đường nước với nhau đều này có thể khẳng định chúng có liên thông với nhau thông qua hệ thống nước chung. Tầng Oligoxen 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. Kết quả tính toán áp suất dư thì gradient của dầu là 0.33 spi/ft và độ linh động là khá thấp điều đó cho thấy là các cột dầu ở đây có độ thấm thấp. Các vỉa sét xen kẹp giữa các vỉa dầu ở đây là tương đối dày khoảng 1.5-3m và có khả năng ngăn cách các vỉa dầu với các vỉa nước theo chiều thẳng đứng như hình 5.8. Với mô hình phân tích áp suất dư như trên ngoài việc tính toán được chiều cao cột dầu, nhiệt độ áp suất vỉa còn cung cấp thêm thông tin về mô hình nước vỉa và nó là cơ sở để thiết kế bơm ép duy trì áp suất vỉa trong giai đoạn phát triển mỏ. Các vỉa dầu khu vực phía Bắc và khu vực phía Nam không liên thông 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. 118 Hình 5.8 Biểu đồ ranh giới nước tự xác định dựa trên áp suất dư của đối tượng nghiên cứu- khu vực Trung Tâm 2921.0 2988.7 3012.9 3021.6 3066.4 3100.6 3038.4 2916.9 2907.3 2899.3 2930.7 2935.3 2945.4 2979.2 2885.7 3005.3 3048.3 2876.0 2878.8 3068.1 2860 2870 2880 2890 2900 2910 2920 2930 2940 2950 2960 2970 2980 2990 3000 3010 3020 3030 3040 3050 3060 3070 3080 3090 3100 3110 4055 4060 4065 4070 4075 D ep th (m t vd ss ) Excess Pressure (psia) & Scaled GR TGT-3X - Miocene 5.2L Excess Pressure TGT-3X 5.2L_010 (Top 5.2 Lower Reservoir) 5.2L_015 5.2L_020 5.2L_030 5.2L_040 5.2L_050 5.2L_060 5.2L_070 5.2L_080 5.2L_090 5.2L_095 5.2L_100 5.2L_110 5.2L_115 5.2L_120 5.2L_125 5.2L_130 5.2L_135 5.2L_137 5.2L_140 5.2L_142 5.2L_145 5.2L_150 5.2L_155 5.2L_160 5.2L_170 5.2L_180 5.2L_190 5.2L_200 GR_5.2L_mod 3142.2 3150.7 3174.0 3125.0 3137.4 3100 3110 3120 3130 3140 3150 3160 3170 3180 3190 3200 3210 3220 3230 4435 4440 4445 4450 4455 D e p th ( m t vd ss ) Excess Pressure (psia) & Scaled GR TGT-14P - Oligocene C Excess Pressure C_010_(Top_C_ Reservoir) C_020 C_030 C_040 C_045 C_050 C_055 C_060 C_070 C_075 GR_mod_C 2806.6 2820.2 2824.5 2827.7 2832.9 2845.3 2850.7 2857.5 2863.7 2872.0 2837.3 2775 2785 2795 2805 2815 2825 2835 2845 2855 2865 2875 3935 3937 3939 3941 3943 3945 3947 3949 D e p th ( m t v d ss ) Excess Pressure (psia) & scaled GR TGT-6X - Miocene 5.2U Excess Pressure TGT-6X 5.2U_010 (Top 5.2 Upper Reservoir) 5.2U_020 5.2U_030 5.2U_035 5.2U_040 5.2U_050 5.2U_052 5.2U_055 5.2U_060 5.2U_070 5.2U_075 5.2U_080 5.2U_085 GR_5.2U_mod DST#2 (2796-2806) 5630 bopd & 0 bwpd DST#2a (2796-2806 & 2840-2857) 5263 bopd & 6 bwpd Biểu đồ áp suất dư tầng 5.2U Biểu đồ áp suất dư tầng 5.2U Biểu đồ áp suất dư tầng 5.2U Đ ộ s âu t u yệ t đ ố i ( m ) Đ ộ s âu t u yệ t đ ố i ( m ) Đ ộ s âu t u yệ t đ ố i ( m ) 119 5.3. Thể hiện ranh giới nước tự do trên bản đồ cấu tạo Ranh giới nước tự do (FWL) sẽ được tính là giao điểm của đường xu thế dầu và đường xu thế nước. Chiều cao cột dầu (h) sẽ được tính là chiều cao từ ranh giới nước tự do đến nóc vỉa. Với ranh giới nước tự do (FWL) được xác định dựa trên minh giải áp suất dư với sai số không cao nên đã được sử dụng để phục vụ công tác đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ, xây dựng mô hình phát triển mỏ với ranh giới dưới thân dầu lấy trùng với độ sâu nước tự do (FWL). Kết quả xác định ranh giới nước tự do đã giảm thiểu được sai số tính toán trữ lượng dầu tại chỗ, phục vụ thiết kế mạng lưới giếng khai thác và dùng để dự báo sản lượng dòng khai thác. Thông thường ở những nơi có chiều cao cột dầu lớn thì có độ thấm và độ rỗng tốt. Chiều cao cột dầu tại đối tượng nghiên cứu được kiểm chứng bằng kết quả thử vỉa trong giai đoạn thăm dò và kiểm chứng bằng kết quả khai thác trong giai đoạn phát triển mỏ. Chiều cao cột dầu có ảnh hưởng rất lớn đến tính toán độ bão hòa nước tổng như mô tả phần phía trên, ranh giới nước tự do được xác định bằng áp suất dư là cơ sở xác định chiều cao cột dầu, khoanh vùng diện tích phân bố vỉa dầu và là phần không thể