Xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước và các thông số vật lý thạch học của tầng sản phẩm R7-Cấu tạo X lô 11.1 bồn trũng Nam Côn Sơn

ích cho phân tích PVT và các phân tích thí nghiệm khác. Tính toán độ mặn của nước vỉa trong phòng thí nghiệm qua phân tích mẫu MDT. Phương pháp đo MDT trong quá trình lấy mẫu được điều khiển chính xác nên giảm được những biến cố như tắc nghẽn dòng hay mất tầng chắn. Dụng cụ trong đo MDT có bộ phận OFA nhằm phân tích chất lưu, cung cấp cho ta thành phần chất lưu ngay cả khi dòng chảy phức tạp. Minh giải MDT xác định ranh giới chất lưu- Free Fluid Level. Minh giải tài liệu MDT thì rất thú vị. Để minh giải thì phải tạo một đồ thị biểu diễn quan hệ giữa áp suất và độ sâu của thành hệ. Khi đã chấm lên được các điểm áp suất và độ sâu tương ứng sẽ nhận được sự thay đổi mật độ, Gas = 0,55 g/cm3, oil = 0,88 g/cm3, water = 1,0 g/cm3. Do có sự thay đổi về mật độ của các chất lưu khác nhau dẫn đến sự thay đổi về gradient áp suất cụ thể gradient áp suất của khí trong khoảng 0,08-0,1 psi/ft, dầu 0,15-0,35 psi/ft, nước là 0,433psi/ft do đó có thể vạch được ranh giới dầu- khí, khí – nước, dầu – nước. Những điểm áp suất sâu hơn thì sẽ phải có giá trị áp suất cao hơn, do đó phép đo sai là trường hợp ngược lại. Trong quá trình chấm lên biểu đồ sẽ thấy những điểm dời xa hơn bình thường- điều này giải thích là các điểm đó có thể rơi vào thành hệ kém thấm như là sét. Minh họa biểu diễn ranh giới các tầng chất lưu thông qua biểu diễn gradient của từng chất lưu như hình vẽ 3.20, và minh họa bằng tính toán xác định ranh giới dầu nước qua tài liệu áp suất tại gk K-2 hình 3.21. Hình 3. 20: Ranh giới chất lưu thông qua biểu diễn gradient áp suất Hình 3. 21: Xác định ranh giới dầu nước dựa trên các đường áp suất vẽ trên biểu đồ 3.2.4 Phương pháp đo Carota khí – Mud Logs Là phương pháp được tiến hành đo ghi ngay trong quá trình khoan. Carota khí chủ yếu nghiên cứu thành phần, phần trăm của khí hydrocacbon trong mùn khoan và các thông số cơ bản đặc trưng cho trạng thái khoan. Trong quá trình khoan, khí từ các lỗ hổng của vỉa chứa hydrocacbon thoát ra và đi theo dòng tuần hoàn của mùn khoan (đất đá vụn và dung dịch khoan) lên bề mặt của giếng khoan. Ở đấy người ta đặt một thiết bị để ghi nhận và phân tích thành phần của khí hydrocacbon chứa trong hỗn hợp khí. Mục đích. Nghiên cứu những đặc điểm địa tầng của lát cắt giếng khoan. Phát hiện và xác định vị trí của vỉa chứa dầu khí. Dự đoán được đặc tính sản phẩm thông qua phát hiện sự có mặt của dầu, khí trong thành hệ. Cung cấp các thông tin về dung dịch, phân tích khí thành phần. Theo dõi và cung cấp thông tin về an toàn trong thi công khoan thông qua việc xác định áp suất vỉa, dự báo tầng áp suất cao do đó sẽ quyết định được chế độ khoan tối ưu. Thông số đặc trưng cho thành phần khí và dầu trong vỉa. Tách khí: Để xác định các thông số đặc trưng cho thành phần khí và dầu trong vỉa từ dung dịch khoan trào lên bề mặt người ta tiến hành tách khí từ dung dịch đó. Để tiến hành công việc trên người ta phải tiến hành tách liên tục bằng một dụng cụ tách khí. Các dụng cụ đó dựa trên một trong các phương pháp: hút chân không, khuấy, rung tạo sóng, đun nóng. Phân tích khí: Đo khí tổng: dụng cụ phát hiện khí gọi chung là detector khí. Các detector khí tùy từng loại có thể làm việc dựa trên một trong các nguyên tắc vật lý đó là độ dẫn nhiệt, đốt cháy xúc tác, ion hóa và hấp thụ hồng ngoại. Đo khí thành phần-sử dụng sắc ký khí: khi mẫu khí đi qua cột phân tích các cột phân tích này là các ống thủy tình có đựng các chất hoạt tính hấp phụ (bắt giữ khí). Các chất hoạt tính có thể là silicogen-tách H2, C1, squalane (rắn)-tách C2, C3, iC4, nC4, hoặc glycerol (lỏng). Thì các khí thành phần bị giữ lại trong một khoảng thời gian ti sau đó được đưa đến detector khí để xác định hàm lượng của chúng. Sử dụng sắc khí ký chromatograph cho phép: Xác định chính xác vỉa sản phẩm. Xác định các ranh giới dầu, khí, nước. Định hướng trong các giếng khoan ngang. Dự báo cách tiếp cận vỉa sản phẩm. Tài liệu Carota khí thường được ghi trên tỉ lệ 1:500 hoặc 1:1000 gồm có các cột chính sau (hình 3.22): ROP (rate of pennatration- tốc độ khoan) m/hr, Depth (độ sâu) m, Cuttings litho (phần trăm thạch học theo mẫu mùn khoan) %, Direct Fluorescence và Cut Fluorescence (biểu hiện sự có mặt của hydrocacbon khi soi trực tiếp mẫu dưới tia cực tím), GFF Gas Data (thành phần khí phân tích) ppm, Interpreted Litho (minh giải thạch học), Geological Descriptions (mô tả địa chất). Hình 3. 22: Băng Carota khí Phân tích tài liệu Mud Logs: dựa trên các kết quả đã được thống kê sau để phân tích tài liệu. Mỏ dầu được đặc trưng bởi nồng độ hydrocacbon nặng lớn. Mỏ khí hàm lượng hydrocacbon nặng không cao (95%). Đôi khi hàm lượng hydrocacbon nặng C2 đến C5 chiếm từ 3-6% đó là vỉa khí trong mỏ dầu. Trong phân tích sử dụng hai phương pháp chính là phương pháp biểu đồ tam giác và phương pháp tỉ số. Hình 3. 23: Biểu đồ tam giác a Phương pháp biểu đồ tam giác: kết quả biểu diễn thành phần khí nếu tam giác thành phần có đỉnh quay xuống là vỉa dầu, tam giác thành phần có đỉnh quay lên là vỉa khí. Còn nếu tâm đồng dạng nằm trong elip triển vọng thì biểu hiện hydrocacbon nặng là bình thường Nếu tâm đồng dạng nằm ngoài elip triển vọng thì biểu hiện hydrocacbon nặng là dị thường và đây là vỉa không có sản phẩm. Hình 3. 24: Biểu đồ tam giác b Phương pháp tỉ số: tính tỉ số của Metan C1 với các khí nặng khác, C1/C2, C1/C3, C1/C4, C1/C5. Chủ yếu dùng tỉ số C1/C2, Nếu C1/C2 từ 2 đến 15 là vỉa dầu, từ 15 đến 65 là vỉa khí, tỉ số này nhỏ hơn 2 hoặc lớn hơn 65 là không sản phẩm. Còn nếu bất kỳ tỉ số sau nào nhỏ hơn tỉ số trước thì vỉa đó là vỉa nước. Hình 3. 25: Biểu đồ tỉ số CHƯƠNG IV: XÁC ĐỊNH VÙNG CHUYỂN TIẾP, RANH GIỚI DẦU NƯỚC, THÔNG SỐ VẬT LÝ THẠCH HỌC TẦNG R7 CẤU TẠO X 4.1 Khái quát thông tin về cấu tạo X Trong suốt những năm qua kết quả công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí trên hai lô 10 và 11.1 đã xác định được nhiều cấu tạo phân bố trên khắp cả hai lô nhưng hầu hết các cấu tạo đều là các cấu tạo nhỏ. Cùng với các đánh giá hệ thống dầu khí cho thấy cấu tạo X là cấu tạo có tiềm năng nhất. Cấu tạo X là một nếp lồi cuốn (hình 4.1, 4.2), phát triển ở phần cánh sụt và dựa vào đứt gãy phân nhánh từ hệ đứt gãy rìa bể. Hình 4. 