BỘ GIÁO DỤC ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT BÙI HỮU PHƯỚC ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG THẤM CHỨA DẦU KHÍ TRẦM TÍCH ĐIỆN TRỞ THẤP LÔ 16 1 BỂ CỬU LONG LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI 2021 BỘ GIÁO DỤC ĐÀO TẠO T[.]
BỘ GIÁO DỤC ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT BÙI HỮU PHƯỚC ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG THẤM CHỨA DẦU KHÍ TRẦM TÍCH ĐIỆN TRỞ THẤP LƠ 16-1 BỂ CỬU LONG LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI - 2021 BỘ GIÁO DỤC ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT BÙI HỮU PHƯỚC ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG THẤM CHỨA DẦU KHÍ TRẦM TÍCH ĐIỆN TRỞ THẤP LÔ 16-1 BỂ CỬU LONG Chuyên ngành: Kỹ thuật địa chất Mã số: 95.20.501 LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS.TS Lê Hải An PGS.TS Hoàng Văn Quý (Xác nhận luận án chỉnh sửa theo góp ý phản biện độc lập) HÀ NỘI - 2021 i LỜI CAM ĐOAN Tác giả xin cam đoan đề tài: “Đánh giá tiềm thấm chứa dầu khí trầm tích điện trở thấp lơ 16-1 bể Cửu Long” cơng trình nghiên cứu riêng tác giả Các kết nghiên cứu luận án trung thực chưa công bố Việt Nam giới Các nguồn tài liệu tham khảo trích lục theo quy định Hà Nội, ngày 10 tháng 05 năm 2021 Tác giả luận án Bùi Hữu Phước ii LỜI CẢM ƠN Tác giả xin chân thành cảm ơn PGS.TS Lê Hải An - Nguyên hiệu trưởng trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hà Nội, PGS.TS Hoàng Văn Q - Hội Dầu Khí Việt Nam, mơn Địa Chất Dầu Khí, Khoa Dầu Khí phịng đào tạo sau đại học trường Đại học Mỏ Địa Chất, ban lãnh đạo anh chị em đồng nghiệp Phòng Địa Chất Cơng Nghệ Mỏ Cơng Ty Hồng Long - Hồn Vũ tận tình hướng dẫn, động viên tạo điều kiện giúp đỡ suốt trình nghiên cứu từ năm 2013 đến để hoàn thành luận án Sự khích lệ động viên tinh thần gia đình suốt q trình nghiên cứu hồn thiện đề tài Tác giả xin chân thành cảm ơn nhà nghiên cứu trước lĩnh vực Việt Nam giới tác giả trích luận danh sách tài liệu tham khảo giúp tác giả bổ sung để hình thành luận điểm luận án, ý tưởng khoa học làm phong phú thêm kiến thức trang bị q trình nghiên cứu hồn thiện đề tài iii MỤC LỤC Trang Lời cam đoan i Lời cảm ơn ii Mục lục iii Danh mục ký hiệu chữ viết tắt vi Danh mục bảng ix Danh mục hình x MỞ ĐẦU CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 10 1.1 Vị trí đối tượng nghiên cứu 10 1.2 Đặc điểm địa lý tự nhiên 10 1.3 Lịch sử thăm dò thẩm lượng 11 1.4 Đặc điểm địa chất 12 1.4.1 Địa tầng mỏ TGT 12 1.4.2 Cấu kiến tạo mỏ TGT 18 1.4.3 Liên kết phân đới vỉa 22 1.4.4 Mô tả vỉa chứa 24 1.5 Lịch sử hình thành phát triển địa chất khu vực nghiên cứu 25 1.6 Cơ sơ sở tài liệu luận án 30 CHƯƠNG 2: CÁC NGUYÊN NHÂN GÂY RA ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP 32 2.1 Các đối tượng chứa dầu có trở suất