Mô hình dự đoán độ thấm, độ bão hòa nước từ dữ liệu phân tích mẫu lõi bằng phương pháp hfu và micp cho tập cát kết miocen mỏ alpha, bể nam côn sơn

I H C QU C GIA TP HCM TR NGă I H C BÁCH KHOA PHAN NG C QU C MƠ HÌNH D T D ỐNă TH M,ă BẩOăHọAăN LI U PHÂN TÍCH M U LÕI B NGăPH C NGă PHÁP HFU VÀ MICP CHO T P CÁT K T MIOCEN M ALPHA, B NAMăCỌNăS N Chuyên ngành: K thu t D u Khí Mã s : 8520604 LU σăV σăTH CăS TP H CHÍ MINH, tháng 07 n m 2022 Cơngătrìnhăđ Cán b h c hồn thành t i: Tr ngă ng d n khoa h c: TS Phùngă i h c Bách Khoa ậ HQGă-HCM i Khánh Cán b ch m nh n xét 1: TS Tr năV ăTùng Cán b ch m nh n xét 2: TS PhùngăV năH i Lu năv năth căs ăđ c b o v t iăTr ngă i h căBáchăKhoa,ă HQGăTp.ăHCMă ngày 15 tháng 07 n mă2022 Thành ph n H iăđ ngăđánhăgiáălu năv năth căs ăg m: Ch t ch PGS TS Nguy n Xuân Huy Th ký TS H Tr ng Long y viên TS PhùngăV năH i y viên TS Tr n V Tùng y viên TS Phùngă i Khánh Xác nh n c a Ch t ch H iăđ ngăđánhăgiáăLVăvƠăTr ngành sau lu năv năđưăđ c s a ch a (n u có) TR CH T CH H Iă NG PGS TS Nguy n Xuân Huy ng Khoa qu n lý chuyên K THU T NG KHOA A CH T VÀ D U KHÍ I H C QU C GIA TP.HCM TR NGă I H C BÁCH KHOA C NG HÒA Xà H I CH NGH AăVI T NAM c l p - T - H nh phúc NHI M V LU NăV NăTH CăS H tênăh căviên: PHANăNG CăQU C σgƠy,ătháng,ăn măsinh: 20/02/1988 Chuyên ngành: K ăThu tăD uăKhí I TểNă TÀI MSHV: σ iăsinh: Mưăs : 1870199 Phú n 8520604 MƠ HÌNH D ỐNă TH M,ă BẩOăHọAăN C T D LI U PHÂN TÍCH M U LÕI B NGăPH NGăPHÁPăHFUăVĨăMICPăCHOăT P CÁT K T T NG MIOCEN M ALPHA, B NAMăCỌNăS N A HYBRID MODEL FOR PERMEABILITY AND WATER SATURATION PREDICTION FROM CORE ANALYSIS DATA USING HFU AND MICP FOR MIOCENE SANDSTONE RESERVOIR IN ALPHA GASFIELD, NAM CON SON BASIN II NHI M V VÀ N I DUNG - Phơnăchiaălo iăđáăch aăchoăt păcátăk tăthu căt ngăMiocen,ăm ăAlpha,ăb ăσamă CơnăS năt ăd ăli uăphơnătíchăm uălõiăb ngăcáchăápăd ngăph ngăphápăHFUăvƠăMICP - Xơyăd ngăcácămơăhìnhăd ăđốnăđ ăth m - Xơyăd ng mơăhìnhăd ăđốnăđ ăbưoăhòaăn căt ăd ăli uăMICP III NGÀY GIAO NHI M V : 14/02/2022 IV NGÀY HOÀN THÀNH NHI M V : 15/07/2022 V CÁN B H NG D N: TS.ăPhùngă i Khánh Tp H Chí Minh, ngày tháng ÀO T O NG D N i Khá TR NG n m 2022 A K THU T A CH T VÀ D U KHÍ Lu năV năT t Nghi p Th căS L I C Mă N Sau m t th i gian dài h c t p làm vi c m t cách nghiêm túc, Lu năv năcaoă h c chuyên ngành K Thu t D u Khí v iăđ tài nghiên c uăắMỌăHÌσHăD TH M,ă PH BẩτăHọAăσ CT D LI U PHÂN TÍCH M U LÕI B NG σGă PHÁPă HFUă VĨă MICPă CHτă T P CÁT K T T NG MIOCEN M ALPHA, B σAMăCỌσăS σẰăc a h c viên Phan Ng c Qu c đưăđ cóăđ τÁσă c thành qu này, tác gi đưănh năđ c hoàn t t.ă c r t nhi u s giúpăđ t n tình ch b o c a th y/ cô giáo khoa K Thu tă a Ch t & D uăKhíătr ngă i h c Bách Khoa TPHCM, c ngănh ăs h tr t ban lưnhăđ o b năbèăđ ng nghi p t i Vi n D u Khí Vi t Nam (VPI-Labs) V i lịng bi t năsơuăs c, em xin chân thành c mă năt p th th y/ cô giáo Khoa K thu t D uăkhíăđưătruy n gi ng l i cho không ch em mà b n h c viên cao h c niên Khóa 2018 v i nh ng tri th c kinh nghi m c a Xin chân thành c mă năban lưnhăđ o b năbèăđ ng nghi p t i Vi n D u Khí Vi t Nam (VPI-Labs) đưălnăthúcăđ y, t oăđ ng l căđ tác gi ph năđ u, không ng ng h c t p nâng cao ki n th c c bi t xin chân thành c mă năs giúpăđ vƠăh giáo h ng d n: Ti năs ăPhùngă i Khánh đưăh ng d n nhi t tình c a th y ng d n tác gi l păđ c ngăvƠăhoƠnă thành b n lu năv nănƠy Tp H Chí Minh, ngày / /2022 H c viên Cao h c Phan Ng c Qu c i Lu năV năT t Nghi p Th căS TÓM T T LU NăV NăTH CăS th măvƠăđ bưoăhịaăn c thơng s v t lý th ch h c r t quan tr ng vi c đ cătr ngăhóaăv a ch a D đốnăchính xác thơng s giúp nâng cao hi u qu cơng tác mơ hình hóa d báo hi u su t c a v a ch a d u khí Vi c phân chia lo iăđá ch a (Rock-typing) phát tri n mơ hình phù h p