1: Mặt cắt địa chấn qua cấu tạo X Hình 4. 2: Mặt cắt địa chấn cắt tại gk X2 4.1.1 Địa tầng vùng cấu tạo X Tại cấu tạo X đã khoan 2 giếng khoan, gk tìm kiếm 11.1-X1 và gk thăm dò X2 đến độ sâu 4.275m. Địa tầng trầm tích của giếng khoan X1 được mô tả như sau (hình 4.3): a. Hệ Neogen Thống Mioxen phụ thống Mioxen dưới, hệ tầng Dừa (N11d) Từ 3.792 đến 4.275mTVD: 483m Tầng phản xạ Yellow X marker được xem như là nóc của pha phản xạ sớm Mioxen giữa. Tập Mioxen dưới bao gồm các lớp xen kẽ của sét chiếm ưu thế và đá sét với cát/ cát kết, và ít lớp đá vôi mỏng. Cát/Cát kết hơi nâu đến hơi xám, hạt trung bình đến mịn, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, xi măng vừa đến tốt với xi măng canxit, sét hóa nhẹ và pyritic. Sự hiện diện của Glauconite, số lượng rất nhỏ của feldspars trong lát mỏng. Sét màu be nhẹ đến xám nhẹ, mềm và có thể rửa trôi được, rắn chắn mang tính địa phương, dạng khối nhớt và nhão, chứa bột, canxit hóa nhẹ. Đá vôi trắng, cứng vừa, chứa bột đến rất chứa bột. b. Hệ Neogen Thống Mioxen Phụ thống Mioxen giữa, hệ tầng Thông- Mãng Cầu (N12 t-mc) Từ 2.060mTVD đến 3.792mTVD= 1.732m. Nóc của Mioxen giữa tương ứng với pink seismic marker. Từ 2060 đến 3386mTVD thành hệ bao gồm sét và cát/cát kết biến đổi, liên quan đến lớp mỏng của đá vôi và macnơ. Một tập dày và chủ yếu là sét có thể được nhận thấy ở khoảng giữa 2.702 và 3.189m. Nó tương ứng với lớp chắn tốt đầu tiên của cấu tạo. Sét màu xám nhẹ đến xám, dạng khối, mềm và có thể rửa trôi, canxit hóa, bột kết nhẹ, với mảnh vụn vật chất hữu cơ và pyrite, Cát/ cát kết hạt mịn đến trung bình, góc cạnh đến bán tròn cạnh, bở rời, với rất ít xi măng canxit yếu đến xi măng silic địa phương, lignite, glauconite, pyrite, khoáng vật màu và mica. Đá vôi màu trắng đến vàng, cứng vừa, thỉnh thoảng sét vi tinh thể nhẹ microcrystalline slightly argillaceous), dolomitic. Đá macnơ xám nhẹ đến vàng, argrillaceous đến dolomitic nhẹ, nén ép vừa, dạng khối. Từ 3.386 đến 3.792mTVD, thành hệ vẫn còn tương ứng với sự xen kẽ của sét và cát, với vài mạch đá vôi: phần trên chứa cát nhiều hơn, phần dưới chứa sét nhiều hơn, với các chỉ thị của sự hiện diện của vật liệu hữu cơ. Sét xám nhẹ đến xám tối, xám hơi nâu, cứng và dòn đến mềm, dạng khối, chứa bột đến rất chứa bột, không hoặc canxit hóa nhẹ, pyritic địa phương với lượng nhỏ vật liệu hữu cơ. Cát kết trắng đến hơi nâu, beige hơi trắng, rất mịn đến trung bình, xi măng hóa vừa đến tốt với xi măng canxit. Lượng nhỏ sét nâu, mica, glauconite, khoáng vật màu, vật liệu hữu cơ và pyrite quan sát được. Đá vôi thì trắng, đá bùn, cứng vừa, chứa nhiều bột đến chứa cát. Vật chất hữu cơ thì đen, cứng đến vừa, cứng, giòn, pyritic. Minh giải sơ bộ FMI cho thấy sự hiện diện của đứt gãy hướng NE- SW tại 3612mMD, xuống SE (down the SE), Cự ly dịch chuyển thẳng đứng của đứt gãy không xác định được mặc dù được cho là yếu. Do đó một phần của mặt cắt bị thiếu (missing). Đứt gãy đánh dấu sự thay đổi đột ngột từ góc dốc (góc cắm) hướng SE bên trên sang góc dốc hướng NNE bên dưới. c. Hệ Neogen Thống Mioxen Phụ thống Mioxen trên, hệ tầng Nam Côn Sơn (N13ncs) Từ 737mTVD đến 2.060 mTVD = 1.323mThành hệ chủ yếu là cát xen kẹp sét và nhiều mạch đá vôi mỏng. Cát xám, bở rời, hạt mịn đến trung bình, góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ chọn lọc vừa đến tốt, bị xi măng vừa phải một cách địa phương, với xi măng canxit/ sét, thỉnh thoảng pyritic. Lưu ý sự hiện diện của mảnh đá vụn, glauconite, vật liệu hữu cơ, mica và nhiều Bivalves and gastropods địa phương,Sét/ sét kết xám nhẹ, mềm đến cứng, khối, canxit hóa, vật chất hữu cơ trong mảnh vụn rất mịn. Đá vôi (Limestone) là đá hạt đến đá vôi vacke, chứa cát. d. Hệ Neogen – Đệ Tứ, hệ tầng Biển Đông (N2-Qbd) Từ đáy biển xuống tới 737mTVD= 624m cát và cát kết với lượng nhỏ sét/ sét kết tạo thành thành hệ, cát màu xám nhẹ, trong mờ đến vàng, hạt mịn bở rời đến thô, góc cạnh đến tròn cạnh, chọn lọc kém, với nhiều mảnh đá khoáng vật màu (mảnh vỡ quartzite và Schists), glauconite, lượng nhỏ mica, nhiều mảnh vụn Foraminifera và vỏ sò. Xi măng thường là pyritic. Cát kết màu xám nhẹ, hạt mịn, glauconic, cứng vừa phải, thỉnh thoảng có bột, với xi măng canxit. Không có lỗ rỗng thấy được, sét/ sét kết xám mềm vừa, rất phân tán, có thể rửa trôi, có dạng khối địa phương, bị canxit hóa nhẹ, và thỉnh thoảng bột. Hình 4. 3: Cột địa tầng giếng khoan X1 4.1.2 Hệ thống đứt gãy và bẫy chứa a. Hệ thống đứt gẫy Tại cấu tạo X, có sự hiện diện của đứt gãy hướng Đông Bắc- Tây Nam (được kiểm chứng bởi giếng khoan 11.1-X1 tại độ sâu 3612mMD) mặt căt địa chấn đã minh giải hình 4.1, 4.2. Hình 4. 4: Mô phỏng hướng đứt gãy b. Bẫy chứa Cấu tạo X là một nếp lồi cuốn (rollover anticline) hình 4.1, 4.2, phát triển ở phần cánh sụt và dựa vào đứt gãy phân nhánh từ hệ đứt gãy đông bắc –tây nam. Hình thức nếp lồi thể hiện rõ dần từ đầu Mioxen giữa cho đến cuối Mioxen giữa. Là một nếp lồi phát triển dựa vào đứt gãy ở phía tây, càng xuống sâu hình thái vòm của nếp lồi càng mất dần từ dạng vòm gần hoàn chỉnh cho đến bán vòm và không còn vòm . 