thiếu phục vụ cho công tác mô hình hóa thủy động lực học, như hình dưới 5-9 và 5-10 thể hiện ranh giới nước tự do trên bản đồ cấu trúc vỉa sản phẩm. Hình 5.9 Thể hiện ranh giới nước tự trên bản đồ cấu tạo tầng 5.2U - khu vực trung tâm mỏ TGT T G T - Mioc ene 5.2U E xc es s P res s ure 2806.6 2824.5 2845.3 2850.7 2857.5 2863.7 2872.0 2837.3 2775 2785 2795 2805 2815 2825 2835 2845 2855 2865 2875 3937 3942 3947 3952 E xc es s P res s ure (ps ia) & s c aled G R D e p th ( m t v d s s ) D S T#2a (2796-2806 & 2840-2857) 5263 bopd & 6 bwpd Chiều cao chứa dầu không lẫn nước Chiều cao đới chứa dầu và nước Ranh giới nước tự do TGT-3X Dầu xuống tới xác định bởi DST TGT-6X Chiều cao cột dầu/nước ? TGT-7X Ranh giới nước lên tới -2760.6 mTGT-7X -2824.5 m-2818.5 mTGT-6X / TGT-3X Ranh giới nước lên tới Ranh giới dầu nước tự do Ranh giới thân dầu và đới chuyển tiếp Chú thích 5.2U_040 C hi ều sâ u tu yệ tđ ối (m T V D ss ) Áp suất dư (psi) C hi ều ca o cộ td ầu (m ) 120 Hình 5.10 Thể hiện ranh giới nước tự do trên bản đồ cấu tạo tầng 5.2L- khu vực trung tâm Các ranh giới nước tự do được xác định cho toàn bộ các vỉa chứa thông qua tính toán áp suất dư và được dùng cho việc tính toán và dự đoán kết quả dòng của từng khoảng mở vỉa trong giai đoạn phát triển mỏ. Việc dự đoán chiều cao cột dầu, độ bão hòa nước sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến kết quả dự đoán hàm lượng nước của từng khoảng mở vỉa. 5.4. 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 dòng thực tế. Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm dựa trên mẫu lõi theo tướng địa chất cho môi trường đồng bằng sông ngòi như hình 5.11 và 5.12. -2969.5 m-2965.4 mTGT-7X -3037.3 mTGT-6X / TGT-3X Nước lên tới Chú thích T G T - Mioc ene 5.2L E xc es s P res s ure 2969.5 2800 2810 2820 2830 2840 2850 2860 2870 2880 2890 2900 2910 2920 2930 2940 2950 2960 2970 2980 2990 3000 3010 3020 3030 4062 4064 4066 4068 4070 4072 4074 4076 4078 E xc es s P res s ure (ps ia), S wE (0-1) & S c aled G R D e p th ( m t v d s s ) D S T #1 (2885-2963) 5655 bopd & 0 bwpd Pump out at 2856 is FWL xác định bằng áp suất dư TGT-7X Dầu xuống tới xác định bởi DST 5.2L_160 T G T - Mioc ene 5.2L E xc es s P res s ure 3037.3 2860 2870 2880 2890 2900 2910 2920 2930 2940 2950 2960 2970 980 2990 3000 3010 020 3030 3040 3050 3060 3070 3080 3090 3100 3110 4060 4065 4070 4075 4080 E xc es s P res s ure (ps ia) & S c aled G R D e p th ( m t v d s s ) FWL xác định bằng áp suất dư TGT-3XTGT-6X Ranh giới thân dầu và đới chuyển tiếp Ranh giới dầu nước tự do Giếng khoan Chiều cao cột dầu (m) C h iề u s â u tu y ệ t đ ố i (m T V D s s ) Áp suất dư (psi) Chiều cao cột dầu (m) Áp suất dư (psi) C h iề u s â u tu y ệ t đ ố i (m T V D s s ) 121 Hình 5.11 Mối quan hệ độ rỗng và độ thấm dựa trên mẫu lõi của môi trường sông ngòi Hình 5.12 Mối quan hệ rỗng thấm dựa trên mẫu lõi theo tướng trầm tích đầm hồ Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng lòng sông K (m D) PHIE Lòng sông Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng tràn bờ K (m D) Tràn bờ PHIE Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng bãi tràn K (m D) PHIE Bãi Tràn Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng ngập lụt K (m D) PHIE Ngập lụt Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng bùn K (m D) PHIE Bùn Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng trọng lực K ( m D ) PHIE Trọng lực Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng chảy chìm K ( m D ) PHIE Chảy chìm Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng ven hồ K ( m D ) PHIE Ven hồ Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng cửa sông MB K ( m D ) PHIE Cửa sông Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng của sông SF K ( m D ) PHIE Cửa sông SF Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng bùn đầm hồ K ( m D ) PHIE Bùn đầm hồ 122 Như vậy tướng trầm tích phải được dự báo trước