có th giúp d đốnă t tăh năđ th măđ i v i gi ng khoan khơng có d li u m u lõi giúp đ bưoăhịaăn c tính c phù h p v i d li u minh gi i t k t qu kh o sát đ a v t lý gi ng khoan Có nhi u ph ngăphápăphơnăchiaălo iăđáăch a, m i ph ngăphápăcóă uăđi m riêng vi c áp d ng ph thu c vào ngu n d li u có s n Trong nghiên c uănƠy,ăph Flow Unit - HFU) ph ngăphápă đ năv dòng ch y th y l c (Hydraulic ngă phápă áp su t mao d n b mă ép th y ngân (Mercury Injection Capillary Pressure - MICP) đ căđ xu tăđ phân chia v a cát k t Miocen, m Alpha, b σamăCônăS n thành đ năv dòng ch y ho c lo iăđáăriêngăbi t mơ hình d đốn đ th măc ngăđ c phát tri n d aătrênăcácăph đánhăgiáăhi u qu c aăcácămơăhình,ăđ th mă đ đ c so sánh v iăđ th măđoăđ cătínhăđ đ i sang h khí/ăn c (h ch tăl uăc a v a)ăvƠăđ ng v i lo iăđáăch aăđ Leverett-Jăđ c t ph c t phơnătíchălõiăthơngăth ng cong áp su t mao d n h khí/ th y ngân thuăđ c xácăđ nh t ph ngăphápănƠy.ă ngăphápă ng Ngoài ra, c t d li uăMICPăđ c chuy n c phân chia thành t ng nhóm t ngă ngăphápăHFUăvƠăMICP.ăSauăđó,ăHàm c s d ngăđ trung bình hóa t t c cácăđ ng cong áp su t mao d n m i nhóm đáăch a Cu i cùng, b ng cách th c hi n m t s phép tốn, mơ hình chi u v iăcaoăđ bão hòa (Saturation Height Function - SHF)ăđ tính đ bão hịa n c xây d ngăđ c c cho v a ch a K t qu cho th y mơ hình d đốnăđ th măđ c phát tri n b ng ph ngăphápă HFU MICP có đ tin c y cao h năsoăv i mơ hình truy n th ng d m i quan h đ - r ngăđ th m, so sánh đ th m d đoánăđ đoătrên m u lõi đ u cho h s t t c t haiăph ngăphápăvƠăđ th m ngăquanăcaoă(R2 > 0.85) B ng vi c so sánh h s ngăquanăgi aăđ th m d đốnăt mơ hình v iăđ th măđoăđ r ng mơ hình th c nghi măđ th măvƠăkíchăth c, có th th y c phát tri n d a m i quan h gi aăđ r ng,ăđ c h ng kênh r ng (thuăđ c t phân tích MICP) cho k t qu t tăh nă ii Lu năV năT t Nghi p Th căS mơ hình HFU vi c d đoánăđ th m v a ch a b t đ ng nh t v i h s t ngăquanăR2 = 0.93 khiăph ngăphápăHFUăcho h s t ngăquanăR2 = 0.86 Ngoài ra, k t qu soăsánhăđ th m theo chi u sâu hai gi ng khoan thu c m Alphaăc ngăchoăth y m căđ tin c y c a mơ hình d đốnăđ th m.ăDoăđó,ăvi c k t h pă2ăph ngăphápăHFUăvƠăMICPăcóăth đ c ng d ng th c t s n xu t đ d đoánăđ th m cho m Alphaăc ngănh ăm r ng ph m vi cho khu v c lân c n Lu năv năc ngăđ aăraăđ mơ hình d đốnăđ bưoăhịaăn c m t quy trình g măcácăb căđ ti n hành xây d ng c t d li u phân tích áp su t mao d năb m ép th y ngân Sau áp d ngăHƠmăJăđ trung bình hóa d li u áp su t mao d n t ng lo iăđáăch a, k t qu đ bão hòa d đốnăđ c so sánh v iăđ bưoăhịaăn căxácăđ nh t phân tích Dean-stark m u lõi K t qu so sánh cho th yăđ bưoăhịaăn đốnăđ xuăh cd c t mơ hình kh p k t qu phân tích Dean-stark m u lõi phù h p v i ng c aăđ r ng,ăđ th m theo chi u sâu cho th y tính kh d ng c a d li u MICP Hàm J vi c xây d ng mơ hình d đốnăđ bưoăhịaăn c cho v a ch a b tăđ ng nh t t ng Miocen, m Alpha b σamăCônăS n Tuyănhiên,ăđ t ngăc đ tin c y m r ng ph m vi ng d ng c a mơ hình d đốnăđ bưoăhịaăn d li u MICP c n b sung, k t h p v i tài li uăđ a v t lý gi ng khoan iii ng ct Lu năV năT t Nghi p Th căS ABSTRACT Permeability and water saturation are essential petrophysical parameters in reservoir characterization Precise estimation of these key parameters leads to enhance process of modeling and forecasting the performance of hydrocarbon reservoir Therefore, determining rock type and developing properly model can help better predicting permeability for non-cored wells and help achieving a satifactory water saturation match There have been various techniques for rock-typing, each technique has its own benefit depending on available of data In this study, Hydraulic flow units (HFU) and Mercury Injection Capillary pressure (MICP) methods were