4.1.3 Hệ thống dầu khí a. Tầng chứa Đới sản phẩm ở cấu tạo X tại vị trí giếng khoan nằm ở chiều sâu từ 3068mTVD đến 3.585mTVD. Các tập cát kết nằm dưới chiều sâu này (phần thuộc cánh sụt của đứt gãy) được đánh giá là có khả năng chứa dầu khí cao. Đối tượng chứa chính là tầng cát kết Mioxen sớm đến giữa thuộc hệ tầng Thông Mãng Cầu. Cát kết có màu tráng- nâu, hạt mịn- trung, gắn kết trung bình- tốt, xi măng can xít, có vết của glauconit, mica, pyrit, vật chất hữu cơ, độ rỗng hiệu dụng trung bình từ 10,5 đến 21% và các trầm tích hạt vụn này được lắng đọng trong môi trường tam giác châu đến môi trường biển nông ven bờ. b. Tầng chắn Cơ chế chắn cho cấu tạo X nói riêng và cho dải cấu tạo X nói chung được xác định gồm hai cơ chế chủ đạo: chắn ngang và chắn đứng. Tầng chắn khu vực (chắn đứng) được xác định là các tập sét kết khá dày nằm trong khoảng địa tầng từ 2700- 3190 mTVD (thuộc phần dưới của Mioxen trung), nghĩa là nằm ngay trên đới sản phẩm của cấu tạo X. Các tầng sét kết trong khoảng từ 3200-3600m nằm xen kẽ với các tầng cát kết đóng vai trò là các tầng chắn địa phương (trong phạm vi cấu tạo). Các kết quả nghiên cứu khu vực và tại cấu tạo X cho thấy: các tập trầm tích Oligoxen nằm dưới tầng phản xạ brown tồn tại chế độ áp suất dị thường cao. Hệ thống các bản đồ và mặt cắt cũng cho thấy tầng brown nâng cao ở độ sâu 3.650m ở trên cánh nâng cấu tạo X và sụt xuống đến 4.200m ở cánh sụt. Sự kề áp của đới áp suất thường với đới áp suất cao ở hai bên đứt gãy X đã tạo nên mặt chắn áp suất (chắn ngang), tập trung sự di chuyển của dầu khí đi ngược lên theo đứt gãy và hạn chế sự phân tán dịch chuyển về phía tây. c. Tầng sinh Sét, sét than và than tuổi Oligoxen và Mioxen là các loại đá mẹ sinh hydrocarbon chính. Đá mẹ Mioxen là các tập sét kết (TOC= 0,75- 4,4%, S2= 1,44- 11kg/t), sét than (TOC= 9,9- 37,5%, S2= 36- 111kg/t) liên quan nhiều đến nguồn gốc thực vật bậc cao trên cạn (Kerogen loại III), có khả năng sinh cả dầu và khí với tiềm năng sinh dầu từ nghèo đến rất tốt, Mặt khác, biểu hiện dầu tại giếng khoan Thần Mã và giá trị Vro= 0,65% tại 4.500m cho thấy sự tồn tại của tầng đá mẹ nằm sâu hơn tuổi Oligoxen trong địa hào. Đá mẹ Oligoxen đặc trưng bởi nguồn gốc môi trường đầm hồ và trên cạn (Kerogen loại I/ II/ III) từ nghèo cho đến tốt. d. Dịch chuyển dầu khí Các nghiên cứu địa hóa kết hợp với mô hình hóa tầng sinh của Total, Shell cũng chỉ ra rằng cửa số sinh dầu được đánh giá khoảng giữa 3800-4200 mTVDSS, pha sinh dầu chính tương ứng với Ro= 0,7% đạt tiêu chiều sâu 4.800-5.000m, và như vậy tầng sinh dầu khí tuổi Mioxen sớm – Oligoxen đã ở vào giai đoạn trưởng thành. Nghĩa là vào Mioxen muộn- đến hiện tại và sau thời kỳ thành tạo cấu tạo X. Hydrocacbon được sinh thành ở trong khu vực địa hào X – Phi Mã sẽ di chuyển ngược lên theo tầng và theo đứt gãy lên các tầng chứa nằm trong các bẫy đã thành tạo từ trước. Cấu tạo X chiếm vị trí rất thuận lợi ở phía tây địa hào này. 4.1.4 Tầng sản phẩm R7 Từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (liêng kết hai giếng khoan X1 và X2) kết hợp tài liệu địa chấn (xem sét đến mức độ liên thông giữa các vỉa) cấu tạo X được chia ra làm 16 tầng sản phẩm lần lượt từ trên xuống theo chiều thẳng đứng (hình 4.5). Các tầng sản phẩm tập chung trong tầng Mioxen giữa. Liên kết giếng khoan X1 và X2 tại giếng X2 tầng R7 có độ sâu từ 3639m- 3708m MD. Qua giếng khoan X1 đã có thử DST, cho thấy tầng sản phẩm R7 có chứa cả khí và dầu, do giếng X1-giếng khoan tìm kiếm (được Total khoan vào cuối năm 1994) đi qua đỉnh cấu tạo X phát hiện khí và dầu của tầng 7 nhưng không thấy ranh giới dầu nước rõ ràng (hình 4.7) đến cuối năm 2008 nhà thầu Côn Sơn JOC đã khoan giếng khoan thẩm lượng X2 trên cấu tạo X nhằm đánh giá chính xác ranh giới chất lưu của các tầng sản phẩm cũng như trữ lượng mỏ X. Giếng X2 là giếng khoan xiên vào cánh đông của cấu tạo X và bắt gặp ranh giới dầu nước của R7. Mẫu sườn của giếng X2 lấy tại tầng sản phẩm R7 cho thấy thành phần thạch học chủ yếu là – tầng cát kết màu xám, độ chon lọc tốt, độ mài tròn từ trung bình đến tốt, độ rỗng từ trung bình đến tốt, thỉnh thoảng có xen kẹp lớp đá vôi mỏng- màu xám sáng, xám xanh đến xám sẫm, rất bẩn độ rỗng rất kém. Hình 4. 5: Các tầng sản phẩm của cấu tạo X Hình 4. 6: Mô hình cấu tạo X và các tầng sản phẩm Hình 4. 7: Mô hình tầng R7 4.2 Cơ sở dữ liệu và phương pháp tính toán trong minh giải 4.2.1 Các tài liệu của giếng khoan X2 Bảng 4. 1: Danh mục số liệu sử dụng tính toán Tài liệu logs Tài liệu carota khí Tài liệu áp suất-MDT ECGR-số liệu đo gamma tự nhiên (API) Số liệu đo khí tổng và các khí thành phần C1, C2 Số liệu các điểm đo áp suất của tầng R7 HCAL-số liệu đo đường kính gk (in) HTNP-số liệu đo độ rỗng neutron (v/v) RHOZ-số liệu đo mật độ (G/cm3) DTCO-số liệu đo âm (µs/ft) RT_HRLT-số liệu đo điện trở suất biểu kiến thành hệ (Ohm.m) 4.2.2 Xác định các tham số a. Xác định hàm lượng sét Từ đường GR. (công thức 1) Với Vsh – hàm lượng sét. GR –giá trị gamma đọc tại chiều sâu khảo sát. GRmin – giá trị gamma nhỏ nhất đọc được trên log (vỉa cát sạch). GRmax – giá trị gamma lớn nhất đọc được trên log (vỉa sét lớn nhất). b. Xác định độ rỗng Từ đường NPHI và RHOB, nếu thành giếng không ổn định tính theo đường DT. Xác định ФN và ΦD. ФN: nếu đơn vị đo neutron đã chuyển đổi qua đơn vị độ rỗng – đọc giá trị đo log. ΦD: vì ΦD và mật độ khối biểu kiến có quan hệ với nhau ρb = Φ.ρf + (1 – ΦD).ρma (công thức 2) dễ dàng có: (công thức 3) độ rỗng tổng (độ rỗng toàn phần) tính cho vỉa dầu là: (công thức 4) Độ rỗng tổng tính cho vỉa khí là: (công thức 5) Độ rỗng hiệu dụng được tính: (công thức 6) (0,15~Wet clay porosity) Độ rỗng tính theo DT: (công thức 7) là thời gian truyền sóng trong thành hệ là thời gian truyền sóng trong xương đá là thời gian truyền sóng trong chất lưu Cp là hệ số nén thành hệ và Trong đó là thời gian truyền sóng trong sét gần kề C là hằng số thường lấy bằng 1 c. Xác định độ bão hòa nước Thực tế thì không có vỉa cát sạch mà là các vỉa cát sét. Do vậy các mô hình tính toán không thể dùng phương trình archie mà dùng mô hình nước kép, phương trình Waxman-Smits, phương trình Indonesia, phương trình Simandoux. Mô hình nước kép (dual- water model) Swb =1-(E/ T)= TSh*VSh/ T) Swe =Swt*(1- Swb) (công thức 8) Phương trình Waxman-Smiths (công thức 9) Phương trình Indonesia (công thức 10) Phương trình Simadoux (công thức 11) Trong đó: Swb là độ bão hòa nước bao. C là độ dẫn điện trong nước tương ứng trong các đới. B là độ dẫn điện tương đương của các Cation khoáng vật sét, phụ thuộc vào Rw. Qv là nồng độ ion trong nước vỉa tại ranh giới tiếp xúc với khoáng vật sét. Rt: điện trở suất thực của vỉa (Ohm.m). Vsh: hàm lượng sét (%). Rw: điện trở suất nước vỉa (Ohm.m). Rsh: điện trở suất của sét (Ohm.m). a là hệ số môi trường, m là hệ số gắn kết xi măng, n là hệ số bão hòa. 4.3 Quá trình minh giải – lựa chọn tham số- kết quả 4.3.1 Tài liệu materlog và kết quả tính toán tỉ số khí Nhìn vào băng materlog và kết quả tính toán tỉ số hàm lượng C1/C2 cho thấy biểu hiện của hydrocacbon rất rõ rệt: trên băng log qua biểu hiện phổ màu (của kết quả phân tích- soi mẫu dưới tia cực tím nhằm phát hiện sự có mặt của hydrocacbon), biểu hiện của hàm lượng khí thành phần và nhất là hàm lượng khí tổng cho thấy sự có mặt của hydrocacbon. Với kết quả tính tỉ số C1/C2 nằm hoàn toàn trong khoảng từ 2 đến 15 cho thấy loại hydrocacbon trong vỉa chứa là dầu. Hình 4. 