thấp bể Cửu Long 32 2.2 Nguyên nhân gây đá chứa dầu điện trở suất thấp 33 2.2.1 Ảnh hưởng điều kiện kỹ thuật giếng khoan 33 2.2.2 Ảnh hưởng môi trường địa chất 36 CHƯƠNG 3: PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ CHỨA DẦU ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP 43 3.1 Thông số vỉa chất lưu ảnh hưởng đến điện trở suất đá chứa 43 iv 3.1.1 Độ rỗng 43 3.1.2 Độ bão hòa 44 3.1.3 Áp suất 44 3.1.4 Độ thấm 47 3.1.5 Chiều cao cột dầu (h) 49 3.1.6 Chiều dày hiệu dụng vỉa chứa dầu 50 3.1.7 Diện tích thân dầu 50 3.1.8 Nhiệt độ 51 3.1.9 Tính dính ướt 52 3.1.10 Sức căng bề mặt (IFT) 52 3.2 Các phương pháp nghiên cứu thơng số độ bão hịa nước đá chứa dầu khí điện trở suất thấp 52 3.2.1 Các tiêu chí xác định đá chứa dầu điện trở suất thấp .53 3.2.2 Sử dụng phương pháp đo điện trở trình khoan 55 3.2.3 Sử dụng thiết bị đo điện trở định hướng 57 3.2.4 Sử dụng phương pháp cộng hưởng từ hạt nhân 58 3.2.5 Tính tốn độ bão hịa nước cho vỉa chứa có sét phân tán dựa tài liệu ĐVLGK 62 3.2.6 Phương pháp tính tốn độ bão hịa nước Sw dựa áp suất mao dẫn (Pc) 66 3.2.7 Phương pháp tính tốn độ bão hịa nước Sw dựa hàm J 68 3.2.8 Độ bão hào nước theo phương pháp Johnson 70 3.2.9 Độ bão hòa nước phương pháp Cuddy 70 3.2.10 Xác định độ bão hòa nước phương pháp Sket- Harrison 71 3.2.11 Xác định độ bão hòa nước phương pháp chất lượng đá chứa (RQI) 72 3.2.12 Xác định độ bão hòa nước theo độ rỗng chiều cao cột dầu 72 3.2.13 Xác định độ bão hòa nước chất lượng đá chứa biến thể (RQIm*h) 73 3.3 Chiều cao cột dầu 74 3.3.1 Tổng quan chung 74 3.3.2 Phương pháp xác định chiều cao cột dầu 75 v CHƯƠNG DỰ BÁO ĐỘ THẤM TUYỆT ĐỐI VÀ HÀM LƯỢNG NƯỚC CỦA CÁC VỈA CHỨA CỦA ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU 90 4.1 Dự báo độ thấm tuyệt đối 90 4.1.1 Mơ hình lắng đọng trầm tích 90 4.1.2 Mô hình dự đốn độ thấm tuyệt đối (Ka) 99 4.2 Dự báo hàm lượng nước mở vỉa 102 4.2.1 Độ thấm tương đối 102 4.2.2 Độ thấm tương đối mẫu lõi 104 CHƯƠNG ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG THẤM CHỨA TRẦM TÍCH ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP MỎ TGT LÔ 16-1 106 5.1 Xác định độ bão hòa nước 106 5.1.1 Xác định độ bão hòa nước theo ĐVLGK 106 5.1.2 Xác định độ bão hòa nước theo áp suất mao dẫn (Pc) 106 5.1.3 Xác định độ bão hòa nước theo hàm J 108 5.2 Xác định chiều cao cột dầu theo ĐVLGK đối tượng nghiên cứu 113 5.3 Thể ranh giới nước tự đồ cấu tạo 119 5.4 Xác định độ thấm tuyệt đối 120 5.5 Dự báo hàm lượng nước mở vỉa 123 5.6 Đánh giá tiềm thấm chứa đối tượng nghiên cứu 125 KẾT LUẬN 126 DANH MỤC CÁC CƠNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ TÀI LIỆU THAM KHẢO vi DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CÁC CHỮ VIẾT TẮT Chữ viết tắt Chữ viết đầy đủ BHS : Mẫu chất lưu lấy điều kiện vỉa BS&W : Phần