proposed to divide Miocene sandstone reservoir, Alpha field, Nam Con Son basin into several separated HFU or rock types and permeability prediction models were also developed based on these methods The estimated permeability obtained by each method were compared with measured permeability from routine core analysis to evaluate the performance of models Moreover, the capillary pressure curves derived from MICP data were assigned to groups according to determined rock types Afterward, Leverett-J function was employed to normalize all capillary curves in each group Finally, by performing some mathematics, Saturation Height Function (SHF) was established to estimate water saturation for each zone of the reservoir The result showed that permeability models conducted by HFU and MICP techniques performed quite good agreement between predicted permeability and measured permeability Particularly, both proposed methods gave satisfactory results, with high correlation coefficient (R2 > 0.85) In fact, the empirical model developed based on the relationship between porosity, permeability and pore throat size (derived from MICP) is more suitable for permeability estimation in heterogeneous reservoir than HFU model The relationship between estimated permeability of empirical model and measured permeability had a coefficient of correlation (R2) of 0.93, while the relationship between that of HFU model and measured permeability had a R2 value of 0.86 By plotting permeability profile with the depth for wells of Alpha field, the agreement between predicted permeability and measured permeability was iv Lu năV năT t Nghi p Th căS also fingered out Therefore, predicted permeability model developed from HFU and MICP methods can be applied for other reservoirs in nearby area to improve the matching between the measured and estimated permeability In addition, a procedure was proposed to establish the SHF model from MICP data The application of Leverett-J function to corresponding rock types catergorized by HFU and MICP methods was quite reliable to determine water saturation The comparison between estimated water saturation and Dean-stark water saturation on core samples indicated the good matching, hence the integrated method using MICP data and Leverett-J function can be applied to develop the water saturation model for Alpha field as well as nearby areas v Lu năV năT t Nghi p Th căS L IăCAMă OANăC A TÁC GI LU NăV N Tác gi xinăcamăđoanăđ tài ắMÔ HÌNH D HọAăN CT D ỐNă TH M,ă LI U PHÂN TÍCH M U LÕI B NGăPH HFU VÀ MICP CHO T P CÁT K T T NG MIOCEN M BÃO NGăPHÁPă ALPHA, B NAM CỌNăS NẰ cơng trình nghiên c u c a tác gi Các s li u, k t qu báo cáo trung th c Tơi xin ch u hồn tồn trách nhi m v vi căcamăđoanănƠy Tp H Chí Minh, ngày / /2022 Tác gi Phan Ng c Qu c vi Lu năV năT t Nghi p Th căS M CL C L I C Mă N i TÓM T T LU NăV NăTH CăS ii DANH M C HÌNH NH ix DANH SÁCH B NG BI U xii DANH SÁCH THU T NG PH N M Ch VI T T T xiii U ngă1 10 T NGăQUANăV ăKHUăV CăNGHIểNăC U 10 1.1ă căđi măđ aăch tăb nătr ngăσamăCônăS n 10 1.1.1ăV ătríăđ aălỦăvƠăl chăs ăphátătri năđ aăch tăb nătr ngăσamăCônăS n 10 1.1.2ă aăt ngăb nătr ngăσamăCônăS n 13 1.2ă căđi măđ aăch tăkhuăv căm ăAlpha 23 1.2.1ăT ngăquan 23 1.2.2ă căđi măđ aăt ng 24 1.2.3ăL chăs ăphátătri năđ aăch tăLôăA 28 1.2.4ăMơiătr ngătr mătích 28 1.2.5ăCh tăl ngăv aăch a 29 Ch ngă2 32 CÁCăPH NGăPHÁPăPHỂNăCHIAăLO Iă ÁăCH AăD AăTRểNăD ăLI Uă PHỂNăTệCHăM UăLẪI 32 2.1 Ph ngăphápăđ năv dòng ch y th y l c 32 2.1.1ă nhăngh aăđ năv dòng ch y (HFU) 32 2.1.2 Cơng th c tính HFU 32 2.2 Ph ngăphápăphơnătíchăápăsu t mao d năb măépăth y ngân ậ MICP 36 2.2.1ăC ăs lý thuy t c aăph ngăphápăMICP 36 2.2.2 Thí nghi m phân tích áp su