8: Băng Carota khí tầng R7 Bảng 4. 2: Số liệu carota khí tầng R7 Độ sâu TVD ROP TG C1 C2 C1/C2 m meter m/h % ppm ppm 3.630 3.300,17 23,85 1,11 11.161 511 21,84149 3.631 3.301,01 20,4 1,69 13.775 785 17,54777 3.632 3.301,8 21,49 2,44 19.911 1.207 16,49627 3.633 3.302,61 21,24 2,72 22.752 1.542 14,75486 3.634 3.304,58 30,56 3,55 27.763 1.900 14,61211 3.635 3.305,44 23,48 6,01 54.764 3.655 14,98331 3636 3.306,28 23,94 8,72 80.842 5.353 15,10219 3637 3.307,13 24,29 9,08 84.669 5.628 15,04424 3.638 3.307,99 19,36 8,41 80.659 5.250 15,36362 3639 3.308,84 19,8 7,26 60.741 4.127 14,71795 3.640 3.309,7 23,91 18,66 127.917 11380 11,24051 3.641 3.310,55 20,25 30,05 244.176 23.486 10,39666 3.642 3.311,4 23,36 35,99 290.162 29.118 9,965039 3.643 3.312,29 23,94 38,52 304.126 30.788 9,878069 3.644 3.313,13 18,57 38,79 305.126 31.788 9,598779 3.645 3.313,97 18,95 37,11 305.618 31.024 9,851019 3.646 3.314,83 16,33 32,85 266.911 27.556 9,68613 3.647 3.315,7 15,44 24,87 186.629 19.327 9,656387 3.648 3.316,58 19,77 28,18 217..497 22161 9,814404 3.649 3.317,41 11,64 27,86 217.497 22.161 9,814404 3.650 3.318,31 15,13 20,68 161.063 16.605 9,699669 3.651 3.319,13 8,59 16,43 125.923 12.839 9,807851 3.652 3.319,99 16,63 16,08 120.350 12.214 9,853447 3.653 3.320,84 12,79 16,94 131.936 13.325 9,901388 3.654 3.321,71 25,32 4,78 32.889 3.296 9,978459 3.655 3.322,58 26,64 6,9 52.518 4.899 10,72015 3.656 3.323,49 28,72 8,42 65.627 6.035 10,8744 3.657 3.324,3 26,28 9,08 70.932 6.463 10,97509 3658 3.325,16 21,15 9,06 69.979 6.427 10,88828 3.659 3.326,03 28,49 8,65 67.764 6.312 10,73574 3.660 3.326,93 18,89 11,63 87.188 8.136 10,71632 3.661 3.327,82 28,13 14,87 118.119 11.022 10,71666 3.662 3.328,64 24,29 18,09 139.640 13.055 10,69628 3.663 3.329,5 30,02 22,11 180.263 16.918 10,6551 3.664 3.330,41 27,3 22,83 184.897 17.205 10,7467 3.665 3.331,21 30,41 22,02 182.758 16.850 10,84617 3.666 3.332,16 31,06 22,28 184.252 16.412 11,22666 3.667 3.332,94 20,17 22,93 190.932 16.822 11,35014 3.668 3.333,83 17,59 23,38 195.491 16.952 11,53203 3.669 3.334,68 26,79 18,22 168.947 14.788 11,4246 3.670 3.335,56 22,33 16,72 134.581 12.025 11,19177 4.3.2 Sử dụng phần mềm GeoFrame module PetroViewPlus Hình 4. 9: Sơ đồ quá trình làm việc với PVP Minh giải trên mô hình cát sét và tính toán độ bão hòa nước với 4 mô hình là: mô hình nước kép (Dualwater), mô hình Waxman-Smit, mô hình Indonesia, mô hình Simadoux, tuy nhiên đối với mô hình Waxman-Smith do không thể xác định các tham số của mô hình với điều kiện tài liệu hiện tại, và việc xác định điện trở suất của nước bao trong mô hình Dual-water còn thiếu chính xác nên kết quả được sử dụng chủ yếu là kết quả với hai mô hình Indonesia và Simadoux. Kết quả với hai mô hình còn lại mang tính chất tham khảo. Với các tham số được xác định và tính toán dựa trên công cụ của phần mềm, (Giá trị GRmax, min được xác định trên log và so sánh khẳng định lại trên tài liệu mudlog, điện trở suất của nước vỉa xác định qua picket). Hình 4. 10: Picket xác định Rw- R7 Hình 4. 11: Các đường cong Carota sử dụng Bảng 4. 3: Bảng các tham số tính toán- áp dụng Tham số\mô hình Dualwater Waxman-Smith Indonesia Simadoux Matrixpoint Density-neutron (g/cm3-m3/m3) 2,65 - -0,07 Shalepoint Density-neutron (g/cm3-m3/m3) 2,62- 0,2657 Grmax (API) 172 GRmin (API) 57 ShaleDT (µs/ft) 87 MatrixDT (µs/ft) 55,5 FluidDT (µs/ft) 189 Rw (Ohm,m) 0,0817 Rwb (Ohm,m) 0,3157 Rshale (ohm,m) 8,47035 Các hệ số và các giá trị ngưỡng (giá trị cutoff) a-hệ số môi trường, m- hệ số gắn kết xi măng, n- hệ số bão hòa được lấy theo kết quả nghiên cứu mẫu lõi của nhà thầu trước với a=1, m=1,75, n=2. Với giá trị cutoff Vshale0,13 (13%), Sw<0,7 (70%) để xác định netpay cho vỉa. Giá trị độ bão hòa nước ngưỡng nhỏ hơn 0,7 lấy theo kết quả nghiên cứu của nhà thầu đã làm đối với giếng X1 riêng 2 giá trị ngưỡng hàm lượng sét và độ rỗng được xác định theo hai cách. Xác định giá trị thể tích sét ngưỡng cho tầng Mioxen của cấu tạo X đối với tầng sản phẩm được nhà thầu sử dụng- là biểu đồ thể hiện sự tương quan giữa thể tích hydrocacbon trong lỗ rỗng và thể tích sét. (hình 4.12) Biểu đồ có trục hoành thể hiện hàm lượng sét, trục tung thể hiện thể tích hydrocacbon trong lỗ rỗng. Khi đó sẽ xác định được giá trị hàm lượng sét ngưỡng cho tầng sản phẩm của các tầng trong Mioxen cấu tạo X. Xác định giá trị độ rỗng ngưỡng cho tầng sản phẩm là phương pháp xây dựng mối quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng từ kết phân tích mẫu lõi về độ thấm và rỗng. Khi đó kết quả độ thấm được biểu diễn trên thang logarit và kết quả độ rỗng thể hiện trên thang đo thường (hình 4.13), từ đó xây dựng đường hồi quy cho các điểm khảo sát đó. Để xác định giá trị ngưỡng cho độ rỗng- tiến hành lấy giá trị độ thấm ngưỡng là 1md từ đó xác định độ rỗng theo quan hệ đã xây dựng- và giá trị đó là giá trị độ rỗng ngưỡng cho tầng sản phẩm. Hình 4. 12: Biểu đồ HPV cho tầng 1 đến tầng 9 Hình 4. 13: Biểu đồ quan hệ độ rỗng và độ thấm cho tầng 1 đến tầng 9 Kết quả minh giải. Dựa vào kết quả minh giải (các băng log minh giải và số liệu kết quả minh giải-phụ lục…)dễ dàng xác định vỉa dầu của tầng R7 và ranh giới dầu nước ở độ sâu 3.657,3m (MD) tương đương tại 3.324,8m (TVD) và với độ cao tương đối của bàn Roto với mặt biển là 27,5m thì ranh giới dầu nước tương ứng tại 3.297,3m (TVDss), Ranh giới này càng nhận rõ hơn khi xem xét trên số liệu minh giải và log điện trở-có biểu hiện giảm rõ rệt, trên file kết quả số cho thấy độ bão hòa nước có xu hướng tăng từ độ sâu 3.653m MD và đạt tới độ bão hòa nước 100% ở khoảng độ sâu 3.657,3mMD. Và rõ ràng đới chuyển tiếp của tầng sản phẩm xác định được là từ 3.653m-3.657mMD tương ứng ở độ sâu 3.321m đến 3.324,5 mTVD với độ bão hòa nước thay đổi từ 0,5 đến 1. Hình 4. 