trăm hàm lượng nước khai thác (%) BVW : Nước bao quanh BVWSXO : Nước bao quanh khu vực đới ngấm CEC : Khả trao đổi Cation Core : Mẫu lõi DTC : Đường cong siêu âm sóng nén ĐVLGK : Địa vật lý giếng khoan EP : Áp suất dư- Excess Pressure (psi) FMI : Thiết bị đo hình ảnh giếng khoan fo : Tỷ phần hàm lượng dầu khai thác theo tính toán (%) fw : Tỷ phần hàm lượng nước khai thác theo tính tốn (%) FWL : Ranh giới nước tự (m) h : Chiều cao cột dầu (m) H : Chiều dày vỉa chứa (m) Hef : Chiều dày hiệu dụng (m) IFT : Sức căng bề mặt (dyn/cm) J : hàm J function K : Độ thấm tuyệt đối (mD) Kcr : Độ thấm tuyệt đối tho mẫu lõi (mD) Ko : Độ thấm hiệu dụng dầu Kro : Độ thấm tương đối dầu Krw : Độ thấm tương đối nước Kw : Độ thấm hiệu dụng nước LLD : Đường cong điện trở đo sâu sườn ohm.m LLS : Đường cong điện trở đo nông sườn ohm.m LWD : Phương pháp đo địa vật lý giếng khoan khoan vii Chữ viết tắt Chữ viết đầy đủ MD : Chiều sâu theo thân giếng khoan MDT/RCI : Phương pháp đo áp suất thành hệ, nhiệt độ, lấy mẫu chất lưu dạng điểm MSFL : Đường cong đo vi hệ cực hội tụ cầu ohm.m NMR/CMR : Thiết bị đo cộng hưởng từ hạt nhân FAC50 :Tướng trầm tích FLUO : Phát quang dầu khí FRAC :Tỷ phần dầu khí nước LITHOLOPGY : Thành phần thạch học NPHI (CNC) : Đường cong neutron OWC : Ranh giới dầu nước (m) OD : Optical density- mật độ chất lưu lấy mẫu Pc : Áp suất mao dẫn (psi) PLT : Tổ hợp thiết bị đo mặt cắt dịng PP_ST_DYN_TOOL: Hình ảnh giếng khoan động PP_CBA_STAT_TOOL: Hình ảnh giếng khoan tĩnh PORcr : Độ rỗng theo maauc lõi Qo : Lưu lượng dầu (bopd) Qw : Lưu lượng nước (bwpd) RCA : Phân tích mẫu lõi thơng thường Rh : Điện trở suất theo phương ngang (ohm.m) RHOB : Đường cong mật độ (g/cm3) RHOZ (ZDEN) : Đường cong mật độ hệ (g/cm3) RQI : Chỉ số chất lượng đá chứa Rv : Điện trở suất theo phương thẳng đứng (ohm.m) SEDL50 : Thạch học trầm tích S50C, RLA5 : Đường cong đo điện trở suất sâu ohm.m SCAL : Phân tích mẫu lõi đặc biệt viii Chữ viết tắt Chữ viết đầy đủ Sor : Độ bão hòa dầu tàn dư % Sw : Độ bão hòa nước chung Swi : Độ bão hòa nước ban đầu Swt : Độ bão hòa nước tổng Sw_J : Độ bão hòa nước tổng theo hàm J Swpc : Độ bão hòa nước tổng theo áp suất mao dẫn Swl : Độ bão hòa nước tổng theo LOG T2 : Thời gian phân rã nguyên tử H môi trường từ trường TVDss : Chiều sâu thẳng đứng XRD : Đo nhiễu xạ tia X ΔP : chênh áp suất (psi) μo : Độ nhớt dầu (cP) μw : Độ nhớt khí (cP) Фđ : Độ rỗng động Фe : Độ rỗng hiệu dụng (%) Фt : Độ rỗng tổng (%) D S T#1 (2885-2963) 5655 bopd & bwpd 2890 2910 Depth (m tvds s ) 2900 2920 2910 2930 120 2920 2940 2930 TGT-7X 2940 2950 D epth (m tv ds s ) Chiều sâu tuyệt đối (mTVDss) Áp suất dư (psi) 2950 2960 2960 2970 2970 Chiều cao cột dầu (m) Dầu xuống tới xác định DST 2969.5 FWL xác định áp suất dư 2980 2980 2990 Chú thích 2990 3000 Giếng khoan 