t mao d năb măépăth y ngân ậ MICP 38 2.2.3 Phân b kíchăth 2.2.4 Ch c h ng kênh r ng (Pore throat size distribution) 41 ng d ng thông s R35 vi c phân chia lo iăđáăch a 43 ngă3 45 vii Lu năV năT t Nghi p Th căS Hình 23 Soăsánhăđ bưoăhịaăn c d đốnăt mơ hình Hàm J v iăđ bão hịa n c t phân tích Dean-stark m u lõi thu c gi ng khoan Alpha-1 83 Lu năV năT t Nghi p Th căS Ch ngă5 K TăLU NăVĨăKI NăNGH 5.1 K tăLu n V iăm cătiêuăc aăđ ătƠiălƠăphátătri năcácămơăhìnhăd ăđốnăđ ăth măvƠăđ ăbưoă hịaăn căcóăđ ătinăc yăcaoăt ăd ăli uăphơnătíchăm uălõiăb ngăph ngăphápăHFUăvƠă MICPăchoăt păcátăk tăthu căt ngăMiocen,ăm ăAlpha,ăb ăσamăCônăS n.ăLu năv năđưă c ăb năhoƠnăthƠnhăm cătiêuăđ ăraăbanăđ uăv iăcácăk tălu nănh ăsau: 5.1.1ăK tălu năv ăphơnăchiaălo iăđáăch a - D li uăđ r ng,ăđ th m c a 189 m u hình tr đ c thu th p t m u lõi thu c t ng Miocen, m Alpha, b σamăCônăS n đ phân chia v a ch aăthƠnhăcácăđ năv dòng ch y th y l cătheoăph ngăphápăHFU Cóă6ăHFUăđ căxácăđ nh v i FZI trung bình n m kho ng t 0.03ăđ n 2.923 - K t qu phân tích MICP c a 32 m uăđ c k t h p v i d li u phân tích m u lõi tiêu chu nă đ xây d ng công th c th c nghi mă c tính thơng s R35 nh ă sau: (4.1) D a vào thơng s R35 có th phân chia v a ch a thành lo iăđá, lo iăđáăcóăch t l ng t t nh t c a v a ch a RRT-1 RRT-2 có phân b kênh r ng thu c nhóm Macroăđ năkênh,ăRRT-3 RRT-4 có ch tăl kênh RRT-5 có ch tăl ngăkémă h năthu c nhóm Meso hai ng nh t thu cănhómăđaăkênhăr ng 5.1.2ăK tălu năv ăcácămơăhìnhăd ăđốnăđ ăth m - Theoăph ngăphápăHFUăthi t l păđ c công th că cătínhăđ th măt ngă ng v iă6ăHFUăđ căxácăđ nh Ngoài ra, t m i quan h gi aăđ r ng,ăđ th m v i R35 xây d ngă đ c mơ hình th c nghi mă đ că tínhă đ th m, v i công th c: (4.8) - Các mơăhìnhăd ăđốnăđ ăth măđ căphátătri năt ăhaiăph ngăphápăHFUăvƠăMICPă đ uăchoăk tăqu ăcóăđ ătinăc yăcao h năsoăv iămơăhìnhăm iăquanăh ăđ ăr ngăậ đ ăth m 84 Lu năV năT t Nghi p Th căS truy năth ng Soăsánhăđ ăth măd ăđoánăđ m uălõiăđ uăchoăh ăs ăt căt ăhaiăph ngăphápăvƠăđ ăth măđoătrênă ngăquanăcaoă(R2 > 0.85) - K tăqu ăsoăsánhăđ ăth mătheoăchi uăsơuătrongăhaiăgi ngăkhoanăthu căm ăAlpha c ngăchoăth yăm căđ ătinăc y c aăcác mơ hình d ăđốnăđ ăth m.ăDoăđó,ăvi căk tăh pă hai ph ngăphápăHFUăvƠăMICPăcóăth ăđ că ngăd ngătrongăth căt ăs năxu tăđ ănâng caoăhi uăqu ăc aăcơngătácăd ăđốnăđ ăth măchoăm ăAlphaăc ngănh ăm ăr ngăph mă viăchoăkhuăv călơnăc n 5.1.2ăK tălu năv ăvi căxơyăd ngămơăhìnhăd ăđốnăđ ăbưoăhịaăn - Lu năv năđư đ xu t m t quy trình g măcácăb căđ ti n hành xây d ng mơ hình d đốnăđ bưoăhịaăn c t d li u phân tích MICP bưoăhịaăn c t mơ hình t - c d đốnăđ stark m u lõi phù h p v iăxuăh c ngăđ i kh p k t qu phân tích Dean- ng c aăđ r ng,ăđ th m theo chi u sâu cho th y tính kh d ng c a d li u MICP Hàm J vi c xây d ng mơ hình d đốnă đ bưoăhòaăn c cho v a ch a b tăđ ng nh t t ng Miocen, m Alpha 5.2 Ki năNgh t ngăc ngăđ ătinăc yăcho cácămơăhìnhăd ăđốnăđ ăth m,ăđ ăbưoăhịaăn că vƠăápăd ngăcácămơăhìnhănƠyătrên quyămơăl năh nătácăgi ăcóăm tăs ăki năngh ăsau: - T ngăs ăl ngăm uăchoăcácăch ătiêuăphân tích RCA vƠăphơnătíchăMICPă ăcácăthƠnhă h ăkhácănhauăc aăm ăAlpha vƠăkhuăv călơnăc n - C n soăsánhăk tăqu ăd ăđoánăđ ăth măv iăcácăd ăli uăth ăv a,ăd ăli uăl chăs ăl pă l iầ - So sánh,ăđ iăchi u k tăqu ăphơnătíchăMICPăv iăph mƠnăbánăth mă(Porousăplate)ăđ ăđánhăgiáăch tăl ngăphápălyătơmă(Centrifuge),ă ngăd ăli uăt ăMICP - B ăsungăvƠăk tăh păv iăcácătƠiăli uăđ aăv tălỦăgi ngăkhoan,ăminhăgi iăt ngăđá đ ă m ăr ngăph măviă ngăd ngăc aăcácămơăhìnhăd ăđốnăđ ăth m,ăđ ăbưoăhòaăn c - ng d ngă cácă ph nă m mă chuyênă d ngă nh :ă Techlog,ă Interactiveă Petrophysicsầă trongăvi căxơyăd ngămơăhìnhăSHF,ăc pănh tăd ăli uăv ăFWL,ăGWC 85 Lu năV năT t Nghi p Th căS TÀI LI U THAM KH O [1] H V Nguyen et al., ắPetroleum Geology and Resources of Vietnam,Ằ 2nd ed., Science and Technical Publishing House, Hanoi, Vietnam, 2017 [2] D V Bui, et al., ắDepositional environment and reservoir quality of Miocene sediments in the central part of the Nam Con Son Basin, southern Vietnam shelf,’’ Marine and Petroleum Geology, vol 97, pp 672ậ689, november 2018 [3] M V Hoàng ắ ng d ng lý thuy t v phân t th y l c dòng ch y (HFU) nghiên c u t ng ch a cát k t Mioxen h m R ng, b C u Long,Ằ Lu năv năth căs ,ătr [4] H K ngă i h c Bách Khoa Tp HCM, 2010 inh.ă ắXây d ngă mơă hìnhă khaiă thácă choă đ iă t ng C30 ậ t ng Oligocen, m H i Âu, b nătr ngăC u Long,Ằ Lu năv năth căs ,ătr ngă i h c Bách Khoa Tp HCM, 2012 [5] V T Ngo, V D Lu and V M Le ắA Comparison of Permeability Prediction Methods Using Core Analysis Data,Ằ Geomechanics and Geophysics for Geo-Energy and Geo-Resources, vol 4, pp 129-139, 2018 [6] P V Phung, H T Pham and A T Vu ắCalculating precise water saturation with hydraulică flowă unită usingă Leverett’să J-function A case study of field A, Cuu Long basin, offshore Vietnam,Ằ Petrovietnam Journnal, vol 6, pp 30-36, 2020 [7] N F Alhashmi et al., ắRock Typing Classification and Hydraulic Flow Units Definition of one of the most prolific Carbonate Reservoir in the Onshore Abu Dhabi,Ằ Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2016 [8] H E S Svendsen ắMICP-Based Rock Typing of Complex, Multi-Modal Formations in Edvard Grieg Field,Ằ Master’s Thesis, University of Stavanger, 2017 [9] L J Sivila ắPetrophysical evaluation of capillary pressure for a naturally fractured tight gas sandstone reservoir: A case study," Master’s Thesis, 86 Lu năV năT t Nghi p Th căS Colorado School of Mines, 2013 [10] G Guo, M Diaz, F Paz, J Smalley and E Waninger ắRock Typing as an Effective Tool for Permeability and Water-Saturation Modeling: A Case Study in a Clastic Reservoir in the Oriente Basin,Ằ Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, October 2005 [11] N B Ph m ắ căđi măđ a t ng phân t p tr m tích Miocene b Nam Cơn S n,Ằ T p chí Khoa h c HQGHN, s 01, 2016 [12] G Nguy n T T Nguy n ắB tr mătíchăσamăCơnăS năvƠăTƠiăσgună D u Khí,Ằ a ch t Tài nguyên D u khí Vi t Nam, 2007, pp 393-442 [13] W J Ebanks ắFlow unit concept - integrated approach to reservoir description for engineering projects," Paper presented at the Conference: American Association of Petroleum Geologists annual meeting, Los Angeles, CA, USA, 1987 [14] H Darcy ắDeterminationădesăloisăd’ecoulementădel’eauăaătraversăleăsable,Ằ in Hubbert, M K., The theory of ground water motion and related papers: Hafner Publishing Company, New York, pp 303-311, 1969 [15] J O Amaefule ắEnhanced Reservoir Description: Using Core and Log Data to Identify Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells,Ằ Paper presented at the SPE 26436 SPE-ATCE Conference, 1993 [16] D Tiab and E C Donaldson Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties, Elsevier/GPP Gulf Professional Publ, Amsterdam, 2012 [17] E W Washburn ắNote on a Method of Determining the Distribution of Pore Sizes in a Porous Material,Ằ National Academy of Science, vol.7, pp 115-116, 1921 [18] B B Kwon and G R Pickett ắA New Pore Structure Model and Pore Structure Interrelationships,Ằ Paper presented at the SPWLA Symposium, 87 Lu năV năT t Nghi p Th căS Society of Professional Well Log Analysts 16th Annual Logging Symposium, 1975 [19] S Jr Kolodzie ắAnalysis of Pore Throat Size and Used of the WaxmanSmits Equation to determine OOIP in Spindle Field, Colorado,Ằ Paper presented at the SPE-ATCE, 1980 [20] E D Pittman ắRelationship of Porosity and Permeability to Various Parameters Derived from