14: Kết quả mô hình Dualwater Hình 4. 15: Kết quả mô hình Waxman-Smith Hình 4. 16: Kết quả mô hình Indonesia Hình 4. 17: Kết quả mô hình Simandoux 4.3.3 Tính toán với số liệu áp suất (MDT) Bảng 4. 4: Số liệu áp suất tầng R7 Áp suất Độ sâu TVDss Pi-P(i-1) Di-D (i-1) psi/m psi/ft psi m psi m 4.705,55 3.285,53 3,19 4,32 0,738426 0,225061 4.708,74 3.289,85 3,04 3,24 0,938272 0,285971 4.711,78 3.293,09 14 8,9 1,573034 0,479437 4.725,78 3.301,99 17,82 11,37 1,567282 0,477684 4.743,6 3.313,36 1,15 0,88 1,306818 0,398299 4.744,8 3.314,24 17,95 12,27 1,462918 0,442692 4.762,7 3.326,51 -4.762,7 -3.326,51 1,431741 0,436373 Đường dầu 0,35psi/ft+900 4.672,754265 4.677,714895 4.681,435367 4.691,655184 4.704,71185 4.705,72228 4.719,811352 Số liệu MDT cho kết quả chỉ có hai điểm dầu, do vậy khi vẽ đường xu hướng gradient áp suất của dầu đòi hỏi phải có sự ngoại suy logic (nhưng hiển nhiên cách vẽ nào đi nữa thì độ dốc của đường dầu được vẽ phải lớn hơn hoặc bằng độ dốc của đường dầu có gradient bằng 0,35psi/ft cùng vẽ trên biểu đồ trực giao, (mặc dù trên thực tế có những mỏ dầu mà tại đó khảo sát thấy gradient áp suất của dầu lớn hơn 0,35 psi/ft- giá trị 0,35 psi/ft chỉ là giá trị chung mang tính chất đại diện, còn trường hợp dầu có thành phần nặng chiếm tỉ phần cao thì rõ ràng giá trị tương đương này sẽ có thể cao hơn). Tuy nhiên theo kết quả thử DST của Total năm 1995 thì dầu ở cấu tạo X này có mật độ trung bình là 0,8268 g/cc- thuộc loại dầu có mật độ trung bình. Một ngoại suy đơn giản là áp suất chất lưu tại một điểm nó không chỉ phụ thuộc vào độ sâu của nó (khoảng chiều cao cột chất lỏng bên trên) mà nó còn phụ thuộc rất nhiều vào đặc tính chất lưu (mật độ chất lưu- điều này lại liên quan chặt chẽ đến các thành phần nặng hơn trong chất lưu, độ khoáng hóa của chất lưu-đặc tính này thay đổi theo chiều sâu trong cùng một tầng chứa). Do vậy nếu như khảo sát được điểm thứ ba thì điểm đó cho áp suất lớn hơn áp suất tại điểm 2 là điều dễ thấy và như thế- Trendline đi qua giữa hai điểm dầu (do giả thiết điểm dầu thứ 3 tồn tại nằm dưới điểm dầu thứ 2), và cách vẽ như hình dưới hoàn toàn thỏa mãn điều kiện đường dầu dốc hơn đường dầu có gradient 0,35psi/ft. Trường hợp này cho ta vị trí giao cắt giữa đường dầu và nước tại 3.297,5 mTVDss (3.657,5m MD). Hình 4. 18: Biểu đồ áp suất – chiều sâu của chất lưu R7 Kiểm tra với kết quả tỉ số C1/C2 của carota khí cho thấy ranh giới dầu nước nằm vào khoảng độ sâu 3657 đến 3658mMD (3297-3298m TVDss). Trong thực tế thì ranh giới dầu nước của một tầng sản phẩm không phải là một mặt phẳng hoàn toàn, vì vậy khi tổng hợp của 3 kết quả, carota khí, carota minh giải và MDT xác định tại giếng khoan này ranh giới dầu nước tầng R7 tại 3.657,3mMD 3.324,8mTVD-3.297,3mTVDss. Và chiều dày đới chuyển tiếp bắt đầu từ độ sâu 3.653mMD đến 3.657,3mMD tương đương 3.321,2mTVD đến 3.324,6mTVD tức khoảng 3,4m chiều dày thực phía trên ranh giới dầu nước. Hình 4. 19: Sơ đồ nóc R7 và mô hình mặt cắt 4.4 Các kết quả về thông số vỉa và đánh giá chất lượng tầng sản phẩm R7 qua minh giải logs với module PetroViewPlus – GeoFrame Qua quá trình minh giải tài liệu carota của tầng R7 với 4 mô hình tính toán độ bão hòa nước cho đá chứa cát sét cho thấy kết quả từ mô hình Waxman-Smiths là không đáng tin cậy do không đủ tài liệu để xác định các tham số phức tạp của mô hình- như nồng độ ion trong nước vỉa và độ dẫn điện của các cation do vậy tính toán thông số vỉa sẽ không sử dụng đến kết quả này. Đối với mô hình nước kép (Dual-water) thì việc xác định điện trở suất của nước bao là tương đối khó và giá trị này được đưa ra tuy nhiên cũng chưa thật sự đáng tin cậy nên kết quả sẽ chỉ dùng ở mức độ tham khảo. Còn đối với hai mô hình Indonesia và Simadoux thì việc đi tính toán xác định các tham số vỉa là tương đối thuận lợi hơn do vậy kết quả sẽ được sử dụng để đánh giá cho phần tiếp theo. Và để so sánh kết quả thu được từ hai mô hình Indonesia và Simadoux sẽ có biểu đồ so sánh độ bão hòa nước tính toán được từ hai mô hình. Hình 4. 20: So sánh kết quả tính độ bão hòa nước từ 3 mô hình Qua sự so sánh kết quả từ 3 mô hình cho thấy sự khác nhau từ độ bão hòa nước chỉ xảy ra ở vỉa dầu, tại đới chuyển tiếp và ranh giới dầu nước thì không thấy có sự khác nhau điều này chứng tỏ rằng cho dù dùng mô hình nào để tính toán thì kết quả cuối cùng vẫn có thể xác định được ranh giới dầu nước, do vậy việc xác định ranh giới dầu nước tại 3657,3 mMD là đáng tin cậy. Hình 4. 21: Biểu đồ so sánh kết quả của hai mô hình Indo và Simadoux cho toàn tầng chứa R7 Hình 4. 22: Biểu đồ so sánh kết quả của hai mô hình Indo và Simadoux cho thân sản phẩm (tới OWC) Bảng 4. 5: Kết quả thông số vỉa Mô hình Thông số Dualwater Indonesia Simadoux Chiều dày vỉa MD, m 17,3736 17,3736 17,3736 Chiều dày vỉa TVD, m 15,24 15,24 15,24 Chiều dày hiệu dụng chứa dầu m 10,56 10,96 10,96 Độ rỗng hiệu dụng trung bình 0,169051 0,168324 0,168 Hàm lượng sét trung bình 0,206833 0,213313 0,213 Độ bão hòa nước trung bình 0,3606 0,412 0,407 Từ các biểu đồ so sánh kết quả và bảng summation cho thấy kết quả giữa hai mô hình Indonesia và Simadoux là tương đối giống nhau, do đó khi các tham số áp dụng cho các mô hình được xác định đủ tin cậy thì kết quả giữa các mô hình là không khác nhau nhiều. Kết quả độ rỗng trung bình của các mô hình (tương đối giống nhau)- áp dụng vào quan hệ thấm rỗng dễ dàng xác định một cách tương đối độ thấm của vỉa vào khoảng 10mD. Để đánh giá chính xác hơn về chất lượng tầng chứa cũng như xem xét đến mức độ thay đổi về các thông số vật lý thạch học của tầng sản phẩm R7, đới chuyển tiếp và thân dầu chính- tiến hành lập biểu đồ phân bố về hàm lượng sét (Vclay), độ bão hòa nước (Sw) và độ rỗng hiệu dụng cho tầng sản phẩm(độ sâu từ nóc tầng sản phẩm đến ranh giới dầu nước), đới chuyển tiếp (độ sâu từ 3.653mMD đến ranh giới dầu nước và thân dầu chính (độ sâu từ nóc vỉa sản phẩm đến 3.653mMD (tại vị trí xác định là nóc đới chuyển tiếp).(kết quả lấy từ mô hình Indonesia). Hình 4. 23: Biểu đồ tần suất hàm lượng sét tầng sản phẩm R7 Hình 4. 