khi dự báo độ thấm, tướng trầm tích được dự báo dọc theo giếng khoan theo phương pháp ANN với các khoảng có mẫu lõi được lựa chọn là các khoảng training, tướng địa chất - độ rỗng hiệu dụng (PHIE) - hàm lượng sét (Vcl) tại khoảng mẫu lõi là giá trị đầu vào để xây dựng mô hình dự báo tướng địa chất và sau đó dùng mô hình này để dự báo cho toàn bộ giếng khoan. Tướng trầm tích được dự báo so sánh với tướng trầm tích của mẫu lõi với độ sai biệt là nhỏ nhất. Để nâng cao mức độ tin tưởng của mô hình dự báo tướng trầm tích, cách để ẩn các giá trị tướng tại khoảng có mẫu lõi và sau đó dùng giá trị tướng nội suy để so sánh với giá trị ẩn. Nếu độ sai biệt này nhỏ hơn 3% thì coi như chấp nhận được. Tại đối tượng nghiên cứu thì tướng trầm tích được dự đoán cho toàn 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 5.13 và 5.14. Hình 5.13 Mối quan hệ độ rỗng và độ thấm cho môi trường sông ngòi kiểm chứng với kết quả đo dòng Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng lòng sông K ( m D ) PHIE Lòng sông Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng tràn bờ K ( m D ) Ngập nước PHIE Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng tràn bờ/bãi tràn K ( m D ) Tràn bờ Bãi Tràn Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng bùn K ( m D ) PHIE Bùn 123 Hình 5.14 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 môi trường sông ngòi thì các trầm tích lòng sông có tích chất thấm chứa tốt nhất sau đó đến cá trầm tích tràn bờ và trầm tích chảy tràn. Trong môi trường đầm hồ thì các trầm tích trọng lực và cát kết cửa sông có tính chất thấm tốt nhất và tiếp theo đó là các trầm tích ven hồ (lake shoreface) và các trầm tích chảy rối 5.5. Dự báo hàm lượng nước khi mở vỉa Dựa trên độ thấm tuyệt đối sẽ phân ra năm loại đá chứa tương ứng với năm bảng độ thấm tương đối và được chuẩn hóa (Normalize) dựa trên các điểm nút (end- points) bao gồm: Swi, kro, Sor, krw. 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. Hàm lượng nước dự báo chính xác sẽ đóng góp vào chiến lược mở vỉa. Các vỉa có hàm lượng nước thấp sẽ được ưu tiên khai thác trước. Các vỉa có hàm lượng nước tương tự nhau sẽ được mở vỉa cùng nhau, các vỉa dự báo có hàm lượng nước vỉa y = 0.0008e43.877x R² = 0.8508 0.00 0.01 0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00 10000.00 0.000 0.050 0.100 0.150 0.200 0.250 0.300 K c r , m D Porocr, v/v All RCA plugs K and Poro SandFlat PLT MDT/RCI Expon. (SandFlat) Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng ven hồ K ( m D ) PHIE Ven hồ Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng chảy chìm K ( m D ) PHIE Chảy chìm Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng trọng lực/của sông Trọng lực Cửa sông MB K ( m D ) HIE Cửa sông SF Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng cửa sông SF K ( m D ) Bùn đầm hồ Mối quan K và PHI mẫu lõi tướng bùn đầm hồ PHIE 124 (Water cut) cao sẽ được mở vỉa sau. Thời điểm để đưa các vỉa có hàm lượng nước cao vào khai thác khi hàm lượng nước khai thác bằng với hàm lượng nước dự báo. Các vỉa có hàm lượng nước thấp và có độ thấm thấp sẽ được ưu tiên khai thác trước, các vỉa có độ thấm cao sẽ được mở vỉa bổ sung sau. Như vậy sẽ nâng cao được hệ số thu hồi tại giếng khoan. Nếu khai thác gộp vỉa có độ thấm thấp và vỉa có độ thấm cao thì các vỉa có độ thấm thấp sẽ không khai thác 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 5.2) . Bảng 5.2. Dự báo hàm lượng nước của giếng A khu vực phía bắc của mỏ Bảng 5.3. Dự báo hàm lượng nước của giếng B khu vực phía trung tâm của mỏ Bảng 5.4. Dự báo hàm lượng nước của giếng C khu vực phía nam của mỏ H1-5P (5.2U/L) Unit Top Perf (mMD-BRT) Btm Perf (mMD-BRT) Perf Length (m) Sw Sw (original) KFLOW (mD) Netpay (m) Kro Krw Ko (mD) Kw (mD) Ko*H (mD*ft) WCT Oil Water BSW 1 5.2U_080 3129.5 3134.0 4.5 0.243 0.243 2043 5.2 0.385 0.013 787 26.8 13382 8% 642 0 0% 2 5.2U_090/100 3137.0 3143.0 6 0.243 