Mercury Injection-Capillary Pressure Curves for Sandstone,Ằ AAPG Bulleting, vol 76, pp 191-198, 1992 [21] C McPhee, J Reed and I Zubizarreta Core Analysis: A Best Practice Guide, vol 64, Amsterdam, Netherlands: Elsevier Science, 2015, pp 484517 [22] S M Abojafer ắThe Use of High Pressure MICP Data in Reservoir Characterization, Developing A New Model for Libyan Reservoirs,Ằ Paper presented at the SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference, Abu Dhabi, UAE, october 2009 [23] T Ahmed Reservoir engineering handbook Gulf Professional Publisher, 2019, pp 189-303 [24] T Wu ắPermeability Prediction and Drainage Capillary Pressure Simulation in Sandstone Reservoirs,Ằ Doctoral Thesis, Texas A&M University, 2004 [25] T T Schowalter ắMechanics of secondary hydrocarbon migration and entrapment,Ằ AAPG Bulletin, vol 63, pp 723-760, 1979 [26] A J Katz, and A H Thompson ắQuantitative prediction of permeability in porous rocks,Ằ Physical Review B, vol 34, pp 8179-8181, 1986 [27] J B Jennings.ăắCapillary pressure techniques: application to exploration and development geology,Ằ AAPG Bulletin, vol.71, pp 1196-1209,1987 [28] R H Brooks, A T Corey.ă ắProperties of porous media affecting fluid flow,Ằ Journal of Irrigation and Drainage Division, Proceedings of the American Society of Civil Engineers, vol 92, pp 61-88, 1966 88 Lu năV năT t Nghi p Th căS [29] J H M Thomeer ắIntroduction of a pore geometrical factor defined by the capillary pressure curve,Ằ Journal of Petroleum Technology, vol 12, pp 73-77, 1960 [30] J H M Thomeer ắAir permeability as a function of three pore network parameters,Ằ Journal of Petroleum Technology, vol 35, pp 809-814, 1983 [31] E Clerke et al., ắApplication of Thomeer Hyperbolas to decode the pore systems, facies and reservoir properties of the Upper Jurassic Arab D Limestone, Ghawar field, Saudi Arabia: A Rosetta Stone approach,Ằ Geoarabia, vol 13, october 2008 [32] M C Leverett ắCapillary Behavior in Porous SolidsẰ, Transactions of the AIME, vol 142, pp 341-358, 1941 89 Lu năV năT t Nghi p Th căS PH L C A B ng A.1 Các thông s đ r ng,ăđ th m, Phiz, RQI, FZI c a t p h p 189 m u t m u lõi c a m Alpha, b NamăCônăS n M u ăr ng t ăs 0.19 PHIZ ăth m md 65.2550 18.7386 0.235 RQI m 0.582 FZI m 2.479 0.17 0.199 0.334 1.680 21.6243 0.16 0.197 0.360 1.823 20.1567 0.16 0.196 0.348 1.774 23.7178 0.16 0.192 0.381 1.978 29.4335 0.16 0.196 0.421 2.152 28.3944 0.16 0.194 0.415 2.143 27.9641 0.16 0.194 0.412 2.121 28.0642 0.17 0.199 0.408 2.054 10 28.1916 0.17 0.201 0.408 2.030 11 24.7288 0.17 0.201 0.382 1.905 12 21.3263 0.16 0.194 0.360 1.851 13 20.2160 0.16 0.191 0.353 1.851 14 17.7951 0.16 0.189 0.332 1.756 15 21.3613 0.16 0.191 0.362 1.892 16 20.0787 0.16 0.191 0.351 1.836 17 21.5225 0.16 0.189 0.365 1.930 18 24.3485 0.16 0.189 0.388 2.053 19 21.0463 0.16 0.187 0.363 1.943 20 32.9749 0.16 0.195 0.447 2.295 21 27.5556 0.17 0.200 0.404 2.020 22 29.1903 0.16 0.189 0.425 2.247 23 45.8218 0.17 0.205 0.515 2.511 24 12.8833 0.17 0.209 0.271 1.299 25 35.4304 0.19 0.231 0.432 1.873 26 37.1390 0.18 0.224 0.448 2.001 27 0.9247 0.16 0.194 0.075 0.385 28 1.3557 0.17 0.200 0.090 0.449 29 38.1287 0.18 0.218 0.459 2.109 30 16.9039 0.16 0.195 0.319 1.635 90 Lu năV năT t Nghi p Th căS M u ăr ng t ăs 0.16 PHIZ 31 ăth m md 16.2702 32 16.7723 33 0.196 RQI m 0.313 FZI m 1.595 0.17 0.203 0.313 1.537 13.9820 0.17 0.204 0.285 1.400 34 17.7950 0.17 0.202 0.323 1.597 35 16.7626 0.17 0.203 0.313 1.544 36 12.0238 0.16 0.192 0.271 1.409 37 7.8476 0.15 0.179 0.226 1.260 38 3.8136 0.14 0.166 0.162 0.978 39 0.0014 0.04 0.042 0.006 0.137 40 0.0010 0.04 0.036 0.005 0.144 41 0.0014 0.04 0.045 0.006 0.126 42 7.5330 0.16 0.188 0.217 1.151 43 