Tác giả

Phan Ngọc Quốc 1,2,3 , Phùng Đại Khánh 2,3*

Đơn vị công tác

1 Viện Dầu Khí Việt Nam; quocpn.vpilabs@vpi.pvn.vn

2 Bộ môn Khoan – Khai thác dầu khí, Khoa Kỹ thuật Địa chất & Dầu khí, Trường Đại học Bách Khoa Tp. Hồ Chí Minh; phungdaikhanh@hcmut.edu.vn

3 Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh; phungdaikhanh@hcmut.edu.vn

*Tác giả liên hệ: phungdaikhanh@hcmut.edu.vn; Tel: +84–918336685

Tóm tắt

Trong nghiên cứu này, dữ liệu độ rỗng, độ thấm từ tập cát kết tầng Miocen, mỏ Alpha thuộc bể Nam Côn Sơn được thu thập, phương pháp đơn vị dòng chảy thủy lực (HFU) được áp dụng để phân chia vỉa chứa thành các đơn vị dòng chảy. Từ mối quan hệ rỗng–thấm tương ứng trong mỗi đơn vị dòng chảy có thể thiết lập được công thức dự đoán độ thấm. Ngoài ra, dựa trên dữ liệu phân tích áp suất mao dẫn bơm ép thủy ngân (MICP), thông số R35 được kết hợp với số liệu độ rỗng, độ thấm để xây dựng công thức thực nghiệm cũng cho phép ước tính độ thấm. Kết quả dự đoán độ thấm của các mô hình từ phương pháp HFU và MICP đều cho ra các kết quả dự đoán có độ tin cậy cao hơn so với mô hình rỗng thấm truyền thống. So sánh sự thay đổi độ thấm theo độ sâu của các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu, độ thấm dự đoán từ hai phương pháp cho kết quả khớp với số liệu độ thấm đo được trên mẫu lõi.  Do đó, mô hình dự đoán độ thấm kết hợp phương pháp HFU và MICP có thể được áp dụng vào thực tiễn giúp nâng cao hiệu quả của công tác dự đoán độ thấm trong khu vực mỏ Alpha.

Từ khóa

Dự đoán độ thấm; HFU; MICP; R35

Trích dẫn bài báo

Quốc, P.N.; Khánh, P.Đ. Mô hình dự đoán độ thấm từ dữ liệu phân tích mẫu lõi bằng phương pháp HFU và MICP cho tập cát kết thuộc tầng Miocen, mỏ Alpha, bể Nam Côn Sơn. Tạp chí Khí tượng Thủy văn 2022, 740, 13-21. 

Tài liệu tham khảo

1. Hiep, N.V. et al. (Eds.), Petroleum Geology and Resources of Vietnam, second ed. Science and Technical Publishing House, Hanoi Vietnam, Vietnam, 2017.

2. Dung, B.V.; Tuan, H.A.; Kieu, V.N.; Man, H.Q.; Thanh Thuy, N.T.; Dieu Huyen, P.T. Depositional environment and reservoir quality of Miocene sediments in the central part of the Nam Con Son Basin, southern Vietnam shelf. Mar. Pet. Geol. 2015, 97, 672–689.

3. Man, H.Q.; Hien, D.H.; Thong, K.D.; Dung, B.V.; Hoa, N.M.; Hoa, T.K.; Kieu, N.V.; Ngoc, P.Q. Hydraulic Flow Unit Classification and Prediction Using Machine Learning Techniques: A Case Study from the Nam Con Son Basin, Offshore Vietnam. Energies 2021, 14(22), 7714.

4. Ebanks Jr, W.J. Flow Unit Concept – Integrated Approach to Reservoir Description for Engineering Projects. Am. Assoc. Pet. Geol. Bull. 1987, 71, 551–552.

5. Amaufule, J.O.; Mehmet, A.; Diebbar, T.; David, G.K.; Dare, K.K. Enhanced Reservoir description: Using Core and Log Data to Indentify Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells. Paper SPE 26436 presented at the 1993 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, Octorber 3–6.

6. Djebbar, T.; Erle, C.D. Petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fuid transport properties. Gulf Professional Publisher, 2015.

7. Sami, M.A. The Use of High Pressure MICP Data in Reservoir Characterization, Developing A New Model for Libyan Reservoirs, 2019.

8. Tarek, A. Reservoir engineering handbook. Gulf Professional Publisher, 2019.