TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT
KHOA DẦU KHÍ

Báo cáo kết quả nghiên cứu công trình
Tên đề tài: “Nghiên cứu mối quan hệ giữa độ rỗng, độ thấm và độ
mở của lỗ rỗng trong đá chứa dầu khí”
1
MỤC LỤC
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT 1
KHOA DẦU KHÍ 1
2
MỞ ĐẦU
Trong quá trình tìm kiếm, thăm dò và khai thác Dầu khí thì việc nghiên cứu các thông
số của vỉa chứa và sự tác động qua lại giữa chúng là rất quan trọng. Chúng có tác động
trực tiếp đến quá trình di chuyển và tích tụ dầu khí, đồng thời nó cũng có ý nghĩa quan
trọng trong quá trình khai thác.
Trong khuôn khổ nội dung bài viết này chúng tôi xin trình bày nghiên cứu về mối liên
hệ giữa các thông số : Độ rỗng, độ thấm và độ mở của lỗ rỗng trong vỉa chứa. Từ đó đưa
ra các phương pháp để đánh giá chất lượng đá chứa của tầng Miocen dưới của GK-X lô
12E bể Nam Côn Sơn.
3
1. Độ rỗng, độ thấm và độ mở của lỗ rỗng
1.1. Độ rỗng
I.1.1. Khái niệm độ rỗng
Độ rỗng của đất đá được biểu thị bằng tỉ số phần trăm giữa thể tích các chỗ trống đó
với tổng thể tích đá. Độ rỗng thường được tính theo công thức:
Trong đó V
V
là phần thể tích không gian lỗ rỗng và V
T
là tổng thể tích của đá

1.3 Khái niệm độ mở của lỗ rỗng
Giữa hai hạt đá nằm cạnh nhau thường tồn tại một khoảng không gian nhỏ đóng vai
trò kết nối giữa các lỗ rỗng lớn hơn. Khoảng không gian chính là độ mở của lỗ rỗng
( pore throat).

2. Áp suất mao dẫn
6
2.1 Khái niệm áp suất mao dẫn
Áp suất mao dẫn (Pc) là sức chống lại lực kéo hydrocacbon di chuyển. nó là hàm số
của sức căng mặt ngoài (γ) với độ thấm ướt (θ) và bán kính khe hở (r). Pc tăng khi độ mở
khe nứt giảm, sức căng mặt ngoài tăng, và góc tiếp xúc tăng ( lớn hơn với sự thấm ướt
của dầu). Nó được biểu diễn bởi công thức sau:

Nó biểu thị giả định gần đúng hiện tượng mao dẫn xảy ra trong mặt cắt ngang của
ống chống. Nó chỉ thực sự gần đúng và đúng nhất với độ rỗng giữa hạt và độ rỗng giữa
tinh thể.
2.2 Xác định áp suất mao dẫn.
Kiểm tra áp suất mao dẫn với thủy ngân, mẫu đá được đo độ rỗng khi bơm đầy thủy
ngân (Hình 1). Áp suất trong khoang trống được nâng lên tới một mức áp suất xác định
P1. Độ rỗng của mẫu kiểm tra được biết trước, thể tích của thủy ngân được bơm đầy có
thể chuyển thành tổng thể tích lỗ rỗng được lấp đầy thủy ngân (ví dụ 10% tại 10psi ở
điểm M1). Tất cả lỗ rỗng được lấp đầy thủy ngân tại điểm kiểm tra với bán kính khe nứt
nhỏ nhất 10µ và lớn hơn và miêu tả là 10% của thể tích mẫu. tiến hành lặp lại vài lần với
các khoảng thời gian và áp suất khác nhau ( ta được các điểm M2 tới M5).
7
(1)
Khi vẽ qua các điểm kiểm tra áp suất ta được đường cong áp suất mao dẫn tượng
trưng cho kích thước khe hổng của mẫu đá, nó liên quan đến kích thước khe hổng và sự
kháng cự lại áp suất mao dẫn (Pc). Hình vẽ qua các điểm phân bố áp suất :
8

=20% và
P
c
=200psi là 0.5μ. Chiều cao của cột hydrocacbon là:
h= 200psi * 0.7 =140 ft đối với dầu
h= 200psi * 0.4 = 50 ft đối với khí
3. Mối liên hệ giữa độ rỗng, độ thấm và độ mở của lỗ rỗng
3.1 Xác định áp suất mao dẫn (P
c
) trong phòng thí nghiệm
• Nguyên tắc đo P
c
được thể hiện ở dưới đây:
10
Hình 3

Trên hình thể hiện quá trình xác định P
c
trong phòng thí nghiệm. Một hình trụ chứa
các lỗ hổng có 3 đường kính khác nhau: lớn(r
1
), trung bình(r
2
) và nhỏ(r
3
). Hình trụ được
chứa đầy dầu.
+ Với P
c
=0 ( Hình bên trái trên cùng) thì dầu trong hình trụ không thể dịch chuyển vào