3000 Ranh giới thân dầu Ranh giới dầu nước tự đới chuyển tiếp Nước lên tới 3010 TGT-7X -2965.4 m 3010 3020 TGT-6X / TGT-3X -2969.5 m -3037.3 m Áp suất dư (psi) Chiều sâu tuyệt đối (mTVDss) 3030 3020 5.2L_160 TGT-6X TGT-3X 3030 3040 3037.3 Chiều cao cột dầu (m) FWL xác định áp suất dư 3050 3060 Hình 5.10 Thể ranh giới nước tự đồ cấu tạo tầng 5.2L3070 khu vực trung tâm 3080 Các ranh giới nước tự xác định cho tồn vỉa chứa thơng qua 3090 tính tốn áp suất dư dùng cho việc tính tốn dự đốn kết dịng 3100 khoảng mở vỉa giai đoạn phát triển mỏ Việc dự đoán chiều cao cột dầu, 3110 độ bão hòa nước ảnh hưởng trực tiếp đến kết dự đoán hàm lượng nước khoảng mở vỉa 5.4 Xác định độ thấm tuyệt đối Độ thấm tuyệt đối đối tượng nghiên cứu tác giả phân theo tướng địa chất dựa quan hệ rỗng thấm mẫu lõi sau kiểm chứng với kết độ thấm từ MDT/RCI kết đo dòng thực tế Mối quan hệ độ rỗng độ thấm dựa mẫu lõi theo tướng địa chất cho mơi trường đồng sơng ngịi hình 5.11 5.12 121 Mối quan K PHI mẫu lõi tướng tràn bờ K (mD) K (mD) Mối quan K PHI mẫu lõi tướng lịng sơng Tràn bờ Lịng sơng PHIE PHIE Mối quan K PHI mẫu lõi tướng bãi tràn K (mD) K (mD) K (mD) Mối quan K PHI mẫu lõi tướng bùn Mối quan K PHI mẫu lõi tướng ngập lụt Bùn Ngập lụt Bãi Tràn PHIE PHIE PHIE Hình 5.11 Mối quan hệ độ rỗng độ thấm dựa mẫu lõi mơi trường sơng ngịi Mối quan K PHI mẫu lõi tướng chảy chìm K (mD) K (mD) Mối quan K PHI mẫu lõi tướng trọng lực Trọng lực Chảy chìm PHIE Mối quan K PHI mẫu lõi tướng sông SF K (mD) K (mD) PHIE Mối quan K PHI mẫu lõi tướng ven hồ Ven hồ Cửa sông SF PHIE PHIE Mối quan K PHI mẫu lõi tướng bùn đầm hồ K (mD) K (mD) Mối quan K PHI mẫu lõi tướng cửa sông MB Cửa sông Bùn đầm hồ PHIE PHIE Hình 5.12 Mối quan hệ rỗng thấm dựa mẫu lõi theo tướng trầm tích đầm hồ 122 Như tướng trầm tích phải dự báo trước dự báo độ thấm, tướng trầm tích dự báo dọc theo giếng khoan theo phương pháp ANN với khoảng có mẫu lõi lựa chọn khoảng training, tướng địa chất - độ rỗng hiệu dụng (PHIE) - hàm lượng sét (Vcl) khoảng mẫu lõi giá trị đầu vào để xây dựng mơ hình dự báo tướng địa chất sau dùng mơ hình để dự báo cho tồn giếng khoan Tướng trầm tích dự báo so sánh với tướng trầm tích mẫu lõi với độ sai biệt nhỏ Để nâng cao mức độ tin tưởng mơ hình dự báo tướng trầm tích, cách để ẩn giá trị tướng khoảng có mẫu lõi sau dùng giá trị tướng nội suy để so sánh với giá trị ẩn Nếu độ sai biệt nhỏ 3% coi chấp nhận Tại đối tượng nghiên cứu tướng trầm tích dự đốn cho tồn giếng khoan khai thác sau kiểm chứng mối quan hệ độ rỗng độ thấm khoảng mở vỉa so sánh với độ thấm vỉa điểm đo RCI hình 5.13 5.14 Mối quan K PHI mẫu lõi tướng tràn bờ K (mD) K (mD) Mối quan K PHI mẫu lõi tướng lịng sơng Lịng sơng Ngập nước PHIE PHIE Mối quan K PHI mẫu lõi tướng tràn bờ/bãi tràn K (mD) K (mD) Mối quan K PHI mẫu lõi