0.243 3019 1.7 0.385 0.013 1163 39.6 6489 8% 864 0 0% 3 5.2U_110/120 3146.5 3154.0 7.5 0.300 0.285 898 4.1 0.476 0.000 24 0.0 320 0% 683 0 0% 4 5.2U_130 3157.0 3160.5 3.5 0.300 0.199 392 1.5 0.476 0.000 187 0.0 906 0% 276 0 0% 5 5.2L_010 3163.5 3171.0 7.5 0.300 0.267 604 6.2 0.476 0.000 287 0.0 5852 0% 428 0 0% 6 5.2L_080 /090 3213.0 3219.0 6 0.304 0.304 1922 3.0 0.476 0.000 915 0.0 8882 0% 836 3 0% 35.0 8878 21.6 35,831 2% 3729 3 0% PLT H4-14P (5.2U) Unit Top Perf (mMD- BRT) Btm Perf (mMD- BRT) Perf Length (m) Sw Sw (original) KFLOW (mD) Netpay (m) Kro Krw Ko (mD) Kw (mD) Ko*H (mD*ft) WCT Oil Water BSW 1 5.2L_010 3789.5 3795.5 6.0 0.400 0.310 239.8 5.2 0.424 0.000 102 0.0 1729 0% 1239 0 0% 2 5.2L_020 3797.5 3802.0 4.5 0.363 0.363 795.2 1.7 0.246 0.015 196 11.9 1092 10% 468 0 0% 3 5.2L_030 3804.0 3808.5 4.5 0.301 0.301 1873.3 4.1 0.476 0.000 24 0.0 320 0% 299 180 38% 4 5.2L_040 3816.0 3822.0 6.0 0.359 0.359 4023.5 1.5 0.127 0.042 512 169.0 2484 30% 539 203 27% 5 5.2L_050 3826.5 3829.5 3.0 0.332 0.332 1786.1 1.5 0.343 0.008 613 14.7 2979 7% 612 69 10% 6 5.2L_060 3831.5 3837.0 5.5 0.303 0.303 1561.2 1.5 0.476 0.000 743 0.0 3608 0% 398 0 0% 7 5.2L_070 3839.0 3843.0 4.0 0.300 0.276 1253.1 1.5 0.476 0.000 596 0.0 2896 0% 518 0 0% 5 5.2L_080 3850.5 3853.0 2.5 0.310 0.310 861.1 6.2 0.426 0.003 367 2.5 7480 2% 560 0 0% 6 5.2L_090 3857.0 3861.0 4.0 0.391 0.391 3455.2 3.0 0.094 0.048 326 166.3 3163 8% 560 43 7% 40.0 15849 26.0 25,749 11% 5193 495 9% PLT H5-25P (OligC) Unit Top Perf (mMD- BRT) Btm Perf (mMD- BRT) Perf Length (m) Sw Sw (original) KFLOW (mD) Netpay (m) Kro Krw Ko (mD) Kw (mD) Ko*H (mD*ft) WCT Oil Water BSW 1 C_010 3271 3277 6.1 0.500 0.469 37.0 0.6 0.378 0.000 14 0.0 28 0% 0 0 0% 2 C_020 3281 3284 2.9 0.600 0.406 4.0 2.0 0.337 0.000 1 0.0 9 0% 17 0 0% 3 C_030 3286 3292 5.7 0.500 0.395 27.0 4.8 0.378 0.000 10 0.0 161 0% 111 0 0% 4 C_040 3297 3301 4.1 0.500 0.374 23.0 2.6 0.378 0.000 9 0.0 74 0% 41 0 0% 5 C_045 3305 3309 5.3 0.600 0.428 8.0 1.1 0.337 0.000 3 0.0 9 0% 3 0 0% 6 C_050 3320 3324 3.7 0.400 0.327 386.0 3.6 0.424 0.000 164 0.0 1944 0% 599 0 0% 7 C_060 3327 3331 1.8 0.500 0.281 28.0 1.7 0.378 0.000 11 0.0 59 0% 292 0 0% 8 C_070 3340 3343 7.1 0.418 0.418 61.0 1.8 0.341 0.005 21 0.3 125 4% 18 0 0% 9 C_080 3352 3363 3.3 0.400 0.397 140.5 1.8 0.424 0.000 60 0.0 358 0% 35 0 0% 10 C_090 3368 3370 3.2 0.400 0.295 69.5 2.1 0.424 0.000 29 0.0 206 0% 55 0 0% 11 C_090 3374 3377 2.4 0.364 0.364 --- 1.1 0.127 0.042 0 50% 31 0 0% 12 C_100_1 3391 3394 5.4 0.400 0.317 151.7 5.0 0.424 0.000 64 0.0 1047 0% 368 0 0% 13 C_100_2 3396 3401 4.9 0.600 0.303 0.0 2.7 0.337 0.000 0 0.0 0 0% 181 0 0% 14 C_110 3406 3411 7.7 0.500 0.288 31.0 2.4 0.378 0.000 12 0.0 94 0% 75 0 0% 15 C_115 3420 3428 3.2 0.600 0.352 9.5 1.6 0.337 0.000 3 0.0 17 0% 102 0 0% 16 C_115 3433 3436 4 0.308 0.308 --- 1.1 0.197 0.033 0 33% 43 0 0% 17 C_125 3452 3456 5.5 0.283 0.283 --- 2.7 0.247 0.027 0 25% 155 0 0% 18 C_130 3458 3463 6.4 0.300 0.280 379.5 6.2 0.476 0.000 181 0.0 3674 0% 820 27 3% 19 C_140 3471 3477 3.6 0.600 0.286 1.5 2.4 0.337 0.000 1 0.0 4 0% 88 17 17% 109.5 1374 54.4 7,889.4 0% 3082 69 2% PLT 125 5.6. Đánh giá tiềm năng thấm chứa của đối tượng nghiên cứu Tiềm năng thấm chứa trong luận án này được đánh giá dựa trên K*h*So dựa trên số liệu phân tích Địa Vật Lý giếng khoan và có kiểm chứng bằng kết quả đo mặt cắt dòng. Mỗi khu vực nghiên cứu có một giếng khoan đại diện dùng để đánh giá tiềm năng thấm chứa và dự báo xu thế trong đối tượng nghiên cứu. Các giếng khoan khu vực phía Nam khoan sau khi khu vực phía Bắc và khu vực Trung Tâm đã đi vào khai thác nên áp suất vỉa đo bị suy giảm và do đó không được sử đụng để đánh giá chiều cao cột dầu. Bảng 5.5. Dự báo hàm lượng nước của giếng A,B khu vực phía bắc và trung tâm của mỏ Tầng GK phía Bắc GK phía Trung Tâm So Chiều cao cột dầu Độ thấm tuyệt đối (K) So*h*K So Chiều cao cột dầu Độ thấm tuyệt