16.4748 0.17 0.202 0.311 1.539 44 11.1255 0.17 0.199 0.257 1.291 45 13.0093 0.17 0.212 0.271 1.277 46 12.4140 0.17 0.211 0.265 1.260 47 12.3138 0.17 0.208 0.265 1.275 48 8.2704 0.17 0.199 0.222 1.112 49 12.0000 0.17 0.204 0.264 1.293 50 24.0145 0.17 0.202 0.376 1.863 51 16.0384 0.16 0.192 0.314 1.636 52 10.2973 0.15 0.178 0.259 1.453 53 5.3702 0.13 0.153 0.200 1.307 54 0.0013 0.03 0.035 0.006 0.174 55 0.0007 0.03 0.032 0.005 0.149 56 0.0010 0.03 0.031 0.006 0.181 57 0.0016 0.03 0.034 0.007 0.200 58 2.6806 0.12 0.141 0.146 1.033 59 4.8632 0.14 0.164 0.185 1.128 60 14.0616 0.16 0.187 0.297 1.590 61 14.1057 0.16 0.187 0.297 1.590 62 21.3387 0.16 0.194 0.360 1.858 63 15.9524 0.16 0.193 0.312 1.620 91 Lu năV năT t Nghi p Th căS M u ăr ng t ăs 0.16 PHIZ 64 ăth m md 11.1619 65 5.4581 66 0.185 RQI m 0.265 FZI m 1.430 0.15 0.175 0.190 1.087 4.1000 0.16 0.184 0.161 0.879 67 0.0597 0.11 0.122 0.023 0.192 68 107.0085 0.19 0.235 0.744 3.160 69 151.4184 0.18 0.216 0.916 4.239 70 4.2627 0.16 0.196 0.160 0.820 71 1.7154 0.16 0.184 0.104 0.569 72 3.8411 0.16 0.184 0.156 0.848 73 33.5584 0.18 0.212 0.435 2.045 74 53.2272 0.18 0.214 0.546 2.552 75 62.2237 0.18 0.215 0.588 2.733 76 63.7482 0.18 0.222 0.588 2.647 77 60.2133 0.18 0.224 0.570 2.545 78 46.1221 0.18 0.218 0.504 2.312 79 42.2602 0.18 0.215 0.485 2.261 80 53.0292 0.18 0.225 0.533 2.370 81 27.6817 0.18 0.214 0.393 1.837 82 14.7787 0.17 0.209 0.290 1.387 83 17.3264 0.18 0.213 0.312 1.463 84 12.7164 0.17 0.208 0.270 1.298 85 19.6551 0.17 0.207 0.336 1.619 86 32.8861 0.18 0.215 0.428 1.996 87 23.5985 0.17 0.210 0.366 1.747 88 18.0500 0.17 0.203 0.325 1.598 89 11.8066 0.16 0.195 0.267 1.369 90 11.1714 0.17 0.204 0.255 1.252 91 43.2316 0.18 0.225 0.482 2.142 92 3.9492 0.15 0.176 0.161 0.917 93 1.3796 0.14 0.160 0.099 0.622 94 41.1752 0.18 0.212 0.481 2.267 95 27.8195 0.16 0.196 0.409 2.090 96 22.1379 0.16 0.190 0.370 1.942 92 Lu năV năT t Nghi p Th căS M u ăr ng t ăs 0.15 PHIZ 97 ăth m md 17.7648 98 0.0131 99 0.181 RQI m 0.338 FZI m 1.861 0.08 0.086 0.013 0.148 37.0580 0.17 0.206 0.462 2.245 100 24.5051 0.16 0.191 0.388 2.036 101 20.9711 0.16 0.189 0.361 1.913 102 28.1422 0.17 0.209 0.400 1.913 103 56.8837 0.17 0.206 0.573 2.784 104 63.8657 0.17 0.208 0.605 2.909 105 64.8778 0.17 0.207 0.610 2.944 106 75.0286 0.18 0.216 0.645 2.989 107 83.8384 0.18 0.219 0.678 3.099 108 44.6003 0.17 0.200 0.514 2.567 109 49.9541 0.18 0.213 0.530 2.494 110 34.8821 0.17 0.198 0.456 2.307 111 42.8728 0.17 0.204 0.500 2.453 112 43.6367 0.17 0.211 0.497 2.350 113 1.4616 0.17 0.207 0.092 0.443 114 0.0047 0.04 0.044 0.010 0.241 115 0.0684 0.13 0.150 0.023 0.151 116 148.4142 0.17 0.206 0.925 4.490 117 2.0200 0.16 0.197 0.110 0.557 118 0.0208 0.12 0.138 0.013 0.094 119 0.0026 0.11 0.118 0.005 0.041 120 0.0064 0.11 0.129 0.007 0.058 121 0.0344 0.13 0.151 0.016 0.107 122 0.0095 0.11 0.126 0.009 0.073 123 0.0033 0.11 0.123 0.005 0.044 124 0.0189 0.13 0.149 0.012 0.081 125 8.6766 0.16 0.184 0.234 1.271 126 5.6530 0.18 0.216 0.177 0.823 127 69.3415 0.21 0.262 0.573 2.185 128 60.7100 0.21 0.271 0.530 1.952 129 7.5286 0.17 0.204 0.209 1.024 93 Lu năV năT t Nghi p Th căS M u ăr ng t ăs 0.19 PHIZ 130 ăth m md 14.0451 131 15.6055 132 0.236 RQI m 0.270 FZI m 1.144 0.19 0.238 0.283 1.192 20.1000 0.18 0.217 0.334 1.541 133 7.2945 0.17 0.202 0.207 1.025 134 0.5835 0.14 0.156 0.065 0.418 135 0.4985 0.13 0.148 0.062 0.415 136 4.7246 0.15 0.177 0.176 0.995 137 29.9555 0.18 0.223 0.402 1.802 138 2.0972 0.16 0.196 0.112 0.573 139 10.6149 0.17 0.211 0.245 1.158 140 1.0378 0.17 0.198 0.079 0.397 141 0.4455 0.14 0.158 0.057 0.359 142 0.1126 0.14 0.165 0.028 0.170 143 0.0778 0.15 0.180 0.022 0.125 144 0.7954 0.15 0.178 0.072 