tướng bùn Tràn bờ Bãi Tràn Bùn PHIE Hình 5.13 Mối quan hệ độ rỗng độ thấm cho môi trường sông ngòi kiểm chứng với kết đo dòng 123 Mối quan K PHI mẫu lõi tướng chảy chìm K (mD) K (mD) Mối quan K PHI mẫu lõi tướng ven hồ Ven hồ Mối quan K PHI mẫu lõi tướng trọng lực/của sơng Chảy chìm Trọng lực Cửa sông MB PHIE PHIE Mối quan K PHI mẫu lõi tướng bùn đầm hồ Mối quan K mẫu lõi tướng sông SF AllPHI RCA plugs K andcửa Poro 10000.00 1000.00 y = 0.0008e43.877x R² = 0.8508 100.00 1.00 K (mD) K (mD)Kcr, mD 10.00 0.10 Cửa sông SF SandFlat PLT 0.01 0.00 0.000 Bùn đầm hồ MDT/RCI Expon (SandFlat) 0.050 0.100 0.150 0.200 0.250 0.300 PHIE v/v Porocr, PHIE Hình 5.14 Mối quan hệ độ rỗng độ thấm cho môi trường đầm hồ kiểm chứng với kết đo dòng Như dựa quan hệ rỗng thấm mơi trường sơng ngịi trầm tích lịng sơng có tích chất thấm chứa tốt sau đến cá trầm tích tràn bờ trầm tích chảy tràn Trong mơi trường đầm hồ trầm tích trọng lực cát kết cửa sơng có tính chất thấm tốt trầm tích ven hồ (lake shoreface) trầm tích chảy rối 5.5 Dự báo hàm lượng nước mở vỉa Dựa độ thấm tuyệt đối phân năm loại đá chứa tương ứng với năm bảng độ thấm tương đối chuẩn hóa (Normalize) dựa điểm nút (endpoints) bao gồm: Swi, kro, Sor, krw Hàm lượng nước vỉa dự báo xác có độ tin cậy cao phục vụ cho cơng tác mở vỉa khai thác nhiệm vụ trọng tâm đề tài này, phương pháp luận tiếp cận xuyên suốt từ đầu hàm lượng nước (Water cut) đối sánh với tất khoảng mở vỉa thực tế với số liệu đo PLT Kết cho thấy khác biệt dự báo thực tế 6% cho toàn giếng hoàn tồn chấp nhận Hàm lượng nước dự báo xác đóng góp vào chiến lược mở vỉa Các vỉa có hàm lượng nước thấp ưu tiên khai thác trước Các vỉa có hàm lượng nước tương tự mở vỉa nhau, vỉa dự báo có hàm lượng nước vỉa 124 (Water cut) cao mở vỉa sau Thời điểm để đưa vỉa có hàm lượng nước cao vào khai thác hàm lượng nước khai thác với hàm lượng nước dự báo Các vỉa có hàm lượng nước thấp có độ thấm thấp ưu tiên khai thác trước, vỉa có độ thấm cao mở vỉa bổ sung sau Như nâng cao hệ số thu hồi giếng khoan Nếu khai thác gộp vỉa có độ thấm thấp vỉa có độ thấm cao vỉa có độ thấm thấp không khai thác Dự báo hàm lượng nước trước mở vỉa dự báo lưu lượng ban đầu giếng khoan sở để dự báo sản lượng khai thác (bảng 5.2) Bảng 5.2 Dự báo hàm lượng nước giếng A khu vực phía bắc mỏ H1-5P (5.2U/L) PLT Top Perf Btm Perf Unit (mMD-BRT) (mMD-BRT) 3129.5 3137.0 3146.5 3157.0 3163.5 3213.0 5.2U_080 5.2U_090/100 5.2U_110/120 5.2U_130 5.2L_010 5.2L_080 /090 3134.0 3143.0 3154.0 3160.5 3171.0 3219.0 Perf Length (m) 4.5 7.5 3.5 7.5 Sw 0.243 0.243 0.300 0.300 0.300 0.304 Sw KFLOW Netpay (mD) (original) (m) 0.243 0.243 0.285 0.199 0.267 0.304 35.0 2043 3019 898 392 604 1922 5.2 1.7 4.1 1.5 6.2 3.0 8878 21.6 Kro Krw Ko (mD) 0.385 0.385 0.476 0.476 0.476 0.476 0.013 0.013 0.000 0.000 0.000 