Hình 4. Nguyên tắc đo P
c
(Theo Vavra 1992)
Trên hình bên trái thể hiện kết quả phân tích được vẽ trên đồ thị với trục hoành là thể
tích Hg được bơm vào( Pha không dính ướt) và trục tung là áp suất được tăng theo từng
bậc. trong thực tế thì sự gia tăng áp suất theo chiều tăng sẽ dẫn tới một đường cong P
c
được thể hiện ở hình bên phải.
• P
c
được ứng dụng trong việc đo mẫu để thay thế cho việc thay thế nước bằng
hydrocarbons, tương đương với áp suất đẩy trong vỉa khi hydrocarbons dịch chuyển vào
và nạp vào trong vỉa (Heymans, 1998). Được thể hiện rõ trong ví dụ (hình 6) với 4 mẫu
đá với áp suất đầu vào khác nhau.

12
Hình 5
Trên hình thể hiện với trục hoành là độ bão hòa của Hg và trục hoành là áp suất bơm
Hg P
cl
(Psia), độ mở của lỗ rỗng r
c
(microns), áp suất mao dẫn của hệ Dầu-nước mặn P
cr
và chiều cao của mực nước tự do h (m).
3.2 Mối liên hệ giữa P
c
với độ mở của lỗ rỗng và sự phân bố kích thước
Áp suất đầu vào của 4 mẫu sẽ tỷ lệ nghịch với kích thước lỗ hổng (r
c

3.3 Mối liên hệ giữa độ rỗng, độ thấm, độ mở của lỗ rỗng và P
c
Chất lượng vỉa chứa và áp suất đầu vào P
c
cho các loại đá A-D (Hình 6) được cho
bởi bảng 1. Những đá có giá trị độ rỗng, độ thấm nhỏ hơn thì cần P
c
cao hơn và kèm theo
độ mở của lỗ rỗng nhỏ hơn.
14
Hình 7
Bảng 1
3.4 Xác định độ mở của lỗ rỗng và áp suất mao dẫn từ số liệu phân tích mẫu
lõi
Kolodzie(1980), áp dụng đầu tiên công trình của Winland (Sẽ được nói đến trong
phần 4.3 ) để chứng minh rằng độ mở của lỗ rỗng có thể dự đoán chính xác từ kết quả
phân tích mẫu lõi. Theo kinh nghiệm của ông phương trình có dạng sau:
R
35
=5.395*K
0.588
/Ø
0.824
Ở đây: R
35
- là kích thước độ mở của lỗ rỗng(micromét), K – độ thấm không
khí(md), Ø – độ rỗng (%).
Một số người cũng tìm ra phương trình tương tự (Coalson – 1994) hay chỉnh sửa
lại bản gốc ( Pittman – 1992). Phương pháp này được áp dụng tốt với loại đá có độ rỗng
giữa hạt và độ rỗng giữa tinh thể với hệ thống lỗ rỗng theo phương trình Archie. Nó ít

và Ø sử dụng tỷ số K
a
/ Ø (Hartmann& Beaumont-1999) hoặc r
35
( Winland)
sẽ có hiệu quả hơn nhiều cho việc xác định chất lượng của đá. Phương pháp tỷ số K
a
/ Ø
hoặc r
35
có thể cho ta thông tin về dòng chảy chất lưu và chất lượng chứa của đá.
Một ví dụ dưới đây có thể cho thể cho ta thấy việc sử dụng số liệu phân tích K
a
và Ø
riêng biệt để đánh giá chất lượng đá chứa có thể gây nhầm lẫn. Hãy xem xét các loại đá
được thể hiện bằng phương pháp SEM trong hình dưới đây:
Với những số liệu của 2 đơn vị dòng chảy được nêu ở trên thì ban đầu ta có thể nghĩ
đơn vị dòng chảy 1 có chất lượng cao hơn bởi vì nó có độ rỗng gấp 3 và cùng độ thấm
16
Hình 11
với đơn vị dòng chảy 2. Tuy nhiên, về mặt hiệu quả của dòng chảy chất lưu và khả năng
chứa được thể hiện qua K
a
/ Ø hoặc r
35
thì thực tế dòng chảy đơn vị 2 lại là đá tốt hơn.
Trong một phần của đá chứa, việc tăng Ø và giữ nguyên K
a
chứng tỏ rằng lỗ rỗng
đang trở lên nhiều hơn và nhỏ hơn, diện tích tiếp xúc bề mặt của lỗ rỗng cũng tăng lên.