đối (K) So*h*K pđv m mD m.mD pđv m mD m.mD ILBH 5.2U 0.708 14.6 1133.9 11715.4 0.629 8.0 491.6 2472.4 ILBH 5.2L 0.642 8.5 704.4 3845.9 0.574 5.0 321.2 921.3 C 0.607 16.2 214.7 2110.1 0.618 8.2 133.3 675.9 Tầng ILBH5.2U của giếng khoan đại diện khu vực phía Bắc có chỉ số K*h*So là 12715m.mD cao hơn so với giếng khu vực phía Trung Tâm là 4.7 lần. Tầng ILBH5.2L của giếng khoan đại diện khu vực phía Bắc có chỉ số K*h*So là 3846m.mD cao hơn so với giếng khu vực phía Trung Tâm là 4.2 lần. Tầng Oligoxen C của giếng khoan đại diện khu vực phía Bắc có chỉ số K*h*So là 2110m.mD cao hơn so với giếng khu vực phía Trung Tâm là 3.1 lần. Ngoài ra hệ số dẫn thủy của dầu Ko*H cũng là chỉ số để so sánh tiềm năng thấm cho đối tượng vỉa chứa sản phẩm chính, hệ số dẫn thủy của các giếng khoan đặc trưng cho từng khu vực được so sánh và kiểm chứng bởi khả năng đóng góp dòng của các khoảng mở vỉa. Kết quả cũng chỉ ra rằng các giếng đại diện khu vực phía Bắc có Ko*H là 35831mD*ft, trong khi đó giếng đại diện cho khu vực phía Nam là 25749mD*ft và giếng đại diện cho khu vực phía Nam là 7899 mD*ft. 126 KẾT LUẬN Dựa trên kết quả nghiên cứu, một số kết luận chính được rút ra như sau: - Mô hình đá chứa dầu điện trở suất thấp khu vực nghiên cứu là mô hình cát sét phân tán và sét phân lớp, chính nguyên nhân sét phân lớp và phân tán là nguyên nhân gây ra điện trở suất thấp trong đới chứa dầu. - Đối tượng nghiên cứu có chiều sâu đới ngấm khá lớn và điện trở suất của đối tượng nghiên cứu cần được đo nhanh nhất có thể để giảm thiểu ảnh hưởng của đới ngấm. Đối với trầm tích lát cắt điện trở suất thấp thì các bước hiệu chỉnh số liệu trước khi minh giải là rất cần thiết. Phương pháp đo điện trở bất đẳng hướng cần tiến hành đo đạc để nâng cao mức độ chính xác phục vụ các nghiên cứu đánh giá thành hệ. - Mô hình dự báo độ bão hòa nước cho đối tượng nghiên cứu: Áp dụng mô hình sét phân tán và hiệu chỉnh điện trở suất về giá trị Rs trước khi tính toán độ bão hòa nước. Độ bão hòa nước phân tích phải được kiểm chứng và phù hợp với kết quả mở vỉa thực tế. Độ thấm của vỉa chứa là khá cao và dao động chủ yếu trong khoảng 100-1500mD. Môi trường trầm tích sông ngòi thì trầm tích lòng sông cổ có độ thấm tốt nhất, môi trường trầm tích đầm hồ thì trầm tích dòng chảy trọng lực chiếm ưu thế. - Phân chia mối quan hệ tính chất rỗng thấm theo môi trường trầm tích là phương pháp phù hợp với đối tượng nghiên cứu và với các đối tượng có điều kiện địa chất phức tạp. Việc phân chia này sẽ làm giảm thiểu sai số cho công tác dự báo độ thấm của vỉa chứa phân lớp mỏng. - Xác định ranh giới dầu nước và chiều cao cột dầu bằng phương pháp áp suất dư có độ tin tưởng khá cao, dựa trên chiều cao cột dầu thì độ bão hòa nước được dự báo một cách độc lập thông qua hàm J và Pc kết hợp với phân loại theo nhóm địa chất. Đây cũng là phương pháp cần được áp dụng cho lát cắt điện trở suất thấp và phân lớp mỏng. Mô hình dự báo độ bão hòa nước bằng hàm J và Pc cũng cho kết quả hợp lý tuy nhiên phải phân loại theo nhóm trước khi xây dựng hàm quan hệ. 127 - Đặc trưng thấm của khu vực phía bắc của mỏ tốt hơn nhiều so với khu vực trung tâm của mỏ và độ thấm có xu thế giảm dần theo chiều sâu theo hệ tầng ILBH 5.2U xuống tầng Oligoxen C. - Như vậy thì khả năng thấm chứa tại đối tượng nghiên cứu thì tốt ở khu vực phía Bắc và giảm dần về phía Nam. DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ 1. Ng Kwai Loong, Bui Huu Phuoc, Teng Yee Khaan, Nikhil Hardikar (2013), Formation Pressure While Drilling: Experiences In Laminated, Thin-Bedded Environments, Te Giac Trang Field, Cuu Long Basin, Vietnam, Technical Forum PVEP, 3-4 April 2013. 2. Cu Xuan Bao, Pham Thi Thuy, Bui Huu Phuoc, Nguyen Quan Phong (2014), Evaluation of water saturation in the low resistivity reservoir of te giac trang field, block 16-1, Cuu Long basin, offshore Vietnam. Petrotime V6 2014. 