0.000 787 1163 24 187 287 915 Kw (mD) 26.8 39.6 0.0 0.0 0.0 0.0 Ko*H WCT (mD*ft) 13382 6489 320 906 5852 8882 35,831 8% 8% 0% 0% 0% 0% 2% Oil 642 864 683 276 428 836 Water 0 0 BSW 0% 0% 0% 0% 0% 0% 3729 0% Bảng 5.3 Dự báo hàm lượng nước giếng B khu vực phía trung tâm mỏ H4-14P (5.2U) Unit 5.2L_010 5.2L_020 5.2L_030 5.2L_040 5.2L_050 5.2L_060 5.2L_070 5.2L_080 5.2L_090 PLT Top Perf Btm Perf (mMD(mMDBRT) BRT) 3789.5 3797.5 3804.0 3816.0 3826.5 3831.5 3839.0 3850.5 3857.0 3795.5 3802.0 3808.5 3822.0 3829.5 3837.0 3843.0 3853.0 3861.0 Perf Length (m) 6.0 4.5 4.5 6.0 3.0 5.5 4.0 2.5 4.0 Sw 0.400 0.363 0.301 0.359 0.332 0.303 0.300 0.310 0.391 Sw KFLOW Netpay (original) (mD) (m) 0.310 0.363 0.301 0.359 0.332 0.303 0.276 0.310 0.391 40.0 239.8 795.2 1873.3 4023.5 1786.1 1561.2 1253.1 861.1 3455.2 15849 5.2 1.7 4.1 1.5 1.5 1.5 1.5 6.2 3.0 Kro Krw Ko (mD) Kw (mD) Ko*H (mD*ft) WCT 0.424 0.246 0.476 0.127 0.343 0.476 0.476 0.426 0.094 0.000 0.015 0.000 0.042 0.008 0.000 0.000 0.003 0.048 102 196 24 512 613 743 596 367 326 0.0 11.9 0.0 169.0 14.7 0.0 0.0 2.5 166.3 1729 1092 320 2484 2979 3608 2896 7480 3163 0% 10% 0% 30% 7% 0% 0% 2% 8% 1239 468 299 539 612 398 518 560 560 Water 0 180 203 69 0 43 25,749 11% 5193 495 26.0 Oil BSW 0% 0% 38% 27% 10% 0% 0% 0% 7% 9% Bảng 5.4 Dự báo hàm lượng nước giếng C khu vực phía nam mỏ H5-25P (OligC) PLT Top Perf Btm Perf Perf (mMD(mMD- Length BRT) BRT) (m) C_010 3271 3277 6.1 C_020 3281 3284 2.9 C_030 3286 3292 5.7 C_040 3297 3301 4.1 C_045 3305 3309 5.3 C_050 3320 3324 3.7 C_060 3327 3331 1.8 C_070 3340 3343 7.1 C_080 3352 3363 3.3 10 C_090 3368 3370 3.2 11 C_090 3374 3377 2.4 12 C_100_1 3391 3394 5.4 13 C_100_2 3396 3401 4.9 14 C_110 3406 3411 7.7 15 C_115 3420 3428 3.2 16 C_115 3433 3436 17 C_125 3452 3456 5.5 18 C_130 3458 3463 6.4 19 C_140 3471 3477 3.6 Unit 109.5 Sw 0.500 0.600 0.500 0.500 0.600 0.400 0.500 0.418 0.400 0.400 0.364 0.400 0.600 0.500 0.600 0.308 0.283 0.300 0.600 Sw KFLOW Netpay (original) (mD) (m) 0.469 0.406 0.395 0.374 0.428 0.327 0.281 0.418 0.397 0.295 0.364 0.317 0.303 0.288 0.352 0.308 0.283 0.280 0.286 37.0 4.0 27.0 23.0 8.0 386.0 28.0 61.0 140.5 69.5 151.7 0.0 31.0 9.5 379.5 1.5 1374 0.6 2.0 4.8 2.6 1.1 3.6 1.7 1.8 1.8 2.1 1.1 5.0 2.7 2.4 1.6 1.1 2.7 6.2 2.4 54.4 Kro Krw 0.378 0.337 0.378 0.378 0.337 0.424 0.378 0.341 0.424 0.424 0.127 0.424 0.337 0.378 0.337 0.197 0.247 0.476 0.337 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.005 0.000 0.000 0.042 0.000 0.000 0.000 0.000 0.033 0.027 0.000 0.000 Ko (mD) Kw (mD) Ko*H (mD*ft) 14 10 164 11 21 60 29 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 0.0 64 12 0.0 0.0 0.0 0.0 181 0.0 0.0 28 161 74 1944 59 125 358 206 1047 94 17 0 3674 7,889.4 WCT Oil 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 4% 0% 0% 50% 