24: Biểu đồ tần suất độ rỗng hiệu dụng tầng sản phẩm R7 Hình 4. 25: Biểu đồ tần suât độ bão hòa nước tầng sản phẩm R7 Hình 4. 26: Biểu đồ tần suất hàm lượng sét thân dầu R7 Hình 4. 27: Biểu đồ tần suất độ rỗng hiệu dụng thân dầu R7 Hình 4. 28: Biểu đồ tần suât độ bão hòa nước thân dầu R7 Hình 4. 29: Biểu đồ tần suất hàm lượng sét đới chuyển tiếp R7 Hình 4. 30: Biểu đồ tần suất độ rỗng hiệu dụng đới chuyển tiếp R7 Hình 4. 31: Biểu đồ tần suât độ bão hòa nước đới chuyển tiếp R7 Nhìn vào các biểu đồ tần suất của tầng sản phẩn R7 cho thấy hàm lượng sét tập trung cao trong khoảng 15 đến 35% hoàn toàn nằm dưới giá trị ngưỡng của sét do vậy có thể nhận xét đây là tầng chứa tốt. Biểu đồ tần suất độ rỗng hiệu dụng cho thấy độ rỗng của tầng chứa vào loại tốt độ rỗng cao tập chung từ khoảng 15% đến 20%. Biểu đồ tần suất độ bão hòa nước tập trung cao trong khoảng 35 đên 45 %, Tổng hợp tất cả các thông số đã đánh giá có thể khẳng định tầng sản phẩm R7 là một tầng chứa sản phẩm tốt, với tính chất thấm chứa và độ bão hòa dầu cao. So sánh các thông số của đới chuyển tiếp và các thông số của tầng dầu nhận thấy không có sự khác nhau nhiều về sự phân bố độ rỗng hiệu dùng và hàm lượng sét, thậm chí tại đới chuyển tiếp hàm lượng sét chỉ phân bố trong khoảng 10 đến 20% trong khi đó tại tầng dầu hàm lượng sét còn phân bố trong khoảng 30%. Sự khác biệt lớn nhất vẫn là sự biến đổi độ bão hòa nước tăng dần từ tầng dầu qua đới chuyển tiếp và đạt độ bão hòa 100% tại ranh giới dầu nước. Kết luận Qua quá trình xử lí, minh giải các tài liệu ĐVLGK của giếng X2 tầng R7 cho thấy: Chất lượng tài liệu carota và carota khí là tương đối tốt, chất lượng tài liệu áp suất đo MDT chưa thật hoàn thiện- không thỏa mãn mục đích khảo sát đối với tầng sản phẩm, do vậy khi chỉ nhìn từ một phía kết quả phân tích MDT sẽ thấy nhiều hoài nghi. Tầng sản phẩm R7 nằm hoàn toàn trong tầng Mioxen giữa, ranh giới dầu nước của tầng R7 tại giếng khoan ở độ sâu 3324,8mTVD tương đương 3297.3mTVDss. Và chiều dày đới chuyển tiếp dầu nước khoảng 3.4m phía trên ranh giới dầu nước. Chiều dày vỉa chứa dầu hiệu dụng (netpay) khoảng 10,9m, hàm lượng sét trung bình 21,3%, độ rỗng hiệu dụng trung bình khoảng 16,8% và độ bão hòa nước trung bình 41%. Chất lượng tầng chứa tương đối tốt với độ thấm khoảng 10mD. Quá trình làm việc với module PetroViewPlus- phần mềm GeoFrame cho thấy đây là một phần mềm lớn với nhiều tính năng siêu việt đòi hỏi ở người sử dụng phải có kiến thức sâu rộng mới có khả năng khai thác hết được các tính năng, hơn nữa để có thể cho ra được kết quả có mức độ tin cậy lớn thì điều kiện cần còn phải là các dữ liệu đầu vào để người minh giải có thể tùy chọn mô hình thích hợp nhất. Tuy nhiên đối với sinh viên thì đây còn là một phần mềm thông dụng bởi lẽ nó cho người mới học dễ dàng tiếp cận và nắm bắt được quá trình làm việc minh giải tài liệu carota đối với một giếng đơn. Với năng lực và điều kiện tài liệu thực tế thì trong đồ án này sinh viên làm việc với phần mềm chỉ dừng lại ở mức độ minh giải giếng đơn với mô hình hai khoáng vật- cát/sét. Các tài liệu tham khảo PGS.TS. Nguyễn Văn Phơn, TS. Hoàng Văn Quý: “Địa vật lý giếng khoan- phần thứ nhất, các phương pháp địa vật lý nghiên cứu giếng khoan”- nhà xuất bản Giao Thông Vận Tải- 2004. TS. Lê Hải An: “Bài giảng địa vật lý giếng khoan”. Tập đoàn dầu khí Việt Nam: “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam”- nhà xuất bản Khoa Học và Kỹ Thuật. Các tài liệu là các báo cáo, đánh giá thu thập được tại Côn Sơn JOC. Các tài nguyên tải về từ internet. Phụ lục 1. Kết quả minh giải theo mô hình Dual-water. PHIT: Độ rỗng tổng PIGN: Độ rỗng hiệu dụng SUWI: Độ bão hòa nước đới nguyên Vclay: Hàm lượng sét Index PHIT PIGN SUWI VCL m m3/m3 m3/m3 m3/m3 m3/m3 3639.0076 0.1428 0.0455 0.6521 0.6489 3639.1600 0.1570 0.0601 0.6276 0.6456 3639.3124 0.1676 0.0695 0.6258 0.6536 3639.4648 0.1769 0.0773 0.6387 0.6642 3639.6172 0.1819 0.0816 0.6627 0.6686 3639.7696 0.1870 0.0960 0.6881 0.6068 3639.9220 0.1959 0.1299 0.5060 0.4397 3640.0744 0.1973 0.1450 0.4445 0.3488 3640.2268 0.2047 0.1569 0.4723 0.3188 3640.3792 0.1961 0.1463 0.4543 0.3323 3640.5316 0.1853 0.1345 0.3756 0.3387 3640.6840 0.1630 0.1085 0.2823 0.3634 3640.8364 0.1518 0.0883 0.2929 0.4236 3640.9888 0.1558 0.0965 0.3092 0.3954 3641.1412 0.1746 0.1251 0.2936 0.3301 3641.2936 0.1967 0.1628 0.2872 0.2264 3641.4460 0.2071 0.1784 0.2828 0.1909 3641.5984 0.2095 0.1833 0.2860 0.1748 3641.7508 0.2065 0.1798 0.2895 0.1782 3641.9032 0.2075 0.1828 0.2958 0.1649 3642.0556 0.2006 0.1747 0.3021 0.1727 3642.2080 0.2011 0.1766 0.3026 0.1633 3642.3604 0.2034 0.1775 0.2949 0.1721 3642.5128 0.2036 0.1799 0.2955 0.1581 3642.6652 0.1976 0.1725 0.3036 0.1671 3642.8176 0.1947 0.1670 0.3035 0.1845 3642.9700 0.1967 0.1675 0.2957 0.1942 3643.1224 0.2020 0.1713 0.2808 0.2046 3643.2748 0.2059 0.1813 0.2800 0.1636 3643.4272 0.2038 0.1785 0.2871 0.1689 3643.5796 0.1912 0.1674 0.3027 0.1585 3643.7320 0.1771 0.1487 0.2910 0.1894 3643.8844 0.1700 0.1352 0.2788 0.2317 3644.0368 0.1616 0.1197 0.2811 0.2793 3644.1892 0.1512 0.1105 0.3358 0.2714 3644.3416 0.1487 0.1151 0.3837 0.2243 3644.4940 0.1610 0.1268 0.3224 0.2282 3644.6464 0.1776 0.1343 0.2614 0.2888 3644.7988 0.1929 0.1411 0.2216 0.3454 3644.9512 0.2078 0.1557 0.2163 0.3475 3645.1036 0.2194 0.1745 0.2512 0.2993 3645.2560 0.2264 0.1866 0.2832 0.2653 3645.4084 0.2127 0.1788 0.3489 0.2255 3645.5608 0.1900 0.1529 0.4012 0.2472 3645.7132 0.1849 0.1416 0.4098 0.2890 3645.8656 0.1973 0.1344 0.2909 0.4189 3646.0180 0.2087 0.1273 0.4249 0.5429 3646.1704 0.2113 0.1291 0.5138 0.5480 3646.3228 0.2051 0.1415 0.3367 0.4241 3646.4752 0.2012 0.1601 0.3204 0.2741 3646.6276 0.1791 0.1499 0.3497 0.1950 3646.7800 0.1549 0.1312 0.3591 0.1579 3646.9324 0.1343 0.1140 0.3414 0.1357 3647.0848 0.1338 0.1156 0.3052 0.1212 3647.2372 0.1495 0.1244 0.2573 0.1673 3647.3896 0.1759 0.1516 0.2779 0.1623 3647.5420 0.1987 0.1741 0.2871 0.1642 3647.6944 0.2110 0.1891 0.2575 0.1461 3647.8468 0.2134 0.1922 0.3023 0.1412 3647.9992 0.2067 0.1818 0.3250 0.1661 3648.1516 0.2078 0.1841 0.3444 