3. Bui Huu Phuoc, Hoang Long Joint Operating Company; Nikhil Hardikar, Jos PraTGT, Francisco Galvan-Sanchez, and Pei-Chea Tran, Baker Hughes (2016), Contribution of Sampling-While-Drilling Technology to Incremental Reserves, Adding Value to Field Knowledge, Avoiding Multiple Drill Stem Tests and Saving Rig Days - A Case Study From the TGT Field, Vietnam. This paper was prepared for presentation at the Offshore Technology Conference held in Houston, Texas, USA, 2-5 May 2016. OTC-27020-MS. 4. Nguyen Quan Phong, Pham Thi Thuy, Bui Huu Phuoc, Nguyen Viet Dung, Le Minh Hai, Le Cong Trung, Vu Anh Tuan, Kieu Nguyen Binh (2016), Velocity Effect On The Presence Of Geological Structures In Local Fault Block, Te Giac Trang Field -ESASGD 2016. 5. Cù Xuân Bảo, Phạm Thị Thủy, John Sutherland, Bùi Hữu Phước (2016), Combinable cased hole logging tools improve hydrocarbon saturation monitoring for Te Giac Trang (TGT) field in reservoirs management. International Conferences on the earth sciences and sustainable geo-resources development - ESASGD 2016. 6. Cù Xuân Bảo, Phạm Thị Thủy, John Sutherland, Bùi Hữu Phước, Bùi Thiệu Sơn, Nguyễn Anh Đức (2018), Tổ hợp các thiết bị địa vật lý giếng khoan trong ống chống theo dõi sự thay đổi độ bão hòa nước và quản lý mỏ Tê Giác Trắng- Tạp chí dầu khí 2-2018. TÀI LIỆU THAM KHẢO 1. Phan Từ Cơ (2007), Thủy động lực học- Lý thuyết và ứng dụng trong công nghệ khai thác dầu khí., Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật Hà Nội. 2. Nguyễn Văn Phơn, Nguyễn Phương Thủy (2006), Nghiên cứu đặc điểm địa chất và tính chất vật lý của tầng chứa điện trở suất thấp Mioxen hạ, lô 01-02 bể Cửu Long, Đề tài nghiên cứu khoa học. 3. PGS.TS Hoàng Văn Quý (2018),. Địa Vật Lý Giếng Khoan, Nhà Xuất Bản Đại Học Quốc Gia TPHCM. 4. Tổng công ty Dầu khí Việt Nam (2005), Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam. 5. A.D Hill, Assoc. Professor University of Texas. Production Logging - Theoretical and Interpretive., Monograph Volume 14, Society of Petroleum Engineers. 6. Abdallah B. Badr, SPE, I. Mahgoub, SPE, Agiba Pet. Company, D.j. Dutta, SPE, M. Van. Steen, SPE, Shl. (2010), Effective Use of Resistivity Behind Casing to Improve Oil Recovery From a Brown Oil Field: A Case Study from the Western Desert, Egypt. This paper was prepared for presentation at the SPE North Africa Technical Conference and Exhibition held in Cairo, Egypt, 14-17 February 2010. SPE127995. 7. Adil Al Busaidy, Zouhir Zaouali, Carlos Erik Baumann, SPE, Schlumberger; Enzo Vegliante, SPE, Eni Oil (2011), Controlled Wellbore Implosions Show that Not All Damage is Bad - A New Technique to Increase Production from Damaged Wells. This paper was prepared for presentation at the SPE European Formation Damage Conference held in Noordwijk, the Netherlands, 7-10 June 2011. SPE144080. 8. B. H. Herold SPE, D. Benimeli, C. Levesque, I. Dubourg, J. Cadenhead (2004), Schlumberger Riboud Product Centre, Clamart. Combinable Through-Tubing Cased Hole Formation Resistivity Tool. This paper was prepared for presentation at the SPE Annual Technical conference and Exhibition held in Houston, Texas, U.S.A., 26-29 September 2004. SPE90018. 9. B. Sh. Singer, O. Fanini1, K.-M. Strack1, L.A. Tabarovsky, and X. Zhang (1995), Western Atlas Logging Services, 10201 Westheimer, Houston, TX 77042, USA2 Electrical Engineering Dept., University of Houston, 4800 Calhoun Rd., Houston, TX 77024, USA., Measurement of Formation Resistivity Through Steel Casing. This paper was selected for presentation at the SPE Annual Technical Conference & Exhibition held in Dallas, U.S.A., 22-25 October, 1995. SPE30628. 10. ThS. Lê Trung Tâm, TS. Cù Minh Hoàng (2013), Nguyên nhân chính gây ra hiện tượng điện trở suất thấp và mô hình tính toán độ bão hòa Hydrocarbon ở các tầng sản phẩm Tubidite bể Sông Hồng, Petrotime V8 2013. 