0% 0% 0% 0% 33% 25% 0% 0% 0% Water BSW 17 111 41 599 292 18 35 55 31 368 181 75 102 43 155 820 88 0 0 0 0 0 0 0 0 27 17 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 3% 17% 3082 69 2% 125 5.6 Đánh giá tiềm thấm chứa đối tượng nghiên cứu Tiềm thấm chứa luận án đánh giá dựa K*h*So dựa số liệu phân tích Địa Vật Lý giếng khoan có kiểm chứng kết đo mặt cắt dòng Mỗi khu vực nghiên cứu có giếng khoan đại diện dùng để đánh giá tiềm thấm chứa dự báo xu đối tượng nghiên cứu Các giếng khoan khu vực phía Nam khoan sau khu vực phía Bắc khu vực Trung Tâm vào khai thác nên áp suất vỉa đo bị suy giảm không sử đụng để đánh giá chiều cao cột dầu Bảng 5.5 Dự báo hàm lượng nước giếng A,B khu vực phía bắc trung tâm mỏ GK phía Bắc Chiều cao Độ thấm cột dầu tuyệt đối (K) pđv m mD ILBH 5.2U 0.708 14.6 1133.9 ILBH 5.2L 0.642 8.5 C 0.607 16.2 Tầng So GK phía Trung Tâm So*h*K So m.mD pđv Chiều cao Độ thấm cột dầu tuyệt đối (K) So*h*K m mD m.mD 11715.4 0.629 8.0 491.6 2472.4 704.4 3845.9 0.574 5.0 321.2 921.3 214.7 2110.1 0.618 8.2 133.3 675.9 Tầng ILBH5.2U giếng khoan đại diện khu vực phía Bắc có số K*h*So 12715m.mD cao so với giếng khu vực phía Trung Tâm 4.7 lần Tầng ILBH5.2L giếng khoan đại diện khu vực phía Bắc có số K*h*So 3846m.mD cao so với giếng khu vực phía Trung Tâm 4.2 lần Tầng Oligoxen C giếng khoan đại diện khu vực phía Bắc có số K*h*So 2110m.mD cao so với giếng khu vực phía Trung Tâm 3.1 lần Ngồi hệ số dẫn thủy dầu Ko*H số để so sánh tiềm thấm cho đối tượng vỉa chứa sản phẩm chính, hệ số dẫn thủy giếng khoan đặc trưng cho khu vực so sánh kiểm chứng khả đóng góp dòng khoảng mở vỉa Kết giếng đại diện khu vực phía Bắc có Ko*H 35831mD*ft, giếng đại diện cho khu vực phía Nam 25749mD*ft giếng đại diện cho khu vực phía Nam 7899 mD*ft 126 KẾT LUẬN Dựa kết nghiên cứu, số kết luận rút sau: - Mơ hình đá chứa dầu điện trở suất thấp khu vực nghiên cứu mơ hình cát sét phân tán sét phân lớp, nguyên nhân sét phân lớp phân tán nguyên nhân gây điện trở suất thấp đới chứa dầu - Đối tượng nghiên cứu có chiều sâu đới ngấm lớn điện trở suất đối tượng nghiên cứu cần đo nhanh để giảm thiểu ảnh hưởng đới ngấm Đối với trầm tích lát cắt điện trở suất thấp bước hiệu chỉnh số liệu trước minh giải cần thiết Phương pháp đo điện trở bất đẳng hướng cần tiến hành đo đạc để nâng cao mức độ xác phục vụ nghiên cứu đánh giá thành hệ - Mơ hình dự báo độ bão hòa nước cho đối tượng nghiên cứu: Áp dụng mơ hình sét phân tán hiệu chỉnh điện trở suất giá trị Rs trước tính tốn độ bão hịa nước Độ bão hịa nước phân tích phải kiểm chứng phù hợp với kết mở vỉa thực tế Độ thấm vỉa chứa cao dao động chủ yếu khoảng 100-1500mD Mơi trường trầm tích sơng ngịi trầm tích lịng sơng cổ có độ thấm tốt nhất, mơi trường trầm tích đầm hồ trầm tích dịng chảy trọng lực chiếm ưu - Phân chia mối