hướng làm thay đổi sự phân bố.Trong ví dụ ở phần trước thì đơn vị dòng chảy 1 có giá trị
K
a
/ Ø là 33 và đơn vị dòng chảy 2 có giá trị K
a
/ Ø là 100. Mặc dù Ø lớn hơn và K
a
là như
nhau cho đơn vị dòng chảy 1, thì giá trị K
a
/ Ø thấp hơn chỉ ra rằng chất lượng của nó thấp
hơn đơn vị dòng chảy 2.
4.2.2 Đồ thị K
a
/ Ø
Trên đồ thị ở bên dưới, những đường đại diện cho hằng số tỷ lệ K
a
/ Ø và phân chia
đồ thị thành những vùng như nhau của các kiểu lỗ rỗng. Dữ liệu điểm trên đồ thị có cùng
một tỷ lệ không đổi có chất lượng dòng chảy không đổi trên một phạm vi rộng lớn của độ
thấm hay độ thấm. Các tập hợp điểm trên đồ thi dưới đây đại diện cho giả thuyết giá trị
17
K
a
/ Ø cho đơn vị dòng chảy 1 và 2 được trình bày ở hình 8. Vị trí các tập hợp điểm có
liên quan tới các đường K
a
/ Ø chỉ ra rằng đơn vị dòng chảy có chất lượng cao hơn về tỷ lệ
K
a

35
= 0.732 + 0.588 log K
a
– 0.864 log Ø
hay r
35
= 10
0.732 + 0.588 log Ka – 0.864 log Ø
Ở đây:
K
a
là độ thấm không khí (md)
Ø là độ rỗng (%)
19
4.3.3 Đánh giá chất lượng đá chứa qua r
35
Chất lượng của đá dễ dàng được đánh giá qua r
35
. Xem xét tập hợp các điểm đại diện
cho các đơn vị dòng chảy 1 và 2 (hình 11) trên đồ thị K
a
/ Ø phía dưới. Các đường cong
chéo đại diện bằng giá trị r
35
. Các điểm trên đồ thị dọc theo cùng một đường đại diện cho
các loại đá có cùng giá trị r
35
và cùng chất lượng. Bằng cách nội suy, giá trị r
35
cho đơn vị

a
, Ø hoặc r
35
) thì các tham số còn lại có thể được
tính theo phương trình của Winland hoặc tính toán từ đồ thị K
a
/ Ø với đường r
35
.
5. Đánh giá chất lượng đá chứa của lô 12E thuộc bể Nam Côn Sơn qua giếng khoan
X
5.1 Sơ đồ vị trí và đặc điểm đá chứa của giếng khoan X
21
GK X
Hình 14. Sơ đồ vị trí GK X
Đá chứa gặp trong giếng khoan X chủ yếu là đá chứa Miocen dưới thuộc hệ tầng Dừa.
Thành phần gồm có sét, bột, cát kết xen kẹp, cát kết đa khoáng, đôi khi gặp các lớp than.
5.2 Kết quả phân tích
5.2.1 Bảng thông số thấm chứa và các giá trị K/Ф và r
35
STT
Độ sâu lấy
mẫu(m)
Độ thấm(md) Độ rỗng(%) K/Ф r
35
1
3231.25 6.379 13.97 0.456621331 1.554541
2
3231.5 3.598 13.54 0.265731167 1.160282
3

3249.06 0.272 12.33 0.022060016 0.297781
19
3250.03 3.396 9.62 0.353014553 1.509443
22
20
3251 0.035 8.54 0.004098361 0.13026
21
3251.28 1.126 8.99 0.125250278 0.864391
22
3253 0.442 9.41 0.046971307 0.493133
23
3254.01 0.78 11.63 0.067067928 0.563804
24
3256.49 0.369 8.43 0.043772242 0.490327
25
3257.25 0.294 9.31 0.031578947 0.396429
26
3258.27 0.318 8.54 0.037236534 0.446246
27
3259 0.103 6.75 0.015259259 0.291504
28
3265.08 0.401 7.87 0.050952986 0.545045
29
3266.03 30.241 16.96 1.78307783 3.132916
30
3267.06 46.599 15.64 2.979475703 4.276944
31
3268.31 22.282 15.99 1.393495935 2.779927
32
3269.22 2.576 13.72 0.187755102 0.951993

tuyến tính. Theo kết quả hồi quy tuyến tính thì ta thấy hệ số tương quan R
2
=0.814 cho
thấy biến thiên của độ thấm theo độ rỗng là rất tốt.
5.2.3 Đánh giá chất lượng đá chứa qua phương pháp tỷ số K
a
/ Ø
Áp dụng phương pháp này ta thấy chất lượng dòng chảy của tầng Miocen dưới của
giếng khoan X có giá trị từ rất kém đến rất tốt (Hình 16), nhưng tập chung chủ yếu là từ
24
Hình15. Quan hệ thấm chứa theo hồi quy tuyến tính
kém đến rất tốt. Có thể nhận xét theo phương pháp này thì mô hình dòng chảy có giá trị
kém đến rất tốt.
5.2.3 Đánh giá chất lượng đá chứa qua phương pháp r
35
25
Hình 16. Đánh giá chất lượng đá chứa qua phương pháp tỷ số K
a
/ Ø