11. Cu Xuan Bao, Pham Thi Thuy, Bui Huu Phuoc, Nguyen Quan Phong (2014)., Evaluation of water saturation in the low resistivity reservoir of te giac trang field, block 16-1, Cuu Long basin, offshore Vietnam. Petrotime V6 2014. 12. Cù Xuân Bảo, Phạm Thị Thủy, John Sutherland, Bùi Hữu Phước (2016), Combinable cased hole logging tools improve hydrocarbon saturation monitoring for Te Giac Trang (TGT) field in reservoirs management. International Conferences on the earth sciences and sustainable geo-resources development - ESASGD 2016. 13. C. Morris, SPE, Schlumberger, T. Aswad, SPE, BP America Inc., and F. Morris and T. Quinlan (2005), SPE, Schlumberger-PTC. Reservoir Monitoring with Pulsed Neutron Capture Logs. This paper was prepared for presentation at the SPE Europes/EAGE Annual Conference held in Madrid, Spain, 13-16 June 2005. SPE94199. 14. Carolina Coll (Maraven) | Luis Rondon (Maraven) | Bice Cortiula (Maraven) (1996), Accurate Reservoir Evaluation from Borehole Imaging Techniques and Thin Bed analysis. Case Studies in Shaly Sands and Complex Lithologies in Lower Eocene Sands, Block III, Lake Maracaibo, Venezuela. SPE Latin America/Caribbean Petroleum Engineering Conference, 23-26 April, Port-of- Spain, Trinidad. SPE-36150-MS. 15. Chris Okuku, Schlumberger North Africa; Abdellatif Zanoun, Hamoudi Ali, and Kanit Noureddine, Sonatrach DP; and Nabil Mokrani, Schlumberger North Africa (2008)., Deriving Matrix Properties, Fluid Tupes and Saturation from RST-CHFR Combination in Siegenian Reservoir of Bir Berkine Field, Algeria,. This paper was prepared for presentation at the SPE Europes/EAGE Annual Conference held in Rome, Italy, 9-12 June 2008. SPE113489. 16. Claudine Durand (IFP) | Adrian Cerepi (EGID) | Etienne Brosse (IFP) 2000, Effect of Pore-Lining Chlorite on Petrophysical Properties of Low-Resistivity Sandstone Reservoir. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1-4 October, Dallas, Texas. SPE-63070-MS. 17. D. H. May, S. Jacobsen, J. Rushing, B. Reynolds, and L. Swager, Schlumberger (2006), . Identifying and Correcting for High-Resistivity Cement Effects for Cased- Hole Resistivity-Log Analysis. This paper was prepared for presentation at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, U.S.A., 24-27 September 2006. SPE 100340. 18. Dhruba J Dutta, SPE, Schlumberger and Abdallah B Badr, SPE, Agiba Petroleum Company (2008),. Resistivity Through Casing Measurement Successfully Applied To Improve Oil Recovery And Water Shut Off: A Case Study From Western Desert, Egypt. This paper was prepared for presentation at the 2008 SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition held in Perth, Australia, 20-22 October 2008. SPE114337. 19. E.M. El-M. Shokir (King Saud University) (2004), Prediction of the Hydrocarbon Saturation in Low Resistivity Formation via Artificial Neural Network, SPE Asia Pacific Conference on Integrated Modelling for Asset Management, 29-30 March, Kuala Lumpur, Malaysia, SPE 87001 20. G.M Hamada, KFUPM (2006), Cased-Hole Formation Resistivity (CHFR) Technique Improves Hydrocarbon Saturation Monitoring in Developed Reservoirs. This paper was prepared for presentation at the 2006 SPE Eastern Regional Meeting held in Canton, Ohio, U.S.A., 11-13 October 2006. SPE104472. 21. G.M. Hamada (King Saud University) | M.N.J. Al-Awad (King Saud University) | M.S. Almalik (King Saud University) (2001), Log Evaluation of Low - Resistivity Sandstone Reservoirs, SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, 15-17 May, Midland, Texas, SPE 70040. 22. G.M. Hamada (King Saud University) | M.S. Al-Blehed (King Saud University) | M.N.J. Al-Awad (King Saud University), 2000, Nuclear Magnetic Resonance Log Evaluation of Low- Resistivity Sandstone Reservoirs By-Passed by Conventional Logging Analysis. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 16-18 October, Brisbane, Australia, SPE 64406, 23. Keith J. Bartenhagen, SPE, Schlumberger Oilfield Services, Jon C. Bradford (2001), SPE, Schlumberger Oilfield Services, Dale Logan, SPE, Schlumberger Oilfield Services,. Cased Hole Formation Resistivity: Changing the Way We Find Oil and Gas. This paper was prepared for presentation at the SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference held in Midland, Texas, 15-16 May 2001. SPE70042. 24. Ng Kwai Loong, Bui Huu Phuoc, Teng Yee Khaan, Nikhil Hardikar (2013), Formation Pressure While Drilling: Experiences In Laminated, Thin-Bedded Environments, Te Giac Trang Field, Cuu Long Basin, Vietnam Technical Forum PVEP, 3-4 April 2013. 25. Nuclear Magnetic Resonance Log Evaluation of Low- Resistivity Sandstone Reservoirs By-Passed by Conventional Logging Analysis 26. Oliver Houzé - Didier Viturat - Ole S.Fjaere (1998 - 2011),. Dynamic Data Analysis,. KAPPA. 27. MS Bui Huu Phuoc, Hoang Long Joint Operating Company; Nikhil Hardikar, Jos PraTGT, Francisco Galvan-Sanchez, and Pei-Chea Tran, Baker Hughes (2016),. Contribution of Sampling-While-Drilling Technology to Incremental Reserves, Adding Value to Field Knowledge, Avoiding Multiple Drill Stem Tests and Saving Rig Days - A Case Study From the TGT Field, Vietnam. This paper was prepared for presentation at the Offshore Technology Conference held in Houston, Texas, USA, 2-5 May 2016. OTC-27020-MS. 28. Pierre Berger et al.Peter Goode (1992), Detecting Hydrocarbon in the low resistivity, low pay low contrast environmentWell testing., Schlumberger. 29. Roger R. Myers (BJ Services Co. USA) | Gary Wayne Batcheller (GWB Consultants) | Stephen Douglas Phipps (Allegheny Wireline Services) (2005), Strategies for Unraveling the Mystery of Low-Resistivity Pay Zones. SPE Eastern Regional Meeting, 14-16 September, Morgantown, West Virginia, SPE 98061. 30. S. M. Ma, F. A. Al-Ajmi, A. M. Al-Shahri, and A. M. Al-Behair, Saudi Aramco (2004),. Looking Behind Casing: Evaluation and Application of Cased-Hole Resistivity in Saudi Arabia. This paper was prepared for presentation at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Perth, Australia, 18-20 October 2004. SPE88467. 31. Saha Souvick (Schlumberger Nigeria) (2003), Low-Resistivity Pay (LRP): Ideas for Solution. Nigeria Annual International Conference and Exhibition, 4-6 August, Abuja, Nigeria. SPE 85675 32. Schlumberger (1998), Introduction to Well Testing,. Schlumberger Wireline and Testing. 33. Schlumberger (2002), Welltest InterpretationWell log interpretation priciple and application,. Schlumberger. 34. Sherif Ghadiry, Schlumberger, Abdallah Ismail, Eshpetco (2012)., Cased Hole Formation Resistivity Evaluation Results in Successful Identification and Isolation of Watered out Zones in Nubia Formation. This paper was prepared for presentation at the SPE North Africa Technical Conference and Exhibition held in Cairo, Egypt, 20-22 February 2012. SPE150858. 35. Tarek Ahmed & Paul D. McKinney (2005), Advanced Reservoir Engineering,. Gulf Professional Publishing, Houston, Texas. 36. Nguyễn Tiến Long (2004), “Địa Tầng Phân Tập Trầm Tích Kainozoi Phần Bắc Bể Cửu Long”, Luận Án Tiến sĩ, Đại Học Mỏ Địa Chất, Hà Nội. 37. Trịnh Xuân Cường (2007), “Nghiên Cứu Đặc Trưng Đá Chứa Móng Nứt Nẻ Mỏ Bạch Hổ”, Luận Án Tiến Sĩ, Đại Học Mỏ Địa Chất, Hà Nội. 38. Hoàng Ngọc Đông (2012), “Đặc Điểm Địa Chất- Kiến tạo Phần Đông Bắc Bồn Trũng Cửu Long Trong Thời kỳ Eoxen-Oligoxen”, Luận Án Tiến sĩ, Đại Học Mỏ Địa Chất, Hà Nội. 39. Trần Mạnh Cường (2012), “ Đặc Điểm Hình Thành Và Quy Luật Phân Bố Các Bẫy Phi Cấu Tạo Khu Vực Bắc Bể Cửu Long”, Luận Án Tiến sĩ, Đại Học Mỏ Địa Chất, Hà Nội. 40. Trần Như Huy (2016), “Tướng Trầm Tích Và Đặc Điểm Phân Bố Vỉa Chứa Dầu Khí Eocen - Oligocene Dưới Vùng Rìa Đông- Đông Nam Bể Cửu Long”, Luận Án Tiến Sĩ, Đại Học Bách Khoa- Đại Học Quốc Gia Hồ Chí Minh. 41. Hoàng Long JOC (2010), “Báo cáo kế hoạch phát triển Mỏ Tê Giác Trắng thuộc lô 16-1 ngoài khơi Việt Nam”, Bộ Công Thương Hà Nội.