0.1581 3648.3040 0.2103 0.1863 0.3420 0.1595 3648.4564 0.2150 0.1902 0.3463 0.1648 3648.6088 0.2143 0.1890 0.3468 0.1684 3648.7612 0.2154 0.1935 0.3404 0.1464 3648.9136 0.2163 0.1976 0.3367 0.1246 3649.0660 0.2186 0.2016 0.3438 0.1139 3649.2184 0.2111 0.1925 0.3580 0.1241 3649.3708 0.2065 0.1883 0.3577 0.1212 3649.5232 0.1890 0.1735 0.3730 0.1036 3649.6756 0.1667 0.1498 0.3232 0.1125 3649.8280 0.1557 0.1397 0.2734 0.1073 3649.9804 0.1669 0.1487 0.3730 0.1212 3650.1328 0.1901 0.1677 0.4614 0.1495 3650.2852 0.2074 0.1724 0.3969 0.2335 3650.4376 0.1996 0.1478 0.3128 0.3455 3650.5900 0.1845 0.1295 0.3371 0.3668 3650.7424 0.1733 0.1162 0.3670 0.3806 3650.8948 0.1806 0.1289 0.3565 0.3448 3651.0472 0.1880 0.1283 0.3138 0.3979 3651.1996 0.1921 0.1367 0.3098 0.3694 3651.3520 0.1956 0.1435 0.3267 0.3471 3651.5044 0.2009 0.1633 0.3597 0.2507 3651.6568 0.2095 0.1747 0.3692 0.2325 3651.8092 0.2098 0.1764 0.3846 0.2226 3651.9616 0.2099 0.1735 0.3551 0.2427 3652.1140 0.2068 0.1772 0.3310 0.1971 3652.2664 0.2084 0.1842 0.3712 0.1616 3652.4188 0.2081 0.1857 0.4115 0.1492 3652.5712 0.2072 0.1834 0.4125 0.1583 3652.7236 0.2093 0.1828 0.4128 0.1764 3652.8760 0.2086 0.1787 0.4400 0.1990 3653.0284 0.2059 0.1727 0.4723 0.2218 3653.1808 0.2003 0.1639 0.4771 0.2425 3653.3332 0.1987 0.1632 0.4907 0.2368 3653.4856 0.2009 0.1704 0.5198 0.2031 3653.6380 0.2126 0.1884 0.4904 0.1619 3653.7904 0.2181 0.2008 0.5451 0.1154 3653.9428 0.2187 0.2000 0.6156 0.1244 3654.0952 0.2159 0.1998 0.6897 0.1073 3654.2476 0.2077 0.1863 0.7403 0.1427 3654.4000 0.1968 0.1720 0.7854 0.1649 3654.5524 0.1870 0.1548 0.8135 0.2146 3654.7048 0.1846 0.1502 0.8029 0.2298 3654.8572 0.1811 0.1465 0.8109 0.2304 3655.0096 0.1605 0.1268 0.9235 0.2245 3655.1620 0.1362 0.1051 0.9406 0.2071 3655.3144 0.1173 0.0869 0.8754 0.2027 3655.4668 0.1082 0.0818 0.8069 0.1760 3655.6192 0.1100 0.0837 0.6641 0.1759 3655.7716 0.1199 0.0904 0.5506 0.1967 3655.9240 0.1433 0.1130 0.4277 0.2022 3656.0764 0.1664 0.1332 0.3663 0.2213 3656.2288 0.1913 0.1625 0.5121 0.1919 3656.3812 0.2069 0.1780 0.6880 0.1923 3656.5336 0.2129 0.1903 0.8058 0.1509 3656.6860 0.2144 0.1943 0.8677 0.1344 3656.8384 0.2146 0.1934 0.8970 0.1417 3656.9908 0.2192 0.1919 0.9046 0.1824 3657.1432 0.2117 0.1753 0.9510 0.2427 3657.2956 0.1941 0.1502 1.0000 0.2928 3657.4480 0.1609 0.1074 1.0000 0.3564 3657.6004 0.1341 0.0607 1.0000 0.4894 3657.7528 0.1201 0.0216 1.0000 0.6561 3657.9052 0.1255 0.0147 1.0000 0.7387 2. Kết quả theo mô hình Indonesia Index PHIT PIGN SUWI VCL m m3/m3 m3/m3 m3/m3 m3/m3 3639.0076 0.1450 0.0477 0.8099 0.6489 3639.1600 0.1592 0.0623 0.7746 0.6456 3639.3124 0.1697 0.0717 0.7593 0.6536 3639.4648 0.1790 0.0793 0.7505 0.6642 3639.6172 0.1842 0.0839 0.7746 0.6686 3639.7696 0.1891 0.0980 0.7687 0.6068 3639.9220 0.1974 0.1314 0.5981 0.4397 3640.0744 0.1985 0.1462 0.5263 0.3488 3640.2268 0.2058 0.1580 0.5361 0.3188 3640.3792 0.1972 0.1474 0.5307 0.3324 3640.5316 0.1864 0.1356 0.4774 0.3387 3640.6840 0.1642 0.1097 0.4369 0.3634 3640.8364 0.1532 0.0897 0.4898 0.4236 3640.9888 0.1571 0.0978 0.4825 0.3954 3641.1412 0.1758 0.1262 0.4179 0.3301 3641.2936 0.1975 0.1635 0.3541 0.2264 3641.4460 0.2077 0.1791 0.3319 0.1909 3641.5984 0.2101 0.1839 0.3277 0.1748 3641.7508 0.2071 0.1804 0.3331 0.1782 3641.9032 0.2081 0.1833 0.3333 0.1649 3642.0556 0.2012 0.1753 0.3444 0.1727 3642.2080 0.2016 0.1771 0.3409 0.1633 3642.3604 0.2039 0.1781 0.3367 0.1721 3642.5128 0.2042 0.1804 0.3317 0.1581 3642.6652 0.1982 0.1731 0.3446 0.1671 3642.8176 0.1953 0.1676 0.3527 0.1845 3642.9700 0.1973 0.1682 0.3488 0.1942 3643.1224 0.2027 0.1720 0.3375 0.2046 3643.2748 0.2064 0.1819 0.3194 0.1636 3643.4272 0.2044 0.1790 0.3284 0.1689 3643.5796 0.1917 0.1680 0.3426 0.1585 3643.7320 0.1778 0.1494 0.3523 0.1894 3643.8844 0.1708 0.1360 0.3660 0.2317 3644.0368 0.1625 0.1206 0.3982 0.2793 3644.1892 0.1521 0.1114 0.4512 0.2714 3644.3416 0.1495 0.1158 0.4698 0.2243 3644.4940 0.1618 0.1276 0.4087 0.2282 3644.6464 0.1786 0.1353 0.3710 0.2888 3644.7988 0.1941 0.1423 0.3478 0.3454 3644.9512 0.2090 0.1569 0.3321 0.3475 3645.1036 0.2204 0.1755 0.3373 0.2993 3645.2560 0.2273 0.1875 0.3499 0.2653 3645.4084 0.2134 0.1796 0.3996 0.2255 3645.5608 0.1908 0.1537 0.4635 0.2472 3645.7132 0.1859 0.1425 0.4888 0.2890 3645.8656 0.1987 0.1359 0.4261 0.4189 3646.0180 0.2106 0.1291 0.5573 0.5429 3646.1704 0.2131 0.1309 0.6206 0.5480 3646.3228 0.2066 0.1429 0.4566 0.4242 3646.4752 0.2022 0.1610 0.3978 0.2741 3646.6276 0.1798 0.1505 0.4049 0.1950 3646.7800 0.1554 0.1317 0.4093 0.1579 3646.9324 0.1348 0.1144 0.3943 0.1357 3647.0848 0.1342 0.1160 0.3536 0.1212 3647.2372 0.1500 0.1249 0.3288 0.1673 3647.3896 0.1765 0.1521 0.3290 0.1623 3647.5420 0.1993 0.1746 0.3284 0.1643 3647.6944 0.2115 0.1896 0.2911 0.1461 3647.8468 0.2139 0.1927 0.3283 0.1412 3647.9992 0.2073 0.1823 0.3597 0.1661 3648.1516 0.2084 0.1847 0.3736 0.1581 3648.3040 0.2108 0.1869 0.3712 0.1595 3648.4564 0.2155 0.1908 0.3755 0.1648 3648.6088 0.2149 0.1896 0.3774 0.1684 3648.7612 0.2159 0.1940 0.3635 0.1464 3648.9136 0.2167 0.1981 0.3521 0.1246 3649.0660 0.2190 0.2019 0.3541 0.1139 3649.2184 0.2116 0.1930 0.3721 0.1241 3649.3708 0.2069 0.1887 0.3718 0.1212 3649.5232 0.1894 0.1738 0.3828 0.1036 3649.6756 0.1671 0.1502 0.3490 0.1125 3649.8280 0.1561 0.1400 0.3061 0.1073 3649.9804 0.1673 0.1492 0.3975 0.1212 3650.1328 0.1906 0.1682 0.4793 0.1495 3650.2852 0.2082 0.1732 0.4460 0.2335 3650.4376 0.2008 0.1490 0.4169 0.3455 3650.5900 0.1857 0.1307 0.4568 0.3668 3650.7424 0.1746 0.1175 0.4969 0.3806 3650.8948 0.1818 0.1300 0.4684 0.3448 3651.0472 0.1893 0.1296 0.4454 0.3979 3651.1996 0.1933 0.1379 0.4288 0.3694 3651.3520 0.1968 0.1447 0.4320 0.3472 3651.5044 0.2017 0.1641 0.4232 0.2507 3651.6568 0.2103 0.1755 0.4208 0.2325 3651.8092 0.2105 0.1771 0.4307 0.2226 3651.9616 0.2107 0.1743 0.4120 0.2428 3652.1140 0.2074 0.1779 0.3765 0.1971 3652.2664 0.2090 0.1848 0.3983 0.1616 3652.4188 0.2086 0.1862 0.4295 0.1492 3652.5712 0.2077 0.1840 0.4339 0.1583 3652.7236 0.2099 0.1834 0.4398 0.1764 3652.8760 0.2093 0.1794 0.4715 0.1990 3653.0284 0.2067 0.1734 0.5078 