quan hệ tính chất rỗng thấm theo mơi trường trầm tích phương pháp phù hợp với đối tượng nghiên cứu với đối tượng có điều kiện địa chất phức tạp Việc phân chia làm giảm thiểu sai số cho công tác dự báo độ thấm vỉa chứa phân lớp mỏng - Xác định ranh giới dầu nước chiều cao cột dầu phương pháp áp suất dư có độ tin tưởng cao, dựa chiều cao cột dầu độ bão hịa nước dự báo cách độc lập thông qua hàm J Pc kết hợp với phân loại theo nhóm địa chất Đây phương pháp cần áp dụng cho lát cắt điện trở suất thấp phân lớp mỏng Mơ hình dự báo độ bão hịa nước hàm J Pc cho kết hợp lý nhiên phải phân loại theo nhóm trước xây dựng hàm quan hệ 127 - Đặc trưng thấm khu vực phía bắc mỏ tốt nhiều so với khu vực trung tâm mỏ độ thấm có xu giảm dần theo chiều sâu theo hệ tầng ILBH 5.2U xuống tầng Oligoxen C - Như khả thấm chứa đối tượng nghiên cứu tốt khu vực phía Bắc giảm dần phía Nam DANH MỤC CÁC CƠNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ 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 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 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 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 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 Cù Xuân Bảo, Phạm Thị Thủy, John Sutherland, Bùi Hữu Phước, Bùi Thiệu Sơn, Nguyễn Anh Đức (2018), Tổ hợp thiết bị địa vật lý giếng khoan ống chống theo dõi thay đổi độ bão hòa nước quản lý mỏ Tê Giác Trắng- Tạp chí dầu khí 2-2018 TÀI LIỆU THAM KHẢO Phan Từ Cơ (2007), Thủy động lực học- Lý thuyết ứng dụng công nghệ khai thác dầu khí., Nhà xuất khoa học kỹ thuật Hà Nội Nguyễn Văn Phơn, Nguyễn Phương Thủy (2006), Nghiên cứu đặc điểm địa chất tính chất vật lý tầng chứa điện trở suất thấp Mioxen hạ, lô 01-02 bể Cửu Long, Đề tài nghiên cứu khoa học PGS.TS Hoàng Văn Quý (2018), Địa Vật Lý Giếng Khoan, Nhà Xuất Bản Đại Học Quốc Gia TPHCM Tổng cơng ty Dầu khí Việt Nam (2005), Địa chất tài nguyên dầu khí Việt Nam A.D Hill, Assoc Professor University of Texas Production Logging - Theoretical and Interpretive., Monograph Volume 14, Society of Petroleum Engineers 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 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 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 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 Hồng (2013), Ngun nhân gây tượng điện trở suất thấp mơ hình tính tốn độ bão hịa Hydrocarbon tầng sản phẩm Tubidite bể Sơng 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-ofSpain, 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 CasedHole 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 Hồng Ngọc Đơng (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 Đơng- Đơng 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 lơ 16-1 ngồi khơi Việt Nam”, Bộ Công Thương Hà Nội