0.404 145 0.0737 0.15 0.176 0.022 0.125 146 0.6336 0.15 0.172 0.065 0.378 147 0.2471 0.17 0.205 0.038 0.184 148 0.0005 0.10 0.110 0.002 0.021 149 0.0009 0.11 0.120 0.003 0.024 150 0.0001 0.03 0.034 0.001 0.044 151 0.0080 0.14 0.164 0.007 0.045 152 0.0003 0.10 0.107 0.002 0.016 153 0.0024 0.12 0.135 0.004 0.033 154 0.0086 0.13 0.145 0.008 0.057 155 0.1107 0.13 0.148 0.029 0.196 156 0.0228 0.13 0.147 0.013 0.090 157 0.0612 0.13 0.149 0.022 0.144 158 1.1992 0.15 0.176 0.089 0.507 159 0.1909 0.15 0.178 0.035 0.199 160 0.0125 0.12 0.134 0.010 0.076 161 5.9868 0.17 0.202 0.188 0.931 162 13.5307 0.19 0.231 0.267 1.153 94 Lu năV năT t Nghi p Th căS M u ăr ng t ăs 0.13 PHIZ 163 ăth m md 0.0377 164 5.8336 165 0.154 RQI m 0.017 FZI m 0.108 0.14 0.161 0.203 1.262 17.5202 0.18 0.226 0.306 1.351 166 4.3937 0.16 0.196 0.163 0.829 167 0.0011 0.12 0.133 0.003 0.022 168 0.0305 0.13 0.153 0.015 0.099 169 0.0456 0.15 0.178 0.017 0.097 170 2.0239 0.15 0.173 0.116 0.670 171 5.0173 0.16 0.190 0.176 0.924 172 0.0617 0.11 0.127 0.023 0.183 173 0.0001 0.07 0.074 0.001 0.014 174 0.0002 0.08 0.092 0.001 0.016 175 0.0014 0.10 0.115 0.004 0.032 176 0.0001 0.08 0.087 0.001 0.013 177 0.0001 0.08 0.091 0.001 0.013 178 0.0001 0.07 0.076 0.001 0.014 179 0.0001 0.07 0.077 0.001 0.012 180 0.0004 0.08 0.089 0.002 0.026 181 0.0132 0.14 0.157 0.010 0.062 182 0.2531 0.14 0.163 0.042 0.258 183 2.2323 0.17 0.208 0.113 0.542 184 182.1566 0.23 0.294 0.889 3.022 185 0.2643 0.16 0.191 0.040 0.211 186 0.0612 0.15 0.183 0.020 0.108 187 0.3657 0.15 0.179 0.049 0.271 188 0.0183 0.12 0.142 0.012 0.085 189 0.0188 0.13 0.146 0.012 0.082 95 Lu năV năT t Nghi p Th căS PH L C B B ng B.1 Các thông s đ r ng,ăđ th m, R35, Pd t 32 m u phân tích MICP M u ăr ng, % ăth m, md R35, m Pd, psi 18.13 19.77 14.68 4.983 25.566 1.036 1.903 2.959 0.336 18.05 20.14 32.09 10 11 12 14.04 16.28 17.68 16.34 15.52 17.15 17.99 16.64 16.85 0.638 2.702 5.705 1.101 0.454 0.926 9.523 8.391 7.946 0.160 0.276 0.665 0.238 0.192 0.401 1.472 0.423 0.458 27.93 22.45 18.02 25.02 37.60 37.08 18.04 16.16 11.65 13 14 15 16 17 18 19 20 21 16.59 17.88 19.47 19.04 16.98 16.69 16.29 18.50 17.56 13.382 16.225 20.281 0.599 26.981 20.632 22.097 1.541 17.397 0.755 1.814 1.720 0.383 3.413 2.865 3.108 0.526 2.383 14.49 12.99 12.99 22.45 18.06 18.05 18.06 51.56 20.13 22 23 24 25 26 27 28 29 30 17.62 17.45 14.38 18.44 15.99 19.12 17.35 17.26 18.34 12.952 13.621 4.178 150.398 2.306 65.844 17.951 28.170 62.991 2.056 1.687 1.486 6.689 1.084 4.665 2.662 3.252 4.528 22.44 22.44 37.02 9.37 51.66 14.48 22.43 18.05 14.49 31 32 18.70 18.03 81.353 43.229 5.159 4.539 11.65 14.48 96 Lu năV năT t Nghi p Th căS PH N LÝ L CH TRÍCH NGANG H tên: PHAN NG C QU C σgƠy,ătháng,ăn măsinh:ă20/02/1988 a ch liên l c: Lô E2b-5, đ Th σ iăsinh: Phú Yên ng D1, khu Công Ngh Cao, ph ng Tân Phú, Tp c QUÁăTRỊNHă ĨOăT O 2006 ậ 2010: Khoa a ch t, Tr 2018 ậ 2022: Khoa K thu t ng đ i h c Khoa H c T Nhiên ậ HQGă- HCM a ch t D u khí, Tr ngă i h c Bách Khoa ậ HQGăậ HCM Q TRÌNH CƠNG TÁC T Tháng 5/2012 ậ nay: K s ăt i Vi n D u khí Vi t Nam (VPI) 97 ... ng? ?pháp HFU, MICP đ phân chia lo iăđáăch a cho t p cát k t thu c t ng Miocen, m Alpha, b σam? ?Côn? ?S n - Phát tri n mơ hình d đốnăđ th m d a vào ph - ng? ?pháp? ?HFU MICP xu t quy trình xây d ng mơ hình. .. ngăvƠăđánhăgiáăcácămơă hình? ?d đốnăđ th m,ăđ bão hòa c cho t p cát k t thu c t ng Miocen, m Alpha, b Nam? ?Côn? ?S n - Phân chia lo iăđáăch a cho t p cát k t thu c t ng Miocen, m Alpha, b Nam CơnăS n - Xây... NăV N Tác gi xinăcamăđoanăđ tài ắMƠ HÌNH D HọAăN CT D OÁNă TH M,ă LI U PHÂN TÍCH M U LÕI B NGăPH HFU VÀ MICP CHO T P CÁT K T T NG MIOCEN M BÃO NGăPHÁPă ALPHA, B NAM CỌNăS NẰ cơng trình nghiên c