0.2218 3653.1808 0.2011 0.1648 0.5210 0.2425 3653.3332 0.1995 0.1640 0.5316 0.2368 3653.4856 0.2015 0.1711 0.5451 0.2032 3653.6380 0.2132 0.1889 0.5022 0.1619 3653.7904 0.2185 0.2012 0.5343 0.1154 3653.9428 0.2191 0.2004 0.5997 0.1244 3654.0952 0.2163 0.2002 0.6612 0.1073 3654.2476 0.2082 0.1868 0.7181 0.1427 3654.4000 0.1973 0.1726 0.7668 0.1649 3654.5524 0.1878 0.1556 0.8069 0.2146 3654.7048 0.1854 0.1510 0.8024 0.2298 3654.8572 0.1819 0.1473 0.8110 0.2304 3655.0096 0.1612 0.1275 0.9160 0.2245 3655.1620 0.1369 0.1058 0.9427 0.2071 3655.3144 0.1180 0.0876 0.9051 0.2027 3655.4668 0.1088 0.0824 0.8456 0.1760 3655.6192 0.1106 0.0842 0.7226 0.1759 3655.7716 0.1206 0.0911 0.6270 0.1967 3655.9240 0.1440 0.1137 0.5006 0.2022 3656.0764 0.1671 0.1339 0.4388 0.2213 3656.2288 0.1920 0.1632 0.5387 0.1919 3656.3812 0.2075 0.1787 0.6857 0.1923 3656.5336 0.2134 0.1908 0.7768 0.1509 3656.6860 0.2149 0.1947 0.8271 0.1344 3656.8384 0.2151 0.1939 0.8547 0.1417 3656.9908 0.2198 0.1925 0.8688 0.1824 3657.1432 0.2125 0.1761 0.9198 0.2427 3657.2956 0.1951 0.1512 1.0000 0.2928 3657.4480 0.1621 0.1086 1.0000 0.3564 3657.6004 0.1357 0.0623 1.0000 0.4894 3657.7528 0.1223 0.0239 1.0000 0.6561 3657.9052 0.1280 0.0172 0.9675 0.7387 3. Kêt quả theo mô hình Simadoux Index PHIT PIGN SUWI VCL m m3/m3 m3/m3 m3/m3 m3/m3 3639.0076 0.1450 0.0477 0.7832 0.6489 3639.1600 0.1592 0.0623 0.7489 0.6456 3639.3124 0.1697 0.0717 0.7333 0.6536 3639.4648 0.1790 0.0793 0.7245 0.6642 3639.6172 0.1842 0.0839 0.7518 0.6686 3639.7696 0.1891 0.0980 0.7532 0.6068 3639.9220 0.1974 0.1314 0.5871 0.4397 3640.0744 0.1985 0.1462 0.5181 0.3488 3640.2268 0.2058 0.1580 0.5293 0.3188 3640.3792 0.1972 0.1474 0.5234 0.3324 3640.5316 0.1864 0.1356 0.4682 0.3387 3640.6840 0.1642 0.1097 0.4221 0.3634 3640.8364 0.1532 0.0897 0.4682 0.4236 3640.9888 0.1571 0.0978 0.4661 0.3954 3641.1412 0.1758 0.1262 0.4066 0.3301 3641.2936 0.1975 0.1635 0.3488 0.2264 3641.4460 0.2077 0.1791 0.3281 0.1909 3641.5984 0.2101 0.1839 0.3245 0.1748 3641.7508 0.2071 0.1804 0.3298 0.1782 3641.9032 0.2081 0.1833 0.3305 0.1649 3642.0556 0.2012 0.1753 0.3412 0.1727 3642.2080 0.2016 0.1771 0.3381 0.1633 3642.3604 0.2039 0.1781 0.3336 0.1721 3642.5128 0.2042 0.1804 0.3291 0.1581 3642.6652 0.1982 0.1731 0.3416 0.1671 3642.8176 0.1953 0.1676 0.3490 0.1845 3642.9700 0.1973 0.1682 0.3448 0.1942 3643.1224 0.2027 0.1720 0.3332 0.2046 3643.2748 0.2064 0.1819 0.3165 0.1636 3643.4272 0.2044 0.1790 0.3254 0.1689 3643.5796 0.1917 0.1680 0.3398 0.1585 3643.7320 0.1778 0.1494 0.3481 0.1894 3643.8844 0.1708 0.1360 0.3595 0.2317 3644.0368 0.1625 0.1206 0.3887 0.2793 3644.1892 0.1521 0.1114 0.4428 0.2714 3644.3416 0.1495 0.1158 0.4644 0.2243 3644.4940 0.1618 0.1276 0.4026 0.2282 3644.6464 0.1786 0.1353 0.3614 0.2888 3644.7988 0.1941 0.1423 0.3346 0.3454 3644.9512 0.2090 0.1569 0.3195 0.3475 3645.1036 0.2204 0.1755 0.3286 0.2993 3645.2560 0.2273 0.1875 0.3433 0.2653 3645.4084 0.2134 0.1796 0.3949 0.2255 3645.5608 0.1908 0.1537 0.4584 0.2472 3645.7132 0.1859 0.1425 0.4824 0.2890 3645.8656 0.1987 0.1359 0.4094 0.4189 3646.0180 0.2106 0.1291 0.5347 0.5429 3646.1704 0.2131 0.1309 0.6007 0.5480 3646.3228 0.2066 0.1429 0.4410 0.4242 3646.4752 0.2022 0.1610 0.3908 0.2741 3646.6276 0.1798 0.1505 0.4009 0.1950 3646.7800 0.1554 0.1317 0.4062 0.1579 3646.9324 0.1348 0.1144 0.3913 0.1357 3647.0848 0.1342 0.1160 0.3509 0.1212 3647.2372 0.1500 0.1249 0.3244 0.1673 3647.3896 0.1765 0.1521 0.3257 0.1623 3647.5420 0.1993 0.1746 0.3255 0.1643 3647.6944 0.2115 0.1896 0.2888 0.1461 3647.8468 0.2139 0.1927 0.3262 0.1412 3647.9992 0.2073 0.1823 0.3569 0.1661 3648.1516 0.2084 0.1847 0.3711 0.1581 3648.3040 0.2108 0.1869 0.3686 0.1595 3648.4564 0.2155 0.1908 0.3728 0.1648 3648.6088 0.2149 0.1896 0.3746 0.1684 3648.7612 0.2159 0.1940 0.3614 0.1464 3648.9136 0.2167 0.1981 0.3505 0.1246 3649.0660 0.2190 0.2019 0.3527 0.1139 3649.2184 0.2116 0.1930 0.3705 0.1241 3649.3708 0.2069 0.1887 0.3703 0.1212 3649.5232 0.1894 0.1738 0.3816 0.1036 3649.6756 0.1671 0.1502 0.3474 0.1125 3649.8280 0.1561 0.1400 0.3043 0.1073 3649.9804 0.1673 0.1492 0.3957 0.1212 3650.1328 0.1906 0.1682 0.4774 0.1495 3650.2852 0.2082 0.1732 0.4414 0.2335 3650.4376 0.2008 0.1490 0.4060 0.3455 3650.5900 0.1857 0.1307 0.4450 0.3668 3650.7424 0.1746 0.1175 0.4852 0.3806 3650.8948 0.1818 0.1300 0.4583 0.3448 3651.0472 0.1893 0.1296 0.4310 0.3979 3651.1996 0.1933 0.1379 0.4163 0.3694 3651.3520 0.1968 0.1447 0.4212 0.3472 3651.5044 0.2017 0.1641 0.4176 0.2507 3651.6568 0.2103 0.1755 0.4160 0.2325 3651.8092 0.2105 0.1771 0.4264 0.2226 3651.9616 0.2107 0.1743 0.4067 0.2428 3652.1140 0.2074 0.1779 0.3727 0.1971 3652.2664 0.2090 0.1848 0.3958 0.1616 3652.4188 0.2086 0.1862 0.4274 0.1492 3652.5712 0.2077 0.1840 0.4316 0.1583 3652.7236 0.2099 0.1834 0.4370 0.1764 3652.8760 0.2093 0.1794 0.4681 0.1990 3653.0284 0.2067 0.1734 0.5040 0.2218 3653.1808 0.2011 0.1648 0.5167 0.2425 3653.3332 0.1995 0.1640 0.5277 0.2368 3653.4856 0.2015 0.1711 0.5422 0.2032 3653.6380 0.2132 0.1889 0.4999 0.1619 3653.7904 0.2185 0.2012 0.5331 0.1154 3653.9428 0.2191 0.2004 0.5984 0.1244 3654.0952 0.2163 0.2002 0.6602 0.1073 3654.2476 0.2082 0.1868 0.7168 0.1427 3654.4000 0.1973 0.1726 0.7657 0.1649 3654.5524 0.1878 0.1556 0.8065 0.2146 3654.7048 0.1854 0.1510 0.8021 0.2298 3654.8572 0.1819 0.1473 0.8111 0.2304 3655.0096 0.1612 0.1275 0.9193 0.2245 3655.1620 0.1369 0.1058 0.9475 0.2071 3655.3144 0.1180 0.0876 0.9098 0.2027 3655.4668 0.1088 0.0824 0.8475 0.1760 3655.6192 0.1106 0.0842 0.7217 0.1759 3655.7716 0.1206 0.0911 0.6242 0.1967 3655.9240 0.1440 0.1137 0.4965 0.2022 3656.0764 0.1671 0.1339 0.4338 0.2213 3656.2288 0.1920 0.1632 0.5360 0.1919 3656.3812 0.2075 0.1787 0.6837 0.1923 3656.5336 0.2134 0.1908 0.7755 0.1509 3656.6860 0.2149 0.1947 0.8260 0.1344 3656.8384 0.2151 0.1939 0.8536 0.1417 3656.9908 0.2198 0.1925 0.8672 0.1824 3657.1432 0.2125 0.1761 0.9189 0.2427 3657.2956 0.1951 0.1512 1.0000 0.2928 3657.4480 0.1621 0.1086 1.0000 0.3564 3657.6004 0.1357 0.0623 1.0000 0.4894 3657.7528 0.1223 0.0239 1.0000 0.6561